2025年第二季度中长期集中竞价交易：成交量与成交价格分析

一、中长期交易

1、集中竞价交易

（1）成交量分析

2025年第二季度，集中竞价交易的总成交额达到了79.1亿千瓦时，而平均成交价格则为每兆瓦时371.60元。观察图表可知，年度集中竞价在所有交易中成交量最为突出，占比高达49.34%，几乎占据了一半的份额；紧随其后的是月度集中竞价，其成交量占比为27.12%。在当月，集中竞价部分的成交数量大致上与交易标的日的减少相伴随，显现出了递减的态势。

（2）成交价格分析

图1：4-6月集中交易成交均价

4月份的成交价格介于312.15至374.79元/兆瓦时之间，整体上呈现出逐月下滑的态势。这一变化主要受到多方面因素的影响：一方面，随着气温的升高以及光照条件的改善，新能源的发电量有所上升；另一方面，4月份正值山东地区的大风季节，风电的发电能力明显增强，从而进一步减轻了电力供需的紧张状况。再者，由于五一假期的临近，部分工业企业选择放假，这导致了用电需求的阶段性下降。在这些因素的共同作用下，4月集中竞价成交均价逐步走低。

5月份的成交价格范围锁定在359.64至381.91元/兆瓦时之间，整体上价格走势表现出稳定上升的迹象。具体分析，在当月集中竞价交易逐步推进的过程中，成交价格呈现出逐级上升的态势。这一现象主要受到两个因素的驱动：首先，自5月份起，气温不断上升，导致用电需求逐步上升；其次，随着交易日的日益临近，市场参与者对电力供需形势的预期逐渐趋于一致，看涨情绪也随之逐渐增强。在这两个因素的共同作用下，5月份的集中竞价交易价格明显呈现出阶梯式的上涨趋势。

6月份的成交价格位于367.67至380.49元/兆瓦时的范围内，整体上呈现出一种温和的上升趋势。相较5月份，6月份的价格走势展现出了更高的稳定性，具体表现在：首先，在当月进行的多次集中竞价中，价格波动的幅度显著减小，最高价与最低价之间的差距仅为12.82元/兆瓦时；其次，价格的梯度变得更加平缓，没有出现大幅度的跳跃性上涨。这种价格走势的相对稳定性，不仅揭示了市场供需之间的均衡状态，同时也展现了市场参与者对未来预期的共识性。特别值得关注的是，随着夏季用电高峰期的临近，6月份的价格依然维持了稳中有升的总体趋势，然而其涨幅相较于5月份已经显著减缓。

2、挂牌交易

图2：4-6月挂牌交易成交量价

（1）成交量分析

在第二季度，山东省的挂牌交易电量达到了178亿千瓦时，平均交易价格为每兆瓦时372.20元。具体来看，4月份的成交总量为59.60亿千瓦时，平均价格为每兆瓦时372.29元；5月份的成交总量为65.92亿千瓦时，平均价格为每兆瓦时372.56元；6月份的成交总量为52.49亿千瓦时，平均价格为每兆瓦时371.63元。观察图表可见，每月的月度挂牌交易（二）的成交量达到最高点，这一现象或许可以归因于国网代购电的成交活动。

（2）成交价格分析

2025年第二季度，山东电力挂牌交易市场展现出明显的结构性特点及月份间的波动趋势。具体分析交易结构，我们发现，"月度挂牌交易（二）"的价格在4月至6月期间均保持在较高水平，具体数值分别为372.98元、372.98元和373.21元/兆瓦时，与同期"月度挂牌交易（一）"的价格相比，呈现出较为明显的价格优势。

4月份，市场行情呈现出明显的下降趋势，价格从首次挂牌的373.64元/兆瓦时一路下滑至第四次挂牌的365.57元/兆瓦时，总跌幅达到了2.2%，这一现象揭示了市场预期持续减弱的趋势；进入5月，市场行情呈现出"N型"的波动，价格在371.81至374.16元之间波动，尤其是第三次挂牌时达到了374.16元的季度最高点，这一现象反映了供需双方竞争加剧的市场状况；到了6月，市场走势呈现出典型的"U型"修复特征，价格在触及367.97元的低点后逐步回升至371.59元，波动幅度缩小至3.6%，这表明市场已进入相对稳定的调整期。

3、滚动撮合交易

图3：4-6月滚动撮合成交量价

（1）成交量分析

2025年第二季度，累计撮合交易量达到了6.26亿千瓦时，市场总体上呈现出量价并进的局面。不过，各月份的表现差异较大：4月作为季度的起点，成交量为193104兆瓦时；5月随着夏季用电需求的预期上升，成交量环比增长了16.7%，达到225278兆瓦时；而6月则略有下降，环比减少8.1%，降至207118兆瓦时。

