陕西电力市场8月供需形势及现货价格分析

图1 陕西省发电装机占比图

二、8月供需形势分析

天气情况

陕西地区8月的高温并非匀速推进，而是呈现出“波浪式增强”的特征。高温强度达到了历史同期极值。陕西省气候中心8月23日最新发布数据显示，2025年三伏天（7月20日-8月18日）期间，全省平均气温攀升至27.2℃，较常年同期偏高2.4℃，成为1961年以来同期最热的三伏天。这一异常高温并非偶然，而是“秋老虎”与三伏天叠加的结果。

8月1-4日为首次高峰，全省大部出现38℃以上高温，8月3日达到峰值41℃；8月5-6日，关中地区最高气温短暂回落至32-36℃。8月8-10日高温短暂减弱后，11-14日再度增强，8月18-20日出现本月最强高温天气。8月26-27日，关中地区出现最后一波高温反扑，西安最高气温回升至38℃。月末天气转折尤为显著，8月28日起，全省气温明显回落，8月31日全省以多云转晴为主，气温稳定在23-33℃，为炎热的八月画上句号。

省内直调负荷

陕西全年负荷受季节波动剧烈，呈“冬夏高、春秋低”双高峰形态，1-3月负荷虽缓降但仍处高位，4-5月为全年低谷；6-8月受持续高温影响，负荷从6月开始陡峭攀升，7月达峰值，8月维持高位。2025年8月，陕西平均实际负荷约为33,524MW，较7月34,201MW，环比下降1.97%。

图2 陕西2025年月均负荷走势图

8月电力负荷整体呈“波动式回落”趋势，与7月负荷特征形成鲜明对比，直观反映出夏季用电需求随时间、天气变化的动态规律。

7月负荷核心特点是“单峰集中且峰值更高”，7月16日出现接近40,000MW的全月最高点，这是夏季高温最盛时空调等降温负荷直观的体现；进入8月，负荷虽有高峰但整体更“温和”。8月1-4日延续37,000-39,000MW的高负荷，与7月下旬用电热度衔接，反映8月初高温仍在、降温用电需求旺盛；8月5-10日负荷快速回落至30,000MW左右低谷，因气温降低或工业用电节奏调整，让用电需求暂时收窄；8月11-20日负荷又回升至约38,000MW高峰，但峰值低于7月中旬，说明此阶段高温强度、持续时间弱于7月，降温负荷“峰值需求”有所降低；从8月26日开始，负荷从约32,000MW持续下降，跌至8月31日的27,000MW左右，回落幅度大且趋势明确，这是由于夏季高温期逐渐结束，气温下降使得空调等降温负荷大幅减少，整体用电需求回归相对低位。

图3 陕西2025年7-8月日均负荷走势图

陕西7-8月分时负荷呈现“负荷低谷期（1-5时）→负荷上升期（5-18时）→负荷高峰期（18-24时）”的典型日负荷曲线特征。受新分时电价政策（增设19:00-21:00尖峰时段）影响，8月负荷低谷期负荷下降斜率趋缓、谷底负荷抬升；负荷上升期午间（11-15时）增长速率放缓，高峰到来时间提前；负荷高峰期19-21时后负荷衰减加快，晚高峰持续时长缩短，体现用户对电价机制的响应与用电时段优化调整。

图 4 陕西2025年7-8月分时负荷曲线对比图

省间联络线分析

8月外送电量较7月增多，是因为7月全省持续高温，省内制冷用电需求长期高位压缩外送空间，而8月下旬降温后省内负荷回落释放外送容量，同时8月跨省保供政策、电力市场化交易对跨区外送推动更显著，且7月电源出力优先保省内，8月省内负荷更低、输电通道空闲，调度更灵活可外送富余电力。

图5 联络线外送电量情况

能源出力

风电出力

2025年8月，陕西受副高边缘暖湿气流与高原槽影响，虽有间歇性大风天气出现，但整体风速不及7月，风电平均实际出力较7月略有下降，实时风电出力约2,790MW，环比7月3,252MW下降14.2%。

图6 陕西2025年风电月均出力走势图

从分日出力趋势可以看出，8月风电最高出力在15、18及26日，出力水平在5,600-6,000MW左右。

图7 陕西2025年8月风电日均出力走势图

光伏出力

25年8月，陕西光伏的平均实际出力约为5,527MW，环比7月5,587MW下降6.4%。

图8 陕西2025年光伏月均出力走势图

8月光伏日前预测出力与实时光伏出力整体波动且高位运行，月末显著攀升；实时光伏多数时段低于日前预测，体现出力不确定性与消纳约束。

图9 陕西2025年8月光伏日均出力走势图

三、8月现货价格分析

分日价格趋势

8月分日日前价格与实时价格整体呈大幅波动态势：月初快速冲高，均突破400元/MWh；9-11日大幅回落，实时价格一度跌至160元/MWh左右；17-31日宽幅震荡，在150-355元/MWh区间波动，反映电力价格受供需、新能源出力等因素影响，波动幅度较大。

图10 陕西2025年8月现货价格走势

分时价格曲线

由于陕西的新能源装机情况，陕西的分时价格曲线基本上呈现“午间低、凌晨/晚间高”的特点。从日前-实时价差的角度看，1-8点呈现正价差主要由于凌晨实际风电出力大于预期，9-17点光伏出力时段呈现负价差，这主要是由于在光伏装机量大、光照资源充足的条件下，光伏出力时段的日前价格以下限价居多，实时边界条件波动后往往就会出现负价差；晚间22-24点呈现正价差，由于实际用电负荷低于日前且实际风电出力大于日前。

图11 陕西2025年8月分时价格曲线

四、8月市场总结及9月展望

从8月陕西电力市场运行情况来看，电力负荷受气温逐步回落影响呈“波动式下行”，现货价格虽与负荷走势存在月初高负荷时段价格冲高、中旬负荷低谷期价格回落及月末随负荷变化震荡的联动趋势，但受负荷波动、新能源出力起伏，以及局部人为操纵等因素影响，价格呈现剧烈震荡态势，全月多次出现大幅“急涨急跌”。在新能源全面参与市场化交易的背景下，交易电价随现货市场节奏大幅波动。

进入9月，陕西电力市场将迎来“需求回落、供需宽松”的关键转折期。随着秋季气温下降，降温负荷基本退出，用电需求以工商业基础负荷为主，整体负荷预计较8月进一步下降，大概率稳定在25000-32000MW区间，峰谷差将逐步收窄。

9月风电进入秋季出力旺季，新能源发电量占比有望提升，传统煤电发电压力进一步减轻，叠加跨省跨区输电通道平稳运行，市场供需格局将更趋宽松。受供需宽松影响，现货价格预计以稳为主，整体中枢较8月有所下移，峰段价格涨幅收窄，谷段价格维持低位。需密切关注《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》9月10日征求意见截止后的政策进展，其后续落地可能对新能源交易价格形成长期引导，市场主体可重点跟踪改革细则，提前适配市场化定价节奏。