电价“秋老虎”？山西近期现货高价原因解析

北方早秋，暑气渐收。正如李白《太原早秋》中写道“岁落众芳歇，时当大火流。 霜威出塞早，云色渡河秋”。然而，山西的电价却在这份秋凉中迎来“秋老虎”。

山西电力现货市场 2021 年 4 月起不间断连续运行，2023年12月22日成为全国首个正式运行的电力现货市场，目前已连续运行 5 年，电力现货价格也呈现一定时间规律。自7月以来山西电力现货价格高企，8月电价更是创下近一年新高，达到310元/兆瓦时，这也让不少参与电力市场交易的主体感到“压力倍增”。

事实上，山西近期电价走高，是省内负荷波动、省间外送挤压、新能源出力变动、火电成本抬升、电力市场预期五大核心因素叠加共振的结果。下文将全方位解析山西近期电价上涨的底层逻辑，帮助所有的电力市场主体用户解开高电价的谜团。

01

用电负荷并非高价主因，省内负荷先落后升

7 月以来，主要受夏季持续升温、制冷类用电需求不断释放带动，山西直调用电负荷逐旬稳步抬升，整月用电水平维持在高位。进入8月，几场秋雨使得上旬气温有所缓和，上旬用电负荷较7月出现明显回落，之后又逐旬回升，月末负荷再次向7月高位靠拢。

与此同时，山西作为工业大省，省内煤炭、化工、制造、冶金等主流工业企业生产节奏稳定，8月入秋以来，全省规模以上工业产能呈现稳步增长态势。

全省工业用电负荷小幅上涨，以及民生制冷用电需求随气温逐渐降低而减少，双重因素叠加，使得山西近期用电负荷呈现7月负荷新高、8月负荷先小幅回落后持续上升的态势。

综合来看，7月整体负荷明显高于8月，与全省气温变化，工业产能增长一致，但8月的现货价格更高，可见负荷高低并不完全主导价格波动。现货价格的波动，与省间外送、新能源出力和火电成本也息息相关。

02

省间外送呈现高位，电量先冲高再回落

山西作为国家综合能源基地、西电东送核心枢纽，依托多条特高压通道承担向京津冀、江苏等省的跨省保供任务，电力资源向高价区域的流动，通过影响供需，直接影响现货价格水平。

7 月各旬外送电整体维持高位，呈现逐旬小幅抬升的态势，省内直调用电负荷稳步走高的同时，山西市场具备充足的电力富余空间向外输出。进入 8 月，外送水平进一步抬升，上旬达到阶段高点，随后中旬小幅回落，下旬继续回落。整体来看，外送规模一方面受省内自身用电需求影响，省内负荷走低时富余电力增多，外送能力得到释放；另一方面也受省外用电需求、现货市场价格驱动，省外用电需求旺盛叠加市场电价利好，会带动外送电量走高，而随着省内负荷在 8 月下旬再度回升，省内消纳占用部分电力资源，外送规模随之有所收缩。

这里还有一个值得注意的“反向信号”：8 月下旬外送回落到8940兆瓦，是 8 月三个旬里最低水平，但恰好是下旬，现货价格冲到了全期最高的约 325 元/兆瓦时。按常理，外送减少应让省内电力更宽裕、压低价格，结果价格反而最高，说明下旬的高价已经不是“外送抽走余量”能解释的，必须从省内供给端的新能源出力和火电成本去找原因。

03

天气影响新能源出力，分时价格波动显著

光伏、风电属于间歇性、波动性、不可控电源，完全依赖天气状况，出力极不稳定，从近期的出力情况来看，新能源呈现出极致的“两极分化”：

风速降，风电就降。8月平均风速约2.63米/秒，明显低于7月的约2.82米/秒；对应的8月风电平均出力2,861兆瓦，也显著低于7月的3,381兆瓦，降幅约15%。8月上旬平均风速只有2.38米/秒，是两个月里最“无风”的一段，风电出力同步跌到2,575兆瓦的低位。

辐射降，光伏就降。8月地表辐射平均221瓦/平方米，比7月的263瓦/平方米低了约16%；光伏出力同步从6,770兆瓦降到5,963兆瓦，降幅约12%。尤其8月下旬辐射降至近期最低，光伏出力也随之落到5,806兆瓦。

