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一、现货运行情况
实时价格
与去年同期相比,正式运行五省与省间,除甘肃、广东价格上涨外,其他市场实时月均价均下降。
多数市场需求同比上升,但新能源等供给增加更显著,最终价格同比下降的市场更多。
甘肃价格较去年同期上涨了56.18%,上涨幅度较大,原因是负荷与外送大幅增长,尤其外送上升显著,相比之下,新能源出力增加幅度较小。
广东本月暴雨频繁,负荷大幅增长,同时地方电厂、西电东送、A类机组出力等供给均有下降,因此价格中幅上涨,同比达19.59%。
蒙西仍是价格下降幅度最大的市场,全网价格同比下降了60.10%,除风光出力大幅增加,较需求上升更显著外,还受到报价低于去年同期的影响。
安徽与陕西,去年5月份并未进入不间断结算试运行,同比数据仅供参考。
与上月相比,正式运行市场与省间市场,除了广东、省间价格下降,其他市场价格均上涨。
广东价格小幅下降的原因是,负荷大幅上升,但地方电厂、西电东送出力上升更显著。
蒙西价格大幅上升,呼包东环比达42.37%,涨幅最大,原因是需求基本持平,但风光出力均下降。
省间价格受到天气与五一劳动假期的双重影响:2025年5月全国天气异常,呈现“热、涝、旱、极端”等特征:一是气温显著偏高,全国平均气温较常年高0.9℃,河南、陕西创1961年以来同期新高,多地日最高气温突破春季极值;二是南方强降雨频发,全国平均降水量偏多3.8%,但北方部分地区偏少;三是西北至华北出现阶段性干旱,陕甘宁晋豫等地重旱持续,影响农业生产;四是首次区域性高温影响华北等地,叠加干热风致小麦灌浆受阻;五是气象灾害多发,6次强对流与4次沙尘天气(含强沙尘暴)影响全国,沙尘次数较历史同期偏多。高温增加需求,但劳动节假期使需求较大幅下降,同时降水增多增加了水电出力,最终省间现货价格环比中幅下降,
较晚进入连续结算试运行的市场中,除安徽价格环比上涨,其他三省价格均下降。
其中,浙江价格环比下降了14.04%,波动最大,原因是负荷与省间现货外送均下降,需求下降较供给减少更显著。
湖北价格较上月下降了8.54%,原因是负荷与外送虽有大幅增加,但水电、非市场机组出力等供给均增加幅度更大。
本月月均价最高的市场为广东,其次是湖北;蒙西呼包西本月价格最低。,所有价区均低于本省的燃煤发电基准价。
注:下图虚线为燃煤发电基准价
广东上旬价格最高,A类负荷、西电东送、地方电厂等出力均在各旬中最低,同时劳动节假期期间火电开机少,存在抬价可能性。湖北中旬价格显著高企,原因是需求上升,叠加火电开机较小,晚峰时段价格较高;安徽上旬需求在各旬中最低,风电与非市场电出力在各旬中最高,因此上旬价格远低于中下旬。
其他市场价格波动详细原因,可详询文末联系人。
二、新能源捕获价
各市场新能源本周运行情况
与去年同期相比,正式运行四省,除甘肃风光捕获价均上涨外,其他三省新能源价格均下降。甘肃市场价格因需求增长快过供给而上涨,风光价格搭便车也随之上升。
与上月相比,光伏方面,除浙江光伏捕获价下降外,其他省份价格均上涨。其中,山东光伏价格环比上涨了310.75%,涨幅最大,原因是上旬光伏出力较小,中午均价为正值,拉高了整体光伏捕获价。
蒙西光伏价格较上月上涨了117.72%,涨幅也较大,原因如上节所述,市场价格因风光出力均下降而上涨,上旬负荷最高,但光伏出力最小,下旬风电中午时段过小,上旬与下旬中午价格均较高,拉高整月光伏价格。
风电方面,正式运行省份,除山西风电捕获价小幅下降,其他三省风电价格均环比上涨。
其中蒙西风电价格环比上涨了33.12%,波动最大,原因是下旬风电出力过小,晚峰价格高企。
较晚进入连续结算试运行的四省,则是除安徽风电价格上涨外,其他三省价格均下降,趋势与实时价格变化走势相同。