② 分时成交量

观察图表，我们发现分时成交量呈现出明显的“驼峰状”分布特点，具体来说，在午间时间（10:00至15:00）内，成交量明显增多，这一时段的成交量占比达到了41.45%，远超其他时间段，呈现出“中间高起，两端下降”的典型曲线形态。这一特点与山东的电力系统特性极为契合——鉴于其作为光伏发电的主要省份，在正午时分，光伏发电量达到一天中的最高点，丰富的清洁能源供应不仅满足了基本的电力需求，还通过价格机制促进了额外交易的增多，进而形成了其特有的交易量分布模式。

图4：4-6月滚动撮合分时成交量

（2）成交价格分析

从4月227.95元/兆瓦时的季度最低点出发，成交价格一路攀升，直至6月达到319.64元/兆瓦时的季度最高点，累计涨幅高达40.2%，形成了明显的价格上升轨迹。具体分析，4月至5月期间，价格实现了23.7%的涨幅（增加54.01元），而5月至6月则继续上升了13.4%（增加37.68元），尽管增速有所减缓，但价格依然保持了两位数的增长速度。

② 分时成交均价

分时成交均价曲线呈现出与成交量成反比的“U型”分布特点，午间时段（10:00-15:00）的成交均价明显低于其他时间，构成了全天价格中的最低点。这一现象充分展现了电力市场供需之间动态的平衡状态：在供应端，中午时段光伏发电的发电量达到最高点，而新能源电力的边际成本几乎为零，这使得市场出清价格显著下降；而在需求端，这一时段的工业和居民用电需求叠加效应不强，电网负荷相比晚高峰有所减少，从而形成了供大于求的市场状况。

图5：4-6月滚动撮合分时段成交均价

二、现货交易

1、第二季度现货价格

（1）现货价格平稳走高

迎峰度夏用电高峰期即将来临，山东省电力现货市场价格总体呈现出上升趋势。观察价格水平，尽管现货价格相较于之前有所上升，但与中长期交易价格相比，依然保持在较低的位置。

第二季度现货价格持续上涨的原因主要有：

①负荷需求增加

2025年第二季度，山东电网负荷明显呈现出季节性的上升态势。6月份，全网负荷峰值达到了64,692兆瓦，环比5月增长了16.10%，创下了该季度负荷增长的新高。这一增长主要归因于迎峰度夏期的到来，气温的持续上升导致空调负荷显著增加。

②新能源出力减少

2025年第二季度，山东省新能源发电显现出显著的季节性波动。随着风力发电的高峰期落幕，风电的发电能力持续减弱。尽管光伏发电已步入旺季，但受限于消纳能力，其潜力未能得到充分释放。具体来看，6月份新能源的总发电量降至9634兆瓦，这一数字不仅较5月份下降了17.74%，与4月相比更是大幅减少了23.72%，创下了该季度的最低发电量记录。这种现象主要受到两方面的限制：一方面，风电资源的季节性减弱是不可避免的；另一方面，光伏发电在午间时段的发电量高峰期，存在难以消化的结构性问题。

（2）分时现货价格呈"双峰一谷"走势

通过分析分时价格曲线，我们可以明显地看出两个显著特点：首先，日内的价格走势呈现出明显的“双峰一谷”模式，晚上（17:00至21:00）的价格迅速攀升，几乎达到500元/兆瓦时的最高点，而中午时段（11:00至14:00）的价格则形成全天的最低点，甚至出现了负电价，这种“峰谷差异”的现象正是高比例可再生能源电力市场的一个显著标志。

特别值得关注的是，通过对比分析4月至6月的数据，我们发现午间电价呈现出显著的上涨态势：4月份普遍出现了电价深度下跌，跌幅达到70元；5月份电价开始回升，大致回升到了约-20元的区间；进入6月，正值迎峰度夏时期，午间电价已经稳定在20至80元/兆瓦时的范围内。这一演变过程揭示了两个重要的深层转变：首先，新能源的吸纳能力正在逐步得到提升；其次，随着夏季用电需求的增加，供需关系发生了结构性的变化。这种价格中心的上升，不仅显示出市场机制的日趋成熟，同时也预示着电力系统正逐步适应高比例可再生能源的运行环境。