新能源走弱直接顶高价格。8月风、光出力双双低于7月，而8月现货价格310元/兆瓦时反而高于7月的301元/兆瓦时——新能源供给端减少，与现货价格升高完全对应。最典型的是8月下旬，光伏出力全期最低，价格则冲到全期最高的约325元/兆瓦时。

光伏主导午间出力，辐射一旦走弱，原本的“午间低谷”会被削平甚至消失，午间时段价格被顶起；而傍晚光伏快速退坡、风电又跟不上时，晚高峰的全部缺口都压到火电身上，形成一天中最陡的爬坡段，价格往往在此冲高。风光大发的时段深谷价格会被压得更低，即新能源波动越大，价格的“峰谷差”就越大。反过来，当新能源整体出力走弱时，深谷被填平，峰谷差反而收窄，这正是8月发生的情况。

此外，极端天气也会影响新能源发电能力，“装了多少”和“能发多少”从来不是一回事。天气既决定了新能源的出力上限，也决定了它的波动幅度。

阴雨和云层是光伏的“天敌”。短时云遮会让辐照在几分钟内腰斩，出力随之骤降，这种“跳变”对实时市场的冲击比对日前市场的更大。

光伏组件怕热。组件温度升高会直接拉低转换效率（一般每升高1℃，功率下降约0.4%），盛夏正午虽然辐射强，但组件温度常冲到60℃以上，实际发电效率要打折；逆变器在过温时还会降额运行甚至保护停机。

风机同样受气温和强对流影响。高温时空气密度下降，同等风速下的出力会打折扣；雷暴、强对流或大风切变天气下，风机还会主动限功率或停机保护，使得装机容量虽然在账面上存在，却发不出电。

总之，天气因素是新能源出力的关键推手。8月风速和地表辐射双双低于7月，直接把风电和光伏出力压到7月之下，供给端的缺口只能由火电顶峰填补，而火电的发电成本天然高于新能源，在边际定价机制下价格中枢随之上移。对市场成员来说，新能源占比越高，“看天做交易”就越不是一句空话——风速和辐射的预测精度，正在直接决定部分时段电力交易的盈亏。

04

火电竞价空间与火电燃料成本共同推高现货价格

如果说新能源决定了电价的“形”，那火电就决定了电价的“底”，电煤价格是火电报价的成本底线，煤价涨一分，火电的报价底线就抬一分。当风、光发不出来的时候，最后一度电由谁补、以什么成本补，价格就定在哪里。目前山西电网供电主力依旧是火电，从交易中心披露的7月份山西省电力市场结算情况来看，全省71%的电量来自火电机组。

从竞价空间的走势来看，7月上旬到8月中旬火电竞价空间与现货价格整体呈同向变化，但8月下旬火电竞价空间较中旬降低，而现货价格却较8月中旬大幅抬升；同时，8月份火电竞价空间对现货价格的影响较7月份明显减弱。可见，火电竞价空间是影响现货价格的主要因素，但还需考虑其他影响火电价格波动的因素及变化。

火电机组的燃料成本，直接决定电价的底部区间。各大电厂虽有长协煤兜底保障基础发电需求，但是持续高位的用电负荷和频繁的顶峰增发需求，使得长协煤量不足以覆盖超额发电需求，电厂必须高价采购市场煤补充缺口。从CTPI指数来看，动力煤市场价格呈“7月温和爬升、8月加速上行”的单边上涨走势，四个代表品种期末较期初全部单边上行，如涨幅最高的晋城高硫4500煤价从7月初的510元/吨，一路上涨到8月底的630元/吨，涨幅高达23.5%。分月看，7月内四类动力煤平均市场价格上涨 18.8 元/吨，涨幅2.93%，8月内平均上涨 63.8 元/吨，涨幅高达9.67%。

总之，从火电竞价空间看，现货价格与火电竞价空间呈现一定的相关性，而8月份现货价格高企的真正边际变化在成本端（竞价空间较7月走阔、供给侧缺口扩大亦为直接推手），8 月电煤价格涨幅远超 7 月，火电成本底部被显著抬高；叠加 8 月新能源出力弱于 7 月、火电顶峰运行的频次和强度上升， 8 月下旬的现货价格被推到近一年新高。

05

价格预期影响火电开机，边际定价机制再度抬高电价

山西作为典型的北方省份，部分类型的火电机组还承担着冬季保供暖的重任，作为“冬季必开机组”，多数电厂往往会在秋季择机进行停机检修，而中期价格的波动也会影响到各火电企业对未来现货价格的预期，以及未来检修计划的决策。山西省的旬交易通常在标的日前5-6个自然日开展，旬集中出清价格一定程度上代表电力市场用户对未来5-15天的现货价格的预期情况。