逐省更详细原因,可详询文末联系人。
三、火电捕获价
本月湖北火电捕获价最高,原因是本月湖北负荷与联络线环比大幅上升,水电与非市场机组出力虽有增加但幅度较小,光伏出力因降雨增多而下降,火电竞价空间仍较大。
甘肃火电捕获价最低,原因是需求较上月下降,风光出力环比均增加,竞价空间缩小。
四、峰谷特性
1
本月分时均价曲线
本月广东价格曲线呈多峰谷波动,凌晨1点价格最高,其次是晚峰至晚间;早峰、中午12点与14点价格有小高峰;其中,中午“M”型小高峰与多暴雨,光伏出力受限有关。
浙江也是不规则的多峰谷曲线,本月光伏出力虽较上月下降,但仍相对处于较高水平,因此上午至午后时段价格显著下降,成为低谷。但谷段价格仍有小高峰,并不平坦。凌晨至早峰、傍晚至晚峰,价格较高,且波动较平缓。
省间曲线位于中间位置,非常平缓,仅晚峰至凌晨、早峰价格略有高企。
陕西为“三峰单谷曲线”,晚峰价格最高,其次是凌晨1点与早峰;上午9点至下午16点,价格稍低形成低谷。
除以上市场外,其他市场曲线均近似“两峰单谷”的“鸭子”型或“盆”型。山西晚高峰价格在各市场中最高,峰谷差较大;山东本月光伏出力较好,中午价格在各市场中最低,为负价格,早峰价格为各市场中最高;甘肃价格曲线峰谷差中等,凌晨至早峰价格较高,其次晚峰至晚间,上午至傍晚的价格低谷均在100元/兆瓦时之上,低谷持续时间较长且有谷中小高峰;蒙西呼包东与呼包西两价区阻塞较大,呼包东较呼包西价格曲线位置高很多,也更平缓;湖北曲线位置整体偏高,峰谷差偏小,凌晨至早峰、晚峰至晚间价格波动较小,近似“盆”型;安徽曲线与湖北较接近,但凌晨至早峰价格比湖北略高,10点之后则低于湖北。
2
分时均价峰谷差率
本月峰谷差率最高的市场阵营(90%以上),从高到低依次是仍是:山东、山西、蒙西呼包西,其中山东超过100%。
其次的第二阵营,峰谷差率在70%-82%间,从高到低依次是:陕西、浙江、蒙西全网、甘肃。
峰谷差率最低的市场阵营从低到高为:省间、广东,均在40%之下。
介于中间的湖北、蒙西呼包东、安徽峰谷差率在60%-66%之间。
3
峰谷电价持续时间
本月蒙西谷段持续时间最长,呼包西达354小时;广东谷段持续时间最短,为69.8小时。
峰段持续时间最长的市场为山东,达298小时;安徽峰段持续时间最短,为28小时。
更详细特征及信息,可详询文末联系人。
注释:
峰谷定义:各省(价区)周均价作为各省基准,15分钟价格超过周均价的1.5倍为峰段,15分钟价格低于周均价的0.5倍为谷段
五、储能收益(2小时)
本月山西晚峰价格在各省中最高,晚峰与中午的价差最大,储能收益最高。广东新能源发电占比相对较小,中午价格均超过200元/兆瓦时,晚峰又无明显高企,价差最小,因此收益最低。
除山西、蒙西、浙江、安徽收益较上月增加外,其他省份收益均下降。其中,浙江储能收益环比增加幅度最大。
六、价格分布
1
实时价格分布
2
价格格极值分布
下图为各价区极端价(最高价、最低价)及其出现小时统计表。
陕西最低价持续的时间最长,达176.5小时;其次是甘肃,最低价持续160.5小时。省间最低价格持续时间最短,仅0.3小时。
最高价持续时间最长的价区是山西,但仅为6.8小时。湖北、安徽、广东、甘肃、省间最高价持续时间均最短,为0.3小时。
七、价差分布
本周平均价差
本月甘肃、浙江价差为正;其他价区均为负价差,即日前平均价格均低于实时平均价格。与上月相同,仍是安徽价差绝对值最高,为-14.94元/兆瓦时,原因是多数日新能源实际出力小于预测值,负荷预测值低于实际负荷,导致实时市场供需紧张;其次是山东,平均价差为-9.35元/兆瓦时,原因与安徽近似。
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