2、7月现货价格分析

图6：7月日前价格

自7月份起，山东省电网承受着因高温天气而加剧的负荷压力，负荷量明显上升。据相关数据显示，本年度夏季最高负荷比去年同期的数值高出31万千瓦，并且负荷高峰期比去年提前了一个月出现。在这样的情况下，现货市场的价格也呈现出明显的上升趋势。截至7月15日，当月的现货平均价格已经达到了346元/兆瓦时，而在7月5日，现货价格甚至一度超过了400元/兆瓦时，创下了历史新高。

（1）"高温+高湿"双重因素推高用电负荷

气候监测数据揭示，2025年7月，山东省的平均气温攀升至29摄氏度，这一数值比2024年同期高出2摄氏度，呈现出明显的增长趋势。观察温度变化曲线，可以发现，7月5日，城市加权平均气温更是飙升到了32摄氏度，形成了显著的温度高峰。

在高温的背景下，湿度因素加剧了气候对环境的影响。气象数据显示，7月初全省的相对湿度持续保持在60%以上的高水平（以红色折线表示湿度）。参照湿度与体感温度的对照表，当气温升至33.3摄氏度且湿度达到60%时，人体所感受到的温度将上升至40.5摄氏度。这种“高温与高湿”相结合的异常气象状况，导致居民对能源的需求量急剧上升。

根据电网的运行数据观察，这种独特的气候状况直接引发了电力使用量的异常上升。在6月和7月的负荷对比曲线上，我们可以明显看出，7月的负荷出现了急剧上升的迹象，当日最高负荷与6月相比有了显著的增加。这种负荷的增加趋势与气温、湿度的变化曲线密切相关，有力地证实了气候因素对电力需求量的直接作用。

图7：6月-7月负荷对比

（2）市场情绪高涨

7月份现货价格持续攀升，这显现了市场参与者对于迎峰度夏期间电力供需状况的强烈预期。高温天气的持续影响下，截至7月15日，在过去的15个交易日里，已有11天触发了事先设定的监管机制。这种监管机制的频繁启动，直接揭示了市场价格波动的剧烈性。

图8：7月日前价格分时走势

观察分时价格数据，我们发现火电企业在考虑燃料成本和负荷增长预期后，其报价水平有所上升；尽管午间时段的报价依然位于较低水平，但与二季度相比，电价的波动范围已经显著减小；而在晚高峰时段，部分时间的电价甚至超过了五毛。

（3）价格高位回落：市场进入调整阶段

自7月中旬起，山东地区的现货市场价格自前期的高点开始逐步下降，市场逐渐步入调整期。观察目前的市场动态，预计短期内现货价格可能持续保持在较低水平。同时，还需关注的是，未来价格走势的不确定性依然较大，尤其是要密切留意天气变化对电力需求可能产生的潜在影响。市场参与者应持谨慎之姿，密切关注气象预报及负荷变动，并据此对交易策略进行必要的调整。

三、总结

2025年第二季度，山东电力市场显现出显著的季节变化和结构上的差异。在这一时期，中长期交易市场稳定发展，年度集中竞价交易量接近市场总量的一半，对于市场的稳定起到了关键作用。现货市场价格走势呈现出“双峰一谷”的典型形态，这一特征揭示了高比例可再生能源接入电网后对系统运行产生的影响。迎峰度夏的临近在即，6月份的负荷水平达到了季度最高点，然而新能源的发电量却因消纳难题而出现下降，这种供需的不平衡促使现货价格持续攀升。在市场运作过程中，午后的负电价逐渐缩小，而晚上的高峰时段价格则保持在较高水平，这突显了系统中灵活性资源短缺的结构性问题。

自7月份起，市场运作状况发生了明显转变。连绵的高温与潮湿气候使得电力需求量急剧上升，使得现货价格在月初迅速攀升，甚至一度超过了400元/兆瓦时的水平。这种剧烈的价格波动不仅揭示了极端气候对电力供需的直接影响，同时也揭示了市场在应对意外负荷变动时的脆弱性。值得关注的是，冷涡天气的降临使得市场价格从高位开始下降，市场参与者迅速作出策略调整，显示出其卓越的适应力。这一现象充分揭示了电力市场在价格信号的指引下，如何实现供需之间的动态平衡。

面向未来，山东省电力市场的发展需在巩固现有成就的同时，着重提升应对极端气候的应对能力，推进市场机制的深入创新，并不断增进新能源的吸纳能力。通过构建“新能源与储能”相结合的市场化机制、改进需求侧响应体系等手段，促进电力市场朝着更加高效和灵活的方向演进，为全国电力市场化改革提供更多可借鉴的成功经验。