湖北省电力市场分析
2025年6月6日，湖北由长周期结算试运行转为正式运行，成为二批试点中首个转正省份。
自2022年以来，湖北省陆续开展模拟试运行、长周期结算试运行，经过3年铺垫，结算规则迭代3次，当前按照《湖北省电力现货市场交易实时细则(试行V3.0)》和《湖北省电力现货市场结算实施细则(试行V3.0)》版本执行。
本文将对新开省份首月电力市场运行情况进行分析，供各大市场主体参考。
01新能源参与电力交易
一、新能源交易政策
1、参与主体
湖北电力市场的参与主体包括：
统调燃煤电厂(含余量上网自备电厂)
新能源场站：接入110千伏及以上公用电网(不包含扶贫)
独立储能：装机容量1万千瓦及以上，充放电持续时间1小时及以上，接入110千伏及以上公用电网(不含新能源配建储能)
售电公司
批发用户
其中，110千伏及以上新能源场站须直接参与中长期及现货市场;110千伏以下自愿选择是否直接参与中长期及现货市场，未直接参与市场交易的作为价格接受者视同入市，执行当月直接参与市场中保障性收购电量比例为基准值的的风电(光伏)综合结算均价。
2、现货市场参与方式
申报限价0-1000元/MWh，出清限价0-1200元/MWh。
3、结算模式
单偏差结算模式：
中长期合约电量按照中长期合同约定价格进行结算，政府定价电量根据政府批复的上网电价结算;
日前市场出清结果不进行财务结算;
实际上网(用)电量与中长期合约分解曲线的偏差电量，按照实时市场价格进行结算。
二、新能源实际交易情况
新能源场站的功率预测准确率和AGC调度响应能力已成为影响其交易效益的重要指标，直接影响M+2月基数电量的分配。
日前功率预测准确率达标(风电88%、光伏93%，以月度为周期统计)，且已完成AGC调度闭环测试的新能源场站，其M+2月保障性收购电量比例分别增加5%、10%。分配比例按照2025年新能源场站实际上网电量的0～15%计算。
2025年，湖北省电力中长期交易类型包括：年度、月度、月内短周期集中竞价交易与日滚动交易。火电企业全年中长期交易电量规模不设上限，风电、光伏发电企业各月中长期交易净合约电量(含绿电交易)折合利用小时数分别不超过60小时。
湖北省中长期交易种类
02电力市场情况分析
一、装机情况分析
湖北省发电装机容量近年来增长迅速，新能源装机占比不断提高，已成为全省第一大电源。截至2025年5月底，湖北省累计发电装机容量13189.62万千瓦，火电装机占比31.15%，水电装机占比28.91%，风电装机占比7.8%，光伏装机占比32.13%。预计到2030年，湖北新能源装机规模将超过8000万千瓦。随着新能源快速发展，湖北省的能源结构将持续优化，清洁能源占比将进一步提高。
二、历史电价情况及影响因素分析
1、湖北省中长期结算均价分析
2025年1-5月湖北省新能源中长期结算均价
(单位：元/MWh)
湖北省2025年1月至5月中长期结算均价中，风电4月份均价整体高于其他月份。而光伏中长期均价呈下降趋势，其中1月份中长期结算均价整体高于其他月份。
分时段来看，湖北省光伏中长期结算均价峰谷差异较小，整体在350-550元/MWh之间，签约时段集中在07:00-19:00之间，其中午间光伏大发时段中长期结算电量占比高。主要原因在于考虑到光伏发电特性，凌晨和夜间光伏场站发电能力相对午间时段减弱，影响了市场主体对现货价格走势的预期，判断午间光伏大发时段价格容易走低，因此选择在中长期以相对稳定的价格锁定收益。
2、湖北省现货结算均价分析
湖北风电现货结算均价在250-350元/MWh之间浮动且波动较大，这是由于风电的生产受天气等自然因素影响较大。在风力资源不稳定的情况下，发电量的波动会直接影响现货结算均价。例如，在风力充足、发电量高的时期，市场上风电供应增加，可能导致结算均价下降;反之，在风力较弱、发电量低时，结算均价可能上升。
湖北省光伏现货结算均价在50-250元/MWh之间浮动。从2024年至2025年的光伏结算均价来看，光伏现货结算价格较稳定，但整体呈下降趋势。同时，光伏现货结算电量波动相对较大，在短期内，如果电量的大幅波动不能得到有效控制，可能会对均价产生一定影响。例如，当光伏电量突然大幅增加，而市场需求没有相应增长时，可能会导致均价下降;反之，电量减少时，均价可能上升。长期来看，分布式光伏市场的发展也可能会影响光伏现货结算均价，不排除产生小幅度下降的可能性。
