伴随几场降雨，盛夏的酷热逐渐消退， “迎峰度夏”走向尾声，发电机组进入到“秋检”阶段。
回顾今年夏天，山西部分地区出现了极端高温现象，今年夏季山西的累计降水量较往年也有所增加。
受广泛炎热天气的影响，山西省在“迎峰度夏”期间用电需求持续攀升，与此同时，在夏日雨季期间，新能源的发电表现也呈现出与往年不同的特点。让我们一起回顾今年夏季山西电力市场的运行情况。
（来源：兰木达电力现货 作者：林岚）
一、供需趋势对比
1 用电负荷
图 1 直调用电趋势
用电负荷有明显的季节性特征，通常来说，夏季气温的升高会带动空调等制冷设备的使用，从而增加居民和工商业的用电需求，导致用电量季节性增长。
今年夏季，山西的用电高峰比去年更早到来，从5月份开始，用电负荷便呈现出上升趋势，并在7月份达到峰值。与去年同期相比，今年6月和7月的用电负荷均有显著增长，而8月份的负荷回落也比去年提前。
2新能源出力
图 2 新能源出力趋势
新能源发电主要依赖于风能和太阳能，夏季由于温度高、降水多，通常是全年新能源发电能力相对较低的时期。
与春季相比，今年夏季的新能源发电量显著减少，季节性特征明显。但与去年同期相比，今年夏季新能源的发电量实际上有所上升。我们将风电和光伏的发电量进行拆分，可以更直观地看到其中原因。
图 3 风电出力趋势
图 4 光伏出力趋势
上图可以看出，风电出力在不同月份间波动较大，但总体而言，夏季仍是一个风力较弱的季节，这一点在去年和今年表现一致。
相比之下，自今年3月以来，光伏出力同比显著攀升，今年即便是在多雨的7月，光伏出力也保持在3000兆瓦以上，远高于去年同期水平，这一变化也清晰地印证了山西光伏装机容量的大幅增长。
3 联络线
图 5 外送趋势
山西电网是华北特高压“两横三纵一环网”的重要组成部分，主要向华北、华东和华中等地输送电力。
全年来看，外送与用电负荷趋势基本一致，冬夏两季是全国大部分省份的用电高峰，在此期间省内用电负荷增加，外送电也随之增加。
同期对比来看，今年夏季山西外送较去年相比明显下降，一方面是受省内“西电东送通道调整”的影响，总体外送空间有所下降；另一方面也是因为今年夏季南方丰水期水电大发，缓解了部分供电紧张地区的电力缺口，进而减少了对外购电的需求。
二、现货价格水平
图 6 2023年及2024年夏季日前价格同期对比
今年迎峰度夏期间，山西日前电价并未出现大幅上升的情况，反而在8月还出现了较为明显的下跌，且与去年同期对比来看，除了7月电价与去年持平外，6月及8月日前价格均有较为明显的下降。
图 7 2024年夏季日前价格走势
具体来说，6月平均日前价格325元/MWh，实时价格329元/MWh，受新能源出力波动影响，6月价格波动较7月更为显著；7月平均日前价格略涨至 330元/MWh，实时价格332元/MWh，夏季用电高峰的到来并未推动现货价格大幅上涨，且7月整体价格变化趋势平缓，日前-实时价差较小；8月价格开始回落，平均日前价格降至 293元/MWh，实时价格286元/MWh，从价格趋势图可以看出，8月整体价格走势与7月基本一致，但全月均价下降明显，是因为8月10日前后新能源大发，午间出现较多0价，导致整体均价下降。
三、 现货价格走低原因分析
迎峰度夏期间，用电需求增加，新能源出力减少，理论上供给相对紧张，但在此期间山西现货电价却持续走低，这背后的原因可以从两个方面进行解释：
1新能源出力显著提升，竞价空间相对下降
图 8 竞价空间趋势
随着新能源装机容量的增加，今年的新能源风光发电量都有所增加，光伏出力增加尤为明显，而今年用电负荷相对稳定，增长幅度不大，因此从上图可以看出，今年夏季的竞价空间较去年有明显下降，其中7、8月最为明显。
另外光伏出力的大幅增加集中在午间，叠加上分布式光伏对午间用电负荷的影响，导致在8月也出现了接近0价的价格。
2煤价低位震荡，火电报价相对保守
图 9 火电报价行为对比
迎峰度夏期间，山西坑口煤价经历了先稳后降的过程，5月淡季行情过早爆发，迎峰度夏期间煤价一路下跌，这在一定程度上也会影响火电的报价行为。
以7月为例，尽管同期竞价空间接近，但今年火电的报价曲线更加平缓，高负载率区间的报价低于去年同期水平。
总结
通过对今年夏季山西电力市场的回顾，可以看出，面临高温和台风等极端天气及夏日用电高峰的挑战，山西电力市场展现出了较强的韧性和适应性，在“迎峰度夏”期间依然保持了较好的供需平衡，电价走势稳定，未出现剧烈波动。
新能源的快速发展为电力市场提供了新的支撑，而同时火电作为传统的发电方式，其报价行为也显示出了对市场变化的敏感性和适应性。随着电力市场化改革的不断深入，各市场参与者都需要展现出更高的灵活性与精准性，以适应市场带来的新要求。
原标题：山西市场迎峰度夏期的量价波动特征
