2025年7月电力现货价格及新能源收入月报

下降的市场中，蒙西呼包西的下降幅度最大，同比为-76.50%，原因是新能源整体出力增长较需求增加更显著，同时报价低于去年同期。

其次，浙江的下降幅度为40.93%，原因是负荷下降叠加非市场机组、光伏、核电出力均上升。

山东价格同比下降了8.24%，原因是外受与光伏出力均上升，供给增加较需求上升更显著，而且今年报价较去年同期有所下降。

上涨的市场中，湖北的上涨幅度为53.91%，原因是负荷大幅上升，且占比较大的水电与非市场机组出力均下降。

与上月相比：本月除蒙西价格下降外，其余市场均上涨。

安徽价格较上月上涨了77.99%，在价格上涨的市场中涨幅最大，原因是负荷大幅上升，较供给增加幅度更大，且火电有一定的抬价行为。

其次，辽宁价格上涨了66.93%，幅度也较大，原因是负荷与外送均较大幅增加，叠加风光出力减少。

下降的市场中，蒙西全网的下降幅度为25.27%，原因是本月报价较低。

本月月均价最高的市场是福建，其次是蒙西呼包东；甘肃价格最低。

本月除蒙西全网、蒙西呼包东外，各市场实时价格均低于燃煤发电基准价。

注:下图虚线为燃煤发电基准价

甘肃供需较各省来说较为宽松，所以整体价格较低；山西中旬风电出力较低叠加外送较高，导致价格显著高于上下旬；安徽本月上旬受市场整体机组报价较低影响，价格较低。

南网实时价格

南网五省中，云南、广西、贵州、海南今年6月29日开始连续结算试运行，无同环比数据，以下只分析本月情况。

本月海南月均价最高，为382.06元/兆瓦时，其次是广东，为304.35元/兆瓦时；云南月均价最低，为104.65元/兆瓦时。

南网五省月均价均低于本省的燃煤发电基准价。

二、新能源捕获价

各市场新能源本月运行情况

与去年同期相比：除湖北风光捕获价和甘肃光伏捕获价上涨，山东风电捕获价基本持平外，其他省新能源价格均下降。

其中蒙西光伏、风电捕获价同比分别下降77.25%、75.80%，下降幅度最大，原因是市场价格下降，新能源价格随行就市。

浙江光伏、风电捕获价同比分别下降46.57%、40.76%，降幅较大，原因是实时价格因需求下降供给增加而下降，风光价格也随之下跌。

与上月相比：光伏方面，除蒙西价格下降外，其余市场均上涨。

风电方面，除蒙西、甘肃价格下降外，其余市场均上涨。

安徽光伏、风电捕获价环比分别上涨了110.21%、99.01%，涨幅最大，原因是市场价格大幅上涨，新能源价格搭便车上涨。

辽宁风光捕获价分别较上月上涨了80.87%、98.43%，原因是实时价格因负荷与外送大幅增加，风光出力均下降而上涨，风光价格也随之上升。

光伏捕获价方面，本月福建价格最高，其次是辽宁；陕西价格最低。

风电捕获价方面，本月安徽价格最高，其次是山东；甘肃价格最低。

南网各市场新能源本月运行情况

