海南省7月电力交易概况及量价特性

一、总体概况

2025年6月29日起，南方区域电力现货市场转入连续结算试运行。海南省发改委于2025年7月10日发布《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》，方案明确自2026年1月1日起，全省风电、光伏项目上网电量将全部进入电力市场，电价完全由市场交易形成。此方案标志着海南新能源电价机制将迎来历史性变革。在此背景下，7月作为连续结算试运行的第一个月，对后续月份的电力交易有重要参考意义。本文对7月海南省电力市场的整体运行各项边界条件以及出清情况进行分析，以供各市场主体探讨。

7月，随着温度升高，全社会用电量达到52.34亿千瓦时，同比增长7.74%，各产业及城乡居民用电均保持稳定增长。在发电侧，全省统调装机容量达21966兆瓦，新能源装机增长显著，市场均价整体呈下降趋势。日前和实时均价分别为0.358元/千瓦时和0.367元/千瓦时。中长期除电网代理购电外，其他交易品种成交均价均有下降幅度。

报告特别说明了气温对现货价格滞后影响，台风来临前，高温高湿推高负荷与电价；登陆期间，温度、负荷骤降，新能源发电的波动性凸显，光伏出力大减、风电出力不稳，导致实时电价剧烈波动，20日中午甚至出现1100元/兆瓦时高价。

二、市场供需

1全省装机情况

7月，海南全省统调发电装机容量约为21966兆瓦，其中新增装机39.88兆瓦，均为光伏增长，退役地方小水电共38.05兆瓦。

图表1 海南省装机情况

从图表1可见，6-7月各类型装机基本平稳，占比前三为光电、气电、煤电。1-7月间，煤电装机无增长；光电、气电主要在3-4月增幅较大，月均装机增长率3%；风电月均装机增长率19%；统调总装机月均增长4%。

7月份风电、光电和水电占比分别为10.4%、28.7%、4.1%，新能源总装机已达到总装机的43.2%，随着新能源装机容量提升，海南市场成交均价有走低趋势。

2总体发电量

7月，海南省内统调发受电量48.15 亿千瓦时，同比增长6.32%。其中，省内发电量46.47亿千瓦时，同比增长2.68%；联网线净受电1.68 亿千瓦时，同比大增5379.12%。联网线净受电激增，主因7月整体负荷上升：当月净受电较今年1-6月平均水平增加1373%，日均受电约240兆瓦时，而其他月份日均受电仅10-20兆瓦时。

图表2 25年7月海南省省内统调发电量情况表

受新能源装机提升影响，煤电、气电等传统能源发电量占比同比分别下降10%、25%，新能源发电量则均有大幅增长。如图表2所示，水电、风电、光伏发电量占比同比分别上涨45%、507%、28%，其中风电因去年初期装机量少，统计口径下涨幅数值较高。

煤电、气电仍是海南发电主力，合计占比41.59%。清洁能源中，核电、光伏占月发电量的19.21%、20.52%，约为风电、水电发电量的4-5倍，占比与煤电、气电这两类传统能源相当；目前风电装机增速较快，未来其发电占比有望进一步提升。

3产业用电

图表3 海南各产业用电量

7月，海南全社会用电量52.34 亿千瓦时，同比增加7.74%。海南第二和第三产业用电量占比相近，远高于第一产业。

从图表 3各产业看，第一、二、三产业和城乡居民用电量分别为2.39亿千瓦时、18.88 亿千瓦时、17.69 亿千瓦时和13.38 亿千瓦时；第一产业增长幅度较大为为12.03%，第二、三产业和城乡居民用电量同比增长接近分别为7.48%、6.95%、8.43%。2025年上半年海南生产总值同比增长4.2%，用电量增长略高于经济增长。

三、市场边界

1负荷分析

每日分时

图表4 负荷分时平均

海南7月分时负荷呈“早晚高、午间低”特征，3点会出现用电小高峰。对比日前与实时统调负荷曲线：3:00-10:00易出现实时负荷高于日前；11:00-21:00则反转，此时段也多出现日前价格高于实时价格；22:00-24:00平均实时负荷高于平均日前负荷，这些差距可从图表4清晰看出。

负荷日均

图表5 海南7月日平均负荷

海南7月每日平均温度在25.4-29.1℃之间，每日负荷与温度趋势一致，如图表6。7月月初到7月19日，温度呈现上涨趋势，负荷也同步上涨。在台风登陆后，温度急剧下跌，负荷也相应减少。台风之后负荷也随温度相应增加。

7月日平均实时负荷保持在5986.19兆瓦，在台风来临前后有着巨大波动，最低负荷在7月21日，最高在7月18日，极差为1542.97兆瓦，7月日平均实时负荷标准差在406.35兆瓦。