8月旬集中出清价格从上旬到下旬一路走低，对应市场日均开机台数也从上旬的107台降低到下旬的99台，火电整体开机容量从上旬的42952MW，降到下旬的39034MW，降幅达9.12%。而前文提到的火电机组的竞价空间，8月上旬为28158MW，8月下旬为27754MW，降幅仅为1.43%。对应8月的负载率变化，由上旬的65.56%，上升到下旬71.10%，火电机组负载率的升高意味着市场调用的火电机组在报价更高的出力段。

山西电力市场的现货定价机制为边际定价机制，即按现货报价从低到高调用发电机组，最后满足负荷的“边际机组”价格决定了全市场的出清电价。当火电机组负载率提高，新能源出力不足时，高报价的机组就会成为边际机组，直接推高市场整体电价。

06

总结：五大因素叠加共振，7-8月价格中枢持续上移

Summary

把以上五个部分串起来看，7-8月山西现货电价走高，并不是某个单一变量在起作用，而是“需求持平、供给先减、成本上涨、预期影响”四股力量落在同一个时间窗口里叠加共振的结果。

首先是需求端，“负荷+外送”合计的表观总需求，8月比7月低约1.3%，可价格却高出3.0%。需求基本持平、电价不降反升，这本身就说明本轮高价的根本原因不在需求侧，而在供给侧。

8月风速与地表辐射双双走低，新能源出力减少13.1%，需求侧让出的空间被供给侧的缺口完全抵消并反超，火电竞价空间不降反走阔约3.1%，风光少发的每一度电都要由成本更高的火电顶峰补足。而火电报价的“底”又被燃料成本整体抬高：电煤价格8月单月上涨9.67%，是7月涨幅的3.3倍，长协煤兜不住频繁的顶峰增发，市场煤补上的每一度电都更贵——这正是8月下旬竞价空间略有回落、价格却冲到全期最高的原因。

现货价格分时曲线也印证了该链条，8月的上涨是“削谷”而非“抬峰”——午间深谷被填平、抬升近半，晚高峰反而小幅回落，峰谷差收窄，月均价310元/兆瓦时恰恰是被抬高的“低谷”顶上去的。

最隐蔽的一环来自市场预期：8月旬集中出清价格一路走低，伴随火电秋检集中落地，开机容量收缩9.1%而竞价空间仅降1.4%，火电负载率由65.6%抬升到71.1%，更高报价的机组站上边际。

负荷与外送决定了这轮价格的“势”，新能源出力决定了“形”，火电成本决定了“底”，开机容量与边际定价机制决定了“顶”，预期与检修节奏则决定了高点何时出现、又能延续多久；五股力量重叠共振，才把一个本该随入秋降温回落的8月推至年内新高。所谓电价“秋老虎”，正是凉意已至，暑气方盛。

07

电力市场用户应对建议

现货市场最大的特点，不是永远的高价，也不是永远的低价，而是价格会随着各类因素叠加的供需变化出现明显波动。当市场化电价波动成为新常态，作为电力交易从业人员与参与市场化交易的主体用户，应如何应对？

对于火电侧，现货价格由边际定价决定，当新能源出力不足、火电负载率走高时，高报价机组成为边际机组并直接推高出清价。火电企业应在燃料端做好长协煤兜底与煤价波动对冲，在报价端把握晚高峰、深谷等爬坡时段的边际定价机会，优化调整燃料配比，寻求最经济的发电成本；同时应合理安排中长期合约持仓比例，减少因现货价格波动而带来的中长期合约差价结算的亏损。

对于新能源侧，“装了多少”不等于“能发多少”，天气决定了实际可发能力。新能源场站应提升风速、辐射、云遮、高温降效等因素下的功率预测精度，利用午间光伏大发形成的低价时段与晚高峰的价差开展套利，并通过更精准的可发能力评估降低实时偏差考核风险。

对于售电侧与用户侧，现货电价波动加剧已成常态，参与主体须树立“波动即常态”的预期，运用“中长期+现货”组合对冲风险；按不同时点分别优化用电曲线，将可转移负荷错峰至午间低价段，并通过签订更灵活的合约避免刚性价格敞口。