广州交易中心暂时未公布分风光发电功率数据，本小节用全区域、各省新能源发电功率计算新能源捕获价。

本月广东新能源捕获价最高，海南其次；云南最低。

三、火电捕获价

与去年同期相比，除湖北和山西火电捕获价随市场均价上涨外，其他省火电捕获价均下降。

其中蒙西火电捕获价下降72.61%，下降幅度最大，原因是火电捕获价随市场均价大幅下降。

与上月相比，除蒙西和陕西价格下降外，其余市场均上涨。

安徽的上涨幅度最大，为73.36%。原因是需求较供给上升更显著，竞价空间大幅上升。

其次，福建价格较上月上涨30.43%，主要原因是本月负荷增长，且受下旬雨天较多、光伏出力不足影响，火电竞价空间增加

价格下降的市场中，蒙西下降幅度最大，下降了34.8%。原因是市场价格下降，火电捕获价格随行就市。

本月湖北火电捕获价最高，其次是山东；甘肃价格最低。

四、峰谷特性

本月分时均价曲线

本月广东价格曲线处于全市场中位；晚峰至晚间价格最高，其次是凌晨1点；中午13点价格稍低，但下降不明显，价格略低于250元/兆瓦时，10点、14点价格有小高峰。

浙江价格曲线近似“三峰单谷”的较平缓曲线，位置较低；凌晨、中午、晚峰价格均较高；上午至午间为价格低谷，但在190元/兆瓦时上下。

福建曲线也较平缓，但位置较高，整体呈“下凹”型走势；凌晨价格最高，其次是晚峰至晚间，上午也有小高峰；其他时段则更平缓。

辽宁曲线较特殊，清晨5点前价格在中低位波动，5点出现“v”型小低谷，随后逐小时波动式上涨，20点达到峰值，21点后快速大幅下降；11-20点基本处于市场最高水平。

省间价格曲线形态与辽宁近似，凌晨至上午价格缓慢下降，9点将至最低并呈现“v”型低谷；随后价格波动式一路攀升，中午出现小高峰，短暂下降后继续上涨，直至21点达到全市场最高，23点开始大幅下降。

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。

山西曲线峰谷差较大；晚峰至晚间价格最高，凌晨1点价格也较高，2点迅速下降至中位；上午至午后为价格低谷。

山东价格曲线近似“鸭子”型，峰谷差较大，早晚峰价格较高，上午至午后为价格低谷，10点价格最低，为119.43元/兆瓦时，10点后开始逐小时波动式上涨，20点达到顶峰，随后略有下降。

湖北曲线峰谷差中等，整体呈现不规则“盆”型，上午至午后为价格低谷，但“盆底”价格不平缓，从10点“谷底”开始，价格逐小时上涨；晚21点价格最高。

陕西峰谷差较大，晚峰价格最高（在各市场中处于中位），其次凌晨价格稍高，凌晨至上午，价格逐小时波动下降，10点价格最低，为77.19元/兆瓦时，上午至午后为价格低谷。

蒙西曲线峰谷差中等，晚峰价格尖峰最高，与陕西水平相近；凌晨至午后价格缓慢下降；13点价格降到最低，为191.74元/兆瓦时，然后逐时上涨，晚19点价格最高，为445.13元/兆瓦时。