图表6 日均负荷与温度

2新能源

在新能源出力的日前和实时数据中，可以发现在早晚两个时间段，日前新能源出力情况会被高估，在10：00-12:00,日前披露的新能源出力低于实际出力情况，偏差可能达到300以上兆瓦。从图表7整体情况上看，大部分时间点日前披露的新能源出力都比实时出力略高。

图表7 新能源分时平均

图表7是新能源每日日前和实时的出力情况，大部分天新能源实时出力低于日前预测，与图表8相互印证。在台风登陆海南的7月21日到7月22日出现了新能源日前披露与实际出力的较大偏差，达到了1500兆瓦以上的差值。7月月平均每日日前新能源总出力为1226.21兆瓦，实时新能源总出力1201.06兆瓦。

图表8 新能源日平均出力

3非市场化

非市场化机组1:00-7:00出力在1500兆瓦左右，19：00-24：00出力稍高，在1800上下的区间，总体出现中间高两端低的出力曲线。10：00-13：00出力在2500兆瓦左右水平，约满足了每日统调负荷1/3的需求。在一天24点中，基本上每个点日前数据都比实时数据高。

图表9 非市场化分时平均出力

如图表10所示，7月份非市场化出力大概维持在2000-2500兆瓦左右，其中大部分天日前披露的非市场化出力水平都高于实际。

图表10 非市场化日平均出力

4水电

水电是占月度发电量的6.63%。在公布的数据中，公布的水电日前数据一直是周平均值，但在实际出力中，水电在不同时段的变化幅度很大，出现早晚出力高，中午低的大体趋势。平均来看，晚间出力水平比上午高，在21：00会达到当天的水电出力峰值。

图表11 水电分时平均

5联络线

图表12 联络线分时情况

如图表12所示，海南7月平均每天早晚都在受入电能量，10：00-14：00会少部分送出电能量，在0-5点，送出功率平均在300兆瓦左右，在晚上峰段送出功率在200兆瓦左右。

四、现货价格

7月现货结算试运行期间，日前市场发电侧总出清电量30.93亿千瓦时，出清均价358元/兆瓦时；实时市场发电侧总出清电量31.6亿千瓦时，出清均价367元/兆瓦时。7月用户侧统一结算均价355.71元/兆瓦时。

1现货价格分时表现

海南7月份大部分天都出现平均实时价格高于平均日前价格的情况，在台风来临的7月18日-7月21日有明显实时价格低于日前价格的情况，可能是台风天负荷下降较多，即使光伏出力较小，日前预测出力小于实际，但实际竞价空间依旧较小。

在台风天之前，台风外围的下沉气流释放出大量的热，引起温度的上升。另外下沉气流难以形成上升气流，出现现晴朗无云的天气。

台风前空气中的相对湿度非常高，“体感温度”会远高于实际气温。所以台风来临前夕，温度依旧保持上升，负荷和价格也随之增加，见图表13和图表15。

图表13 现货价格与温度

从图表13中观察可知，温度对现货价格的影响有一定的时间滞后，虽然温度和负荷出现了大幅度下降，但是价格受之前趋势影响，20日并未立刻下跌，21日价格才开始下降。另外由于光伏出力受台风天气大幅度降低，风电出力具有不稳定性，在图表14中可以看出实时价格波动较大，在20日中午甚至达到了1100元/兆瓦时以上的高价。

图表14 海南7月20-21日价差表现

图表15 7月日前价格与实时价格表现

2现货价格分时表现

对海南7月当月每个时间点的日前价格和实时价格平均，得到海南7月现货价格分时表现图，见下图表 16。从统计情况上看，海南7月00：00-10：00容易出现负价差，中午出现正价差，下午14：00-24：00容易出现负价差。在15：00-16：30时间内，负价差较大。

图表16 海南7月分时平均日前价格与实时价格

图表17价差分时表现也与上图的趋势一致，午间11-14大约有70%左右的概率出现正价差，平均价差在62元/兆瓦时。早晚出现负价差比例略高于正价差，在1、3、6、16、17、18这几个时间都是较大的日平均负价差。

图表17 海南7月分天24时段价差表现

五、中长期量价分析

7月份，省内中长期市场化交易电量22 亿千瓦时，同比下降14.35%，成交均价0.48206元/千瓦时，同比下降4.63%。电网代理购电交易电量呈现持续下降趋势，从1月50%交易电量占比下滑到7月42%，直接交易成交电量在今年以来在波动中上升，显示出海南电力市场化不断深入发展，未来直接交易成交电量有望继续增长。其中：

直接交易成交电量12.76亿千瓦时，同比增加49.19%，成交均价0.47566元/千瓦时，同比下降6.12%；

电网代理购电交易电量9.24 亿千瓦时，同比下降46.05%，成交均价0.48736元/千瓦时，同比下降3.47%。

1成交电价分析

图表18 成交电价

上图表18是主要交易品种的成交电价图，除电网代理购电外，其他交易品种电价都呈现下降趋势。

海南省内直接交易涵盖年度双边协商、年度绿电、月度绿电及集中竞价四类。省内直接交易电价自年初持续下降，较1月降幅约3%，其中年度绿电暂无成交量价信息；月度绿电7月首次降价为0.41409元/千瓦时，此前长期维持0.42980元/千瓦时，价格低于其他交易类型。

