运行已满一年 山西电力现货市场转正周年回顾与展望

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2023年12月22日，山西省能源局、山西能监办发布《关于山西电力现货市场由试运行转正式运行的通知》，山西省电力现货市场转入正式运行。这是新一轮电力体制改革中第一个转正的电力现货市场，为其他省电力现货市场建设和全国电改推进提供了宝贵经验。

如今，山西电力现货市场运行已满一年，2024年市场情况如何呢？

从现货价格来看，2024年平均日前价格为310元/MWh，相较去年同比下降8%。从下图中我们也可以明显看到，山西电力市场近三年日前均价整体呈下降趋势，从2022年的375元/MWh到2023年的337元/MWh再到2024年的310元/MWh，下降幅度较大。

图1 山西电力市场日前均价

造成现货市场价格走低的原因是什么，2024年山西电力现货市场运行情况如何，有哪些新变化？本文将从市场供需情况、交易情况分别介绍。

市场供需情况

1

新能源装机高速增长，装机占比接近一半

截至11月底，省调发电装机容量约为10735万千瓦，新能源装机容量约为5050千瓦，新能源装机占比达到47%，已接近一半。其中，光伏装机容量2570万千瓦，相较2023年底增长14%，占装机总容量的24%；风电装机容量2480万千瓦，相较2023年底增长3%，占装机总容量的23%。下图为山西省调机组发电装机情况。

图2  山西省调机组发电装机情况

2

省调发电量稳步增长，新能源发电量占比上升

截至11月底，直调发电量累计完成约2855亿千瓦时，同比增长1.2%。新能源发电量占比达到24%，相较去年22%的占比有所增长。

图3 2024年1-11月山西省调机组发电量情况

3

新能源出力功率稳步增长，光伏出力功率增长较快

2024年山西省新能源发电功率约为8590兆瓦，相较去年同比增长11%，新能源发电功率每年呈现增长趋势；其中，风电发电功率为5480兆瓦，与去年大体持平，光伏发电功率为3110兆瓦，相较去年同比增长40%，近三年整体保持较快增长趋势。

图3 山西省新能源发电功率情况(单位:兆瓦)

4

全省用电需求稳步上升，一三产业用电增长较快

截止最新公布数据，2024年1-11月，山西省全社会用电量累计2674亿千瓦时，同比增长2.8%。从分产业的情况来看，山西省第一产业、第三产业和居民用电量增长较快，第二产业用电量同比小幅上涨。

图5 山西省分产业用电量水平

5

直调用电功率保持增长，外送水平维持高位

2024年山西省直调用电功率约为28300兆瓦，相较去年同比增长1.3%，直调用电功率每年呈现增长趋势。分月份来看，2024年大部分月份均高于往年，春季2-4月略低于2023年，主要由于节日、气象和经济因素综合影响。

图6山西省直调用电功率情况(单位:兆瓦)

2024年山西外送功率约为7300兆瓦，与2023年外送功率大体持平，相比于2022年外送功率增长15%左右，整体外送水平仍然保持在高位。

图7 山西省外送情况（单位：兆瓦）

小结：

总的来说，随着山西整体新能源装机容量的增长，新能源发电量和发电功率均增长较快，特别是光伏；同时电力市场整体需求增长幅度要略低于整体供给的增长，导致山西电力市场现货价格相较往年有所降低，这也真实地反映了电力市场供需和电能量资源时空价值的变化，充分体现了现货价格“信号灯”和“指示器”的作用。

现货交易情况

1

现货价格整体走低

电力现货市场的核心目标就是形成合理的价格，现货出清定价要给出反映电能实际供需与成本的时空价格信号。

上图为山西近三年电力现货均价，整体来说，日前与实时价格走低，2024年山西日前均价已经低于本省燃煤基准价格（332元/兆瓦时）20元/兆瓦时左右，降幅较大。从下图分月情况来看，近三年现货价格下降趋势明显，这主要还是由于山西省新能源装机和出力增长较快，需求侧负荷增速相对较低，导致现货价格整体走低。

图8 山西电力市场目前均价

2

现货价差缩小，现货市场运行平稳

从现货价差的角度来看，近三年现货价格整体为负价差，即日前价格低于实时价格；从下图分月的情况来看，实时价格（淡色曲线）在绝大多数月份均高于日前价格；近三年整体现货价差不断缩小，从2022年的-14元/兆瓦时收缩到2024年的-6元/兆瓦时。

图9 山西电力市场现货价格情况

2024年各月份未出现极端高价低价的现货价格，现货大价差月份较少，现货价差整体呈现缩小的趋势。这体现了山西整体电力现货运行更加平稳，现货信息披露的准确度有所上升。

