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现货市场，实时均价除广东、甘肃上涨外，其他市场价格均下降。安徽与江西虽有同比数据，但去年未进入连续结算试运行，数据参考意义较小。
甘肃价格较去年同期上涨了46.43%，是价格上涨市场中涨幅最大的省份。原因是负荷与外送均大幅上升，其中外送增幅较大，风光出力同比增加相对较少，但减缓了价格上行趋势。
广东同比小幅上升，原因是需求较大幅上升，地方电、A类机组出力等供给均下降。
上周受劳动节假期影响，需求较低，本周仅一日为假期，需求逐步恢复，因此本周与上周相比，各市场价格普遍环比上涨。
蒙西价格涨幅最大，其中呼包西价格较上周上涨了99.35%，原因是风光出力均较大幅度下降，同时本周报价高于上周；交易中心为控制价格上涨幅度，减小了负荷与外送。本周呼包东与呼包西阻塞较上周下降，价格差异减小。
湖北是唯一一个价格环比下降的市场，原因是负荷与外送虽有增加，但水电、非市场机组、风电出力等供给均增加，同时本周报价也稍低。
本周广东价格最高，蒙西价格最低。
本周所有价区实时均价均低于基准价。
注:下图虚线为燃煤发电基准价
山西价格波动最大，周四风光出力均过小，价格显著高于其他日。广东周一周二价格较高，原因是周一晚峰、二周凌晨、早峰等多时段需求高，供给低，价格部分时段过高，拉高了日均价。
二、新能源捕获价
各市场新能源本周运行情况
本周甘肃光伏捕获价最高，陕西光伏捕获价最低；山东风电捕获价最高，蒙西风电捕获价最低。
甘肃光伏捕获价最高的原因是，甘肃需求上升，多日中午价格未因光伏出力而下降，市场价格对光伏出力不敏感。陕西光伏价格最低的原因是，需求下降，中午光伏出力大时，价格被显著压低，市场价格对光伏出力敏感。
山东风电价格最高的原因是，风电出力波动较大，市场价格早晚峰常因风电过小而价格较高；蒙西风电价格最低的原因是，蒙西风电出力在各市场中最高。
与去年同期相比，甘肃因市场价格上涨，风光捕获价均随之大幅上升。山东因需求增加，光伏出力下降，光伏捕获价上涨，同比64.18%。除上述两省外，其他新能源捕获价均下降。
与上周相比，除浙江光伏、湖北与陕西的风电价格下降外，各省新能源捕获价普遍环比上涨。
其中山东光伏价格较上周涨幅最大，环比达766.07%，原因是上周劳动节需求小，光伏出力大，山东光伏捕获价为负价格；本周节后恢复生成，负荷与外送涨幅较大，价格上涨格外突出。
甘肃光伏、风电价格环比分别上涨了125.95%、49.62%，原因是需求因外送大幅上升而增加，而占比较大的风电出力下降，市场价格上涨，风光捕获价也随之上升。
山西光伏捕获价较上周上涨了121%，原因是光伏出力大幅下降。
逐省更详细原因，可详询文末联系人。
三、峰谷特性
1本周分时均价曲线
广东价格呈不规则的多峰谷曲线，凌晨1点价格最高，早峰、上午、下午、晚间，价格均有高企；13点“V”型低谷仍在，但价格下降不明显。
浙江也是不规则的多峰谷曲线，但比广东曲线位置低很多，且波动更大。上午与午后，价格均因光伏出力有显著下降。
省间价格曲线处于中位，较平缓，也呈多峰谷波动，但晚峰、凌晨价格高企稍明显。
蒙西价格曲线近似单峰双谷曲线，晚峰至晚间价格最高，早峰价格无高企，上午与下午为价格低谷；周一与周四中午风光出力均较差，使周均价曲线中午出现价格小高峰。
陕西近似三峰单谷的曲线，晚间价格尖峰最高，其次是凌晨与早峰；9-17点近似“盆”型低谷。
除以上市场，其他市场价格曲线均呈“两峰单谷”。山西曲线晚峰价格各市场中最高，峰谷差最大；山东本周中午低价时段显著缩短，且中午均价均为正值，但峰谷差仍较大；甘肃凌晨1点与晚间价格最高，凌晨至早高峰其次，其他时段近似“盆底”，但波动较剧烈；湖北曲线位置处于中间，峰谷差中等，中午11点价格有小幅高企；安徽曲线近似“盆”型，凌晨至早峰、晚峰至晚间价格波动平缓，早峰至傍晚为价格低谷，峰谷差中等。
2分时均价峰谷差率
本周各市场峰谷差率均较大。
峰谷差率最高的市场是山东，其次是蒙西呼包西与陕西，均在90%之上。
第二阵营从高到低一次是山西、蒙西全网、蒙西呼包东，峰谷差率在80%-90%之间。
峰谷差率最低为广东，其次是省间均在39%-44%之间。
甘肃、安徽、湖北、浙江，峰谷差率依次介于在75%-69%之间。
3峰谷电价持续时间
本周蒙西谷段持续时间最长，呼包东、呼包西均达91小时；广东谷段时间仍最短，仅0.75小时。
峰段持续时间最长的省为山东，达48小时；安徽峰段持续时间最短，为11.75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
四、2小时储能收益
储能收益计算逻辑请见附件
本周蒙西价格每日晚峰与中午价差均较大，周一、周四价差极大，收益极高，因此储能收益也在各省中最高；广东价格低谷不明显，收益最低。
与上周相比，蒙西、山西、甘肃、浙江收益增加，其他省份收益均下降。
五、价格分布
1实时价格分布
2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65.25小时；其次是甘肃，最低价持续43.75小时。最低价格持续时间最短的价区为省间与广东，均为0.25小时。
山西最高价持续时间最长，但仅达2.75小时；最高价持续时间并列最短的价区为广东、湖北、安徽、省间、甘肃，均为0.25小时。
甘肃、陕西、山东最低价持续时间远高于高价持续时间；山西、蒙西呼包东、浙江、安徽低价持续时间略高于高价持续时间；其他市场则是最低、最高价持续时间双低。
六、价差分布
本周平均价差
本周广东、山西、甘肃平均价差均为负，其他省份均为正价差。广东价差绝对值在各省中最高，为-16.70元/兆瓦时，原因是凌晨至早上实际负荷常高于预测值，A类机组实际出力晚峰时段低于预测值，造成实时市场供需紧张。其次安徽平均价差也较高，为16.20元/兆瓦时,原因是实际负荷低于预测值，同时周四新能源预测值远低于实际出力。
注：由于湖北日前市场不结算，不再统计湖北平均价差。
七、电力排放系数
本周平均电力排放系数曲线
排放系数说明请见附件
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：
原标题：电力现货价格及风光储收入周报 （2025年第19周：5.5-5.11）