周集中竞价是降幅最为明显的交易品种，每月都有部分下降，距1月下降约9%。月度集中竞价除2月春节时期外，其余月份都会比周集中高0.03-0.04元/千瓦时。

2成交电量分析

图表19 不同交易类别成交电量

3电网代理购电

从交易类别来看，电网代理购电占据重要地位，7月成交电量为9.24亿瓦时，约占中长期总成交电量的55%，成交均价为487.36元/兆瓦时。 其中年度电网代理购电成交电量为12.05亿千瓦时。（注：7月多日电网代理购电为-2.81亿千瓦时。）

图表20 电网代理购电成交电量

2025年以来的趋势显示，电网代理购电的电量和占全社会用电量的比例都在下降，从3月59%下降到7月42%。随着省内直接交易电价的下降，电网代理购电价不具有优势，电网代理购电成交电量可能进一步下滑。

4省内直接交易

7月，省内直接交易成交电量为12.76亿千瓦时，约占总成交电量的45%，成交均价为475.66元/兆瓦时。 在省内直接交易中，双边协商交易占比显著，成交电量为6.64亿千瓦时，约占直接交易的50%，成交均价为485.30元/兆瓦时。

年度双边协商一直是双边协商交易中的主要成交方式，平均每个月占比95%以上，年度绿电还没有成交电量，月度绿电成交电量相比于年度双边协商非常微小。除1、2月份春节时期，其他月份双边协商方式这一交易类型总成交电量占当月中长期总成交电量的30%以下，整体交易量从年初下降后维持稳定的趋势。

图表21 双边协商成交电量

集中竞价交易贡献了省内直接交易约50%比例，7月成交电量为6.12亿千瓦时,成交均价为465.19元/兆瓦时。值得注意的是，集中竞价中的月度竞价和周竞价分别贡献了3.18亿千瓦时和2.94亿千瓦时。观察今年以来趋势，集中竞价交易电量呈现迅速的上涨趋势，平均每月增加70%成交电量。

图表22 集中竞价成交电量

图表23 中长期各机组成交电量

从机组类型图表23来看，燃煤发电仍然是主要的电力来源，7月成交电量为10.58亿千瓦时，约占总成交电量的48%，成交均价为487.19元/兆瓦时。 燃气发电紧随其后，成交电量为9.36亿千瓦时，约占总成交电量的43%，成交均价为485.01元/兆瓦时。 核电成交电量为0.43亿千瓦时，成交均价为415.3元/兆瓦时。可再生能源方面，风电成交电量为0.15亿千瓦时，成交均价为441.52元/兆瓦时，光伏成交电量为1.48亿千瓦时，成交均价为431.32元/兆瓦时。

图表24 光伏与风电成交量

从图表24披露的1-7月电量情况看，不同月份的季节性因素会影响新能源的成交电量，4月光伏成交量要高于6月和7月，而6-7月要高于1-2月。风电在各个月份均有波动，7月风电成交量要显著高于其他月份，可能与海南夏秋多雨，多热带气旋的气候特点有关。

7月月度绿电双边成交电量13.65 万千瓦时，环境溢价均价6元/兆瓦时。绿电直接交易成交电量2931.1万千瓦时，电能量均价414.09元/兆瓦时，绿证均价7.7元/兆瓦时。7月份成交绿证28560张，折合绿电28560.8 万千瓦时，绿证均价4.2元/兆瓦时。

六、小结

2025年7月，海南省全社会用电量达52.34亿千瓦时，同比增长7.74%，电力消费保持稳定增长。新能源装机增长显著，风电、光伏发电量同比大幅增长，合计占比接近26%，但出力波动较大，尤其在台风期间偏差显著。

中长期市场各种交易类型电价整体呈下降趋势，从1月累计下降约3%水平，尤其周集中竞价，从1月累计下降9%。电网代理购电电价一直保持平稳，在0.487元/千瓦时水平。现货市场均价比中长期市场低，日前和实时均价分别为0.358元/千瓦时和0.367元/千瓦时。用户侧统一结算均价355.71元/兆瓦时。

在交易策略上，注意关注新能源出力预测与实际偏差，把握午间正价差时段（11:00-14:00）进行卖出，早晚负价差时段（如15:00-16:30）考虑买入。在特殊天气事情，比如台风前后，日内价格由巨大波动性，可以适时调整日前与实时交易策略避免电价波动风险。

整体来看，海南电力系统正向清洁能源岛的战略目标不断前进，电价受新能源发电占比增加而逐步降低，电网代理购电可能因为电价下降电量进一步下降，市场化交易更加活跃。由于海南气候条件，需注意在极端天气条件下电价波动性可能加剧。