3、湖北省现货价格分析
分月来看，湖北实时市场价格在不同月份受供需结构变化的影响较大。
2025年1-6月实际市场数据如下：
从2025年月度实时均价来看，冬季(1月、2月)实时电价较高，进入夏季(5月、6月)实时电价开始走低。观察1-6月份的季节性变化和供需变化可知，1至2月冬季取暖季叠加年底工商业赶工，全省用电负荷较高，省内供给严重不足，大部分电力来源都是外购电源，增加了用电成本，导致冬季现货价格处于高位。而5、6月处于春末夏初，湖北省尚未进入高温酷暑时段，居民空调负荷未达峰值。同时，工业生产在一季度旺季过后进入调整期，部分高耗能行业(如钢铁、化工)用电需求增长放缓。
从新能源出力角度来看，5、6月光照时间延长、风力条件改善，光伏和风电出力进入季节性增长期。新能源出力在5、6月持续上升，新能源发电边际成本接近零，大量低价新能源电力注入市场，拉低了整体电力交易价格。
另一方面，湖北省水电资源丰富(如三峡、葛洲坝等)，5、6月进入梅雨季节，水库水位上升，水电出力大幅增加，水电作为低成本电源，其出力增加会替代高成本的火电，进一步拉低现货价格。
5、6月实际联络线呈现净增长趋势，湖北省在5、6月从周边省份(如四川、甘肃)输入更多低价电力，尤其是水电和新能源电力，来补充本地供应。外部电力的涌入进一步加剧了本地市场的供应宽松，使得现货实时价格承压下行。
月分日实时现货价格
分时来看，湖北市场的现货峰谷价差相对较小，早晚峰高价明显，实时现货均价在300-450元/兆瓦时之间，午间时段价格则相对较低，实时现货均价在50-250元/兆瓦时之间。在凌晨时段(如0-5时左右)，实际实时价格都处于相对较低的水平。
这主要是因为在这个时间段内，工业生产活动大幅减少，居民用电也处于低谷期，整体电力需求较低。而电力的供应相对稳定，发电厂不会轻易停机，所以在供大于求的情况下，电价被压低，这符合电力市场的基本供需规律。此时的低电价也可以鼓励一些对用电时间不敏感的企业进行错峰生产，提高电力资源的利用效率。
从6时左右开始，电价逐渐上升。随着居民开始起床活动，商业场所陆续开业，工业生产也逐步恢复，电力需求开始增加。特别是一些商业场所的照明、空调等设备开启，以及工业企业的机器运转，使得电力消耗快速上升。
湖北省午间(11:00-15:00)光伏实际出力可占当日总出力的60%以上。根据电力市场规则，新能源优先消纳且边际成本接近零，大量光伏电力注入市场会拉低整体电力交易价格。因此，午间时段的实际实时价格较上午(9:00-11:00)下降约8%-12%。若现货市场中光伏电量占比超30%，午间电价可能较上午高峰时段下降10%-15%。
分时段实时现货价格
03总结
1、湖北省新能源装机占比较高，未来随着政策的大力扶持，新能源装机会不断扩增，同时湖北省也是水电大省，水电出力呈现明显的季节性特征，因此在进行电价趋势预测时新能源出力和水电出力、全省负荷的分析是必不可少的。在「旷冥」新能源气象AI大模型加持下，国能日新可通过高精度气象预测和功率预测，为客户提供包括电价/价差预测、新能源出力预测、负荷预测、极端天气预警、气象资源预测、交易策略及储能EMS充放电优化策略等在内的数据服务，帮助客户科学、有效制定交易策略，达到客户整体收益提升。
2、湖北省是单偏差市场，新能源结算包含实时电费和中长期电费以及实时偏差考核费用。同时，从价格走势来看，现货结算价格整体低于中长期结算价格，因此，需要结合季节特征以及供需情况做好中长期持仓配比，提前锁定中长期收益。国能日新基于精准市场数据预测、AI智慧策略和专业团队操盘，可为场站提供全面的全电量结算收益、电价保障服务，并以差额补偿作为防控措施，最大限度地维护客户利益，提升新能源资产盈利性。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202507/31/50005144.html
