甘肃省作为我国新能源发展高地，截至2025年3月新能源装机占比超65%，发电量占比超35%。随着市场化机制深化，新能源发电主体全面参与竞争，电价呈现显著的时空分异特征：午间光伏大发时段日前价格较低，而高峰时段受跨省外送与调峰需求驱动，价格波动剧烈。同时，分时电价政策调整（如峰谷时段优化）与省间绿电交易进一步塑造了价格时空格局。研究该阶段日前价格特征对日滚动、日前窗口的策略制定具有重要意义。
本文主要用甘肃省2024年5月~2025年4月的数据，对日前价格的时间、空间特征进行梳理和总结。
一、时间维度特征
1. 竞价空间与日前价格呈现相同的趋势
下图展现了日度分布维度下日前竞价空间和价格的关系，可以看出，竞价空间与日前价格总体呈现相同的变化趋势，整体起伏一致。说明日前价格随着竞价空间的变动而同步变动。
竞价空间与日前价格的散点分布呈现一些线性特征，其格兰杰因果检验的结果如下图所示，在滞后阶数为1~3时p值均小于0.01，表明在1%的显著性水平下拒绝原假设（“竞价空间不是日前价格的格兰杰原因”），说明存在格兰杰因果关系。
但从下图可以看出，两者之间的线性关系较弱，离群点也较多。这是由于除竞价空间外，其他因素（如电厂报价行为、阻塞情况等）也可能影响日前价格。而本文中的“竞价空间”，指的是火电竞价空间，反映了火电出力填补的负荷缺口，是由边界条件综合计算得出，即：竞价空间=负荷+联络线-风电出力-光电出力-水电出力。
在实际应用中，经常需要对某一日的分时段价格进行预测，而在不同时段日前价格可能受到某些边界条件的影响较大，从而呈现与竞价空间不同的走势。
2. 边界条件的日内波动规律
上文提到，竞价空间是由负荷、联络线、风电出力、光电出力和水电出力共同决定，所以在分析竞价空间和日前价格的关系之前，先说明各个边界条件的日内波动特征。
负荷与联络线可以体现电力需求量。甘肃省各月的分时段负荷平均值如下图所示。可以看出，各个月的负荷在日内的走势基本一致。1~6时段、23~24时段较低，10~13、18~21时段负荷较高，峰值可达22,000兆瓦以上。峰值时段正是生产生活较活跃的时段，用电需求（如工业负荷、居民生活用电等）较高。
甘肃省联络线总体呈现为外送，所以合计数平均值均为正数。与负荷相比，联络线合计值较低。各月的分时段平均值如下图所示。一般来说，11~16时段联络线较高，是一日内外送电的高峰。
发电侧出力可以体现供给量。由于风电、光电和水电很低的边际生产成本，可以以很低的价格出售电能，使得电能价格大幅下降。
甘肃省各月的分时段风出力平均值如下图所示。风电有较强的间歇性和随机性，出力大小与当时的风速有关，且相关性较强（2025年1~4月风电出力与风速的相关系数为0.845）。但是可以看出，不同月份风出力平均值有较强的差异，其中夏季和秋季（2025年4月、2024年5月、8月、9月）容易出现较高风出力，而冬季（2024年11月、12月）容易较低。
甘肃省各月的分时段光出力平均值如下图所示。光出力主要与光照强度有关，且相关性强（2025年1~4月光电出力与地表短波辐射的相关系数为0.95）。光照有很强的时间周期性，1~7时段、21~24时段光出力趋近于0；11~17时段出力高，日内最高可达到20,000兆瓦以上。
甘肃省水电出力受自然条件、电网需求、政策导向及技术手段等因素的协同调控，呈现较为一致的分时特征。总体来看，水电出力较少，近一年峰值为7,000兆瓦左右。其中2025年1~3月水电出力处于较低水平，约为1,000~3,000兆瓦。各月的分时段水出力平均值如下图所示。
3. 日前价格的日内波动规律
上文提到，竞价空间是由负荷、联络线、风电出力、光电出力和水电出力共同决定，而竞价空间与日前价格之间呈现一些线性关系。在分析或预测日前价格时，往往需要找到主要影响因素。本节将分时段，分析各边界条件（负荷、联络线、风电出力、光电出力、水电出力）与日前价格的偏相关性，以说明日前价格的特征。
由上文分析可以得知，用电高峰通常与火电等可控电源的出力相匹配，但光伏的峰值时段未与负荷高峰相匹配，导致净负荷（总负荷减去可再生能源出力）在午间显著下降，早晚较高，即“鸭子曲线”。光伏出力较强的午间时段为“鸭腹”，净负荷曲线在短时间内急剧攀升的时段为“鸭颈”，而负荷较高但新能源出力较少的晚间时段为“鸭头”。
过去一年的分月平均日前价格曲线如下图所示，可以看出与“鸭子曲线”的特征相一致。本节以此，将一天内的24个时段分为5段，分别是：1~7时段、8~10时段、11~16时段、17~19时段，及20~24时段。
日前价格在不同时段与各边界条件的偏相关系数对比图如下。负荷、联络线与日前价格呈正相关，且相关系数较小；风、光及水电出力与日前价格呈负相关关系。其中，1~7、20~24时段风出力与日前价格呈现较强的负相关性，11~16时段光电出力与日前价格的相关性较强，所以可以作为分析和预测该时段日前价格的主要因素。