3

早晚高峰价格下降，中午低谷时段扩大

从下图分时情况来看，2024年大部分时段价格均有所下降：早高峰时段价格下降剧烈，主要由于光伏与风电出力的增长导致该时段整体供给更为宽松；中午时段整体价格下降明显，光伏装机和功率的大幅增长导致该时段价格走低，出现低价零价的天数更多；晚高峰及深夜时段价格的走低主要由于风电出力的增长使紧张的供给相对缓解。

图10 山西日前价格分时情况

中长期交易情况

1

月度交易电量占比超一半，年度多月占比降低

图11 山西2024年1-9月各周期交易电量

根据三季度数据，山西2024年1-9月省内交易电量1340亿千瓦时左右，均价为312元/兆瓦时。从上图的各周期交易情况可以明显看出，2024年月度交易电量在中长期交易电量中占比较高。从下图中我们可以看到，相比于2023年，2024年年度和多月的交易电量占比有所降低，月度交易电量占中长期交易电量的比重已经来到了57%，相比去年增加了12%左右。

图12 山西2024年各周期交易电量占比

图13 山西2023年各周期交易电量占比

除了交易规则的限制，也反映出山西现货市场主体在中长期交易过程中，对较长周期的年度、多月交易的风险有了更充分的认知：在供需快速变化的电力系统中，较高的长周期持仓带来的风险较大，而对周期相对更近、对市场预判相对准确的月度、月内交易则更为青睐，交易周期的重心进一步转移。

2

中长期与现货价格偏差缩小

下图为近两年山西中长期交易均价与现货价格的对比，可以看出2024年各月整体偏差值相较2023年下降明显，2024年中长期价格与现货价格偏差值平均为15.8元/兆瓦时，2023年则为35.8元/兆瓦时。

同时，从价格曲线可以看出，2023年大部分月份中长期价格均高于现货价格，只有个别现货高价月中长期价格相对较低；而2024年中长期价格高于和低于现货价格的情况交替出现，且整体中长期价格更为稳定，中长期交易更充分地充当电力交易的“稳定器”，在发现价格和规避风险发挥了较大作用。

图14 山西近两年中长期价格与现货价格对比

2025年交易规则变化

2025年年度交易已经结束，相较于2024年年度交易有以下变化：

1

年度合同高比例签约

用户侧与火电侧年度合同签约电量不低于上一年度用电量的60%，火电侧年度签约最低比例等额确定，对发用两侧低于最低签约比例的部分进行考核，用电侧以当月实际用电量的60%进行考核。此举措落实了国家关于坚持电力中长期合同高比例签约的有关要求，推动电力市场平稳运行，保障本省支柱产业发展。

2

更改双边与竞价交易顺序

用户侧与火电侧年度交易按照先集中竞价、后双边协商的顺序组织，相较去年先双边交易后集中竞价交易的顺序，集中竞价的出清价格更体现全市场对于标的期价格的预期，推动年度交易进一步市场化。

3

统一调整年度中长期价格

在月度时用户侧的年度合同单边回购和统一调价，提高了中长期交易的灵活性和规范性。

最新公布的《山西电力中长期交易实施细则》中，相较2024年规则，也有一些变化：

▶1.相较之前规则只有对省间购电部分的描述，新细则中完善了对省间交易、山西送京津唐、河北优先电量认购交易和外送通道配套电源认购交易的规定。

▶2.用户侧中长期曲线偏差约束部分修改了正负偏差范围，对各时段中长期净合约电量与实际用电量考核回收的范围从上一版本的负偏差超过30%、正偏差超过20%，改为负偏差超过20%、正偏差超过15%。

▶3.完善了多月连续分时段交易相关的规则。多月连续分时段交易，逐个时段限价范围为95.62-764.93元/兆瓦时；规定了售电公司和批发用户在多月连续交易环节的交易限额；完善了用户侧金融套利约束部分，用户侧某一时段全月累计卖出电量之和，在该环节不得超出各批次交易该时段全月累计买入电量的50%；建立对该环节监测和预警机制，实时采集市场运行基础数据，按日生成市场整体运行情况报告，对有明显亏损风险的市场主体采取风险提示等措施。

总的来说，山西现货市场运行一周年取得了亮眼的成绩，为其他未转正省份提供了经验与借鉴。2025年现货交易经营主体范围将进一步扩大，新能源入市程度提高，用户逐步全面入市，电力市场运行体系也将不断完善。相信2025年山西能够继续开拓创新，保持开放包容、实事求是的态度，结合自身实际不断推动电力市场体系建设取得新的成果。