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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。
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