电力现货价格年中分析报告（长周期运行省区2025年版）

注：本报告数据范围为 2025年1月-6月，同比时期为 2024年1月-6月。

下文提及的 “正式运行五省” 或 “正式运行四省”，均指较早转入正式运行的省份，湖北因转正较晚，不包含在其中。

由于浙江省自 2024年6月起开展连续结算试运行，安徽省、陕西省2024年上半年仅实行部分日期结算，所以对此三省不统计同比数据。仅对较早正式运行五省与省间市场进行同比分析。

一、现货运行情况

实时价格

与2024年上半年相比，2025年上半年正式运行五省与省间市场，除甘肃价格上涨外，其他市场价格均下降。

2025年年初冬春季气温偏高，6月全国降水偏多缓解了高温，省间现货市场需求下降，价格中幅下跌。各省市场中，蒙西的价格下降最为显著，全网价格较去年上半年下降了47.17%，主要原因是风光出力均大幅增长，且增幅远高于需求增长幅度；此外，今年报价亦低于去年同期。

今年上半年，广东价格最高，其次是湖北；福建价格最低。除蒙西均价略高于燃煤发电基准价外，其他市场均价均远低于燃煤发电基准价。

福建第一季度需求远低于第二季度，价格显著偏低。

二、新能源捕获价

各市场新能源上半年运行情况

与 2024 年上半年相比，2025 年上半年，正式运行四省（五省去掉广东）光伏捕获价均有所下降；风电捕获价方面，山东、甘肃价格上涨，山西与蒙西则有所下降。

其中，蒙西的风光捕获价均大幅下降，且波动幅度最大，同比分别为- 53.67%、-61.87%，原因是实时市场价格大幅下降，导致新能源捕获价随之下跌。

其次，山西、山东的光伏捕获价较去年同期分别下降52.66%、44.30%，变化幅度同样较大，原因是两省光伏出力均实现较大幅度增长，除与年初春季降水偏少，光照较好外，还与光伏装机容量增加有关。

甘肃风电捕获价同比上涨 27.73%，原因市场统一结算点价格尤其是风电出力较大时段价格明显上涨。

各省逐月详细数据及原因分析，请咨询文末联系人。

浙江光伏出力在各市场中较低，光伏捕获价较高。

各省季度风电捕获价与其实时价格的变化趋势非常相似。

三、火电捕获价

今年上半年，蒙西火电捕获价最高，福建最低。与去年同期相比，甘肃市场价格大幅度增长，现货申报均价同比提升，导致火电捕获价较去年同期上涨了32.07%；蒙西价格同比下降了35.11%，原因同实时价格小节。

火电捕获价逐月走势数据概览：

四、峰谷特性

上半年分时均价曲线

今年上半年，广东实时价格曲线处于中等偏高位置，呈 “三峰两谷” 平缓波动趋势：晚峰至晚间价格最高，其次是凌晨、早峰前后；13 点形成 “V” 型低谷，清晨 5-6 点价格也较低。

浙江曲线较广东曲线位置更低，峰谷差略大于广东，近似不规则的扁“盆型”：傍晚至晚间、凌晨至早峰价格较高，其中傍晚价格上涨稍显著；浙江光伏出力较小，上午至午后价格仅稍低，谷段价格偏高且存在“谷中小高峰”。

福建曲线同样为多峰谷的平缓曲线，位置低于浙江：凌晨1点价格最高，其次是早峰与晚间，中午价格仅略低。

辽宁曲线位于中间位置，呈扁 “M” 型：晚峰、早峰价格较高，凌晨、中午至傍晚价格较低，但谷段价格接近 200元/兆瓦时，峰谷差偏小。

山西、山东、蒙西曲线均近似“鸭子”型，其中山西曲线形态最为典型，三省峰谷差均较大。山西晚峰价格在各市场中最高，凌晨与早峰价格也稍高，中午至午后为价格低谷，且谷段价格在各市场中较低。山东早晚价格均略低于山西，中午价格为各市场最低，少数时段甚至低至负价格。蒙西曲线的早晚价格峰值介于山西与山东之间，中午价格为三省最高；此外，蒙西早峰无明显高企，这一点与其他两省不同。

甘肃曲线近似“盆” 型，峰谷差偏大：凌晨至早峰价格最高，晚峰至晚间紧随其后；中午至午后为价格低谷，13点后至晚峰前，价格缓慢上升。

湖北、安徽、陕西三省价格曲线均近似 “三峰两谷” 形态：晚峰至晚间、凌晨1点价格最高，早高峰也有小高峰，上午至午后为价格低谷，且低谷价格均较高。三省的差异在于：湖北价格最高，谷段持续时间更短；湖北与安徽峰谷差较小，陕西峰谷差偏大；陕西晚峰价格接近湖北，但谷段与凌晨价格显著低于其他两省。

年分时均价峰谷差率

今年上半年，峰谷差率最高的市场为山东，原因是分时最低价为负，峰谷差率大于100%。

第二阵营峰谷差率在90%-77%之间，从高到低依次是：山西、蒙西呼包西、蒙西全网、甘肃、陕西、蒙西呼包东。

峰谷差率最低的市场阵营从低到高为：广东、省间、浙江，均低于50%；其次湖北、安徽、辽宁、福建，峰谷差率介于54%-66%之间的偏低水平。

与去年上半年相比，正式运行五省与省间市场中，除蒙西因风电出力上升与报价水平下降，峰谷差缩小外，其他市场光伏出力增加比风电更显著，中午价格下降幅度更大，峰谷差加大。峰谷差率方面，则是所有价区均同比上升。