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
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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。
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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。
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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
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实时价格分布
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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。