4. 季节差异
甘肃省地处西北内陆，受大陆性气候影响，新能源出力呈现显著的季节性波动特征。由上文分月图可以看出，春季和秋季大风频发，冷空气活动频繁，配合河西走廊的狭管地形（如酒泉、张掖等地），风力强劲且持续时间长，推动风电出力达到年内较高水平；夏季充足日照则使光伏发电进入高产周期，三季新能源渗透率提升往往拉低日前市场出价；而冬季低温少风与光照衰减则导致新能源出力锐减，同时冬季供暖导致负荷的显著提升，火电调峰需求激增推高现货价格，形成“春夏低冬高”的价格格局。
5. 特殊时段
除上文所分析的日前价格的基本时特征外，甘肃省会出现一些特殊情况，使日前价格出现异常特征。
（1）极端降雪对光伏发电的影响
暴雪天气下，光伏板被积雪覆盖，阳光无法有效穿透，导致光电转换效率大幅降低。例如，2024年11月24日出现较大降雪，一日省内降雪量平均约12毫米，11~16时段出现异常的日内价格高峰。积雪还可能结冰并增加组件负荷，导致支架变形或线路损坏，进一步延长设备停运时间。
（2）节假日负荷低谷期的价格波动
节假日期间工商业活动减少，总体用电负荷显著下降，而光伏发电在白天出力高峰时段（11~16时段）依然达到峰值，形成“供过于求”的局面，导致电价接近甘肃省电能价格下限40元/兆瓦时。例如，2025年春节假期期间的11~16时段都呈现该特征。
然而，2024年十一假期的部分日11~16时段却呈现不同的特征。其中的主要原因是阻塞导致电价上升，在下一节中详细展开分析。
二、空间维度特征
河西走廊因狭管效应和干旱气候，风能资源理论储量达5.6亿千瓦（全国第4），年有效风速时数超6,000小时；太阳能资源理论储量95亿千瓦（全国第5），年日照时数超2,400小时。得天独厚的条件推动酒泉、张掖等地建成千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光伏集群。河东地区以兰州、天水为核心，工业用电占比超全省60%。但受制于本地自然条件，河东依赖从河西输电。
本文选取甘肃省内典型节点数据，将日前节点电价月均值以地图形式展现，以体现河西走廊（新能源富集区）与陇东（火电集中区）的日前市场出清节点电价的空间特征。
总体来看，甘肃省节点电价呈现自西向东依次递增的特征。分月来看，节点电价依然符合上文总结的“春夏低冬高”的格局。
甘肃省内及省间联络线受到断面阻塞影响，会导致河西节点电价降低，而河东节点电价提升，进一步提升河东河西之间的价差。导致阻塞的原因，从时间特征上来看，光伏出力高峰与负荷高峰时段错配，短时内输电压力提升，会造成常见的“谷段阻塞”。从空间维度上，河西电力“供过于求”，河东电力“供不应求”，供需失衡会导致节点电价差异。以及区域输电限制（如河西气象条件较河东好得较多、检修故障等），输电需求远超通道承载能力，形成阻塞。
本文选用节点边际电价（LMP）分解模型，分析阻塞在河西、河东典型节点电价中的占比。节点边际电价=能量价格+阻塞价格+网损价格。选取安陆变作为河西典型节点，兰州西变作为河东典型节点。图中为分月平均阻塞占比，一般来说，占比为负数，且绝对值越大，代表阻塞对节点电价的影响越大。正数代表该月出现极小的负节点价格，也可以说明阻塞较严重。河西节点中的阻塞占比大于河东节点，可以说明发生阻塞导致河西节点电价大幅下降，但对河东节点价格的影响不是非常明显。
三、总结及应用
1.综上分析的核心结论：
（1）时间维度：
竞价空间与日前价格呈现相同的趋势，但两者之间的线性关系较弱，这主要是因为竞价空间由负荷、联络线、风电出力、光电出力、水电出力共同决定，而在不同时段日前价格受边界条件的影响，各个边界条件的日内波动特征呈现不同规律。这导致日前价格呈现“鸭子曲线”特征，价格与竞价空间（火电填补的负荷缺口）呈弱线性关系，受风电、光电出力负向影响显著，其中风电在夜间（1~7、20~24时段）、光伏在午间（11~16时段）对价格影响较强。春夏季风电和光伏出力充沛，拉低电价；冬季新能源出力锐减叠加供暖负荷激增，价格显著上涨。另外极端天气、节假日等特殊事件也会造成较大影响。
（2）空间维度：
东西部价差分异：河西走廊是新能源富集区，电价普遍较低，但受输电阻塞影响易出现负节点电价，阻塞占比显著。河东地区是工业负荷集中且依赖外来电，电价较高，阻塞对其价格影响相对较小。
2.应用于日滚动、日前窗口的策略制定
通过分析甘肃电力市场日前价格的时空特征，可为策略制定提供以下核心价值：
（1）提升收益：通过时空套利优化购售电成本和收益。
（2） 降低风险：识别并规避高波动时段和阻塞区域。
（3）资源高效配置：结合可再生能源特性与市场信号，促进清洁能源消纳。
最终，通过数据驱动的时空建模与动态优化，日滚动和日前策略可在复杂市场环境中实现经济性与可靠性的平衡。
原标题：甘肃市场：日前价格的时空特征