安徽为“双峰双谷”的较平缓曲线，凌晨至上午价格缓慢下降，10点到14点为价格低谷，14点之后价格波动式上涨，但均在390元/兆瓦时以下。

甘肃为“两峰单谷”的较平缓曲线，位置处于各省较低水平；晚峰至晚间价格最高，其次是清晨和凌晨1点；9点“v”型低谷价格最低。

南网分时均价曲线

广东曲线特性见上文。

南方区域各省曲线趋势均为晚峰、凌晨较高，上午至午后为价格低谷；价格高低位置和峰谷持续时间会有差异。

本月全区域价格曲线在110-550元/兆瓦时的价格区间波动，凌晨1点的价格最高。

海南价格曲线峰谷差最大，中午到午后价格较低，其他时段价格在五省中最高；6点到13点价格单调下降，13点到16点价格快速上升，且13点价格为全天最低的时刻。

广西价格为“两峰单谷”的“鸭子”型曲线，且在五省中较低，晚峰价格最高，其次是凌晨1点，中午与午后价格最低。

贵州价格曲线位置较高，峰谷差偏大；晚峰至晚间、凌晨至早峰价格最高且平缓，中午呈现“W”型低谷，13点价格激增，然后又下降，出现谷中峰。

云南价格曲线在30-190元/兆瓦时的较低价格区间波动，晚间和凌晨价格最高，13点价格最低。

分时均价峰谷差率

本月峰谷差率最高的市场是省间（84.48%），其次从高到低依次是：陕西、辽宁、甘肃、湖北、山东、山西，其峰谷差率在75%-84%之间。

其次的第二阵营，峰谷差率在50%-65%间，从高到低依次是：蒙西呼包西、蒙西全网、蒙西呼包东。

峰谷差率最低的市场阵营从低到高为：福建、浙江、安徽、广东，均在20%-45%之间。

南方区域峰谷差率

云南峰谷价差最小，价差为156.42元/兆瓦时；海南峰谷价差最大，价差为421.73元/兆瓦时。

除广东、全区域、贵州外，其他省份峰谷差率较高，均在75%-85%之间。广东的峰谷差率最低，为42.57%；广西的峰谷差率最高，为85.82%。

本月峰谷电价持续时间

本月甘肃谷段持续时间最长，达265.75小时；广东谷段持续时间最短，为11.5小时。

峰段持续时间最长的市场为辽宁，达198.00小时；福建峰段持续时间最短，仅为0.5小时。

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

南网峰谷电价持续时间

广西谷段持续时间最长，达229.00小时；广东谷段时间最短，为4.00小时（广州、广东交易中心公布数据口径略有差别，统计数据不完全一致）。

广西峰段持续时间为第一，达194.00小时；全区域峰段持续时间最短，为38小时。

五、储能收益(2小时)

辽宁除省间外，晚峰价格最高，价差最大，因此储能收益最高。浙江负荷曲线较平缓，光伏出力占比较小，谷段价格下降不明显，晚峰又无明显高企，价差最小，储能收益最低。

六、价格分布

实时价格分布

南网各省实时价格分布

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。

甘肃最低价持续的时间最长，达264.5小时；其次是陕西，最低价持续147小时。广东和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东和蒙西，但仅为1小时。除了浙江和福建最高价持续时间为0.5小时，其余价区最高价持续时间均为0.3小时。

南网极值分布

南网除贵州海南外，全区域与其他各省分时最低价、最高价持续时间均为1小时，与市场价格波动较大，曲线不重复有关。

七、价差分布

本月平均价差

本月甘肃、湖北、安徽、陕西为负价差；其他价区均为正价差，即日前平均价格均高于实时平均价格。辽宁价差绝对值最高，为51.48元/兆瓦时，原因是日前负荷预测小于实际负荷，新能源预测值常低于实际值，导致日前市场供需紧张。

南网平均价差

本月南网除了云南和海南外，其余省份平均价差均为正。其中，贵州的平均价差绝对值最高，高达49.03元/兆瓦时，推测是负荷预测偏高，或是供给预测偏小，导致日前市场供需更紧张。

排放系数说明：

1、排放系数：根据统调火电出力与该省总发电进行计算。

2、数据：根据各地区实际发电数据计算。

3、统调火电发电占比计算方式为：

该地区统调火电出力占本地总发电的比例，即：统调火电出力/ 本地总发电*100%

4、各地区本地总发电和统调火电出力计算公式如下:

本地总发电=统调负荷+联络线负荷

其中，当该地区为送电方时，联络线负荷为正；该地区为受电方时，联络线负荷为负。

统调火电出力=统调负荷+联络线负荷-本地统调可再生能源发电出力-其他出力

其中，当该地区为送电方时，联络线负荷为正；该地区为受电方时，联络线负荷为负。本地统调可再生能源发电出力包括风电、光伏、水电等。其他出力包括非市场化机组出力、地方发电、核电出力、抽蓄电力等。

储能收益计算逻辑：

储能收益和单位容量收益口径及新计算公式:

1、参数:容量为 10MW，放电效率为85%。

2、数据:根据各价区实时价格计算。

3、储能收益计算逻辑:

2小时捕获价:

低价充电，高价放电，按每日充放1次、每次充电2小时放电2小时计算收益。

如果当天最高价出现在该日第1小时，则该日无收益。

计算公式:

全天收益=容量*(日最高价格*放电效率-日最低价格)

储能单位容量收益=全天收益/(容量*充放次数)

年度累计度电收益=全年收益/容量=∑全天收益/容量

年均价是各市场实时价格全年算术平均价格，用于与单位容量收益做对比。