电力系统平稳运行的前提是价格随需而变
由于中长期交易、日前市场均存在一定的预测偏差，属于帮助进行风险管理的金融工具，购售两侧的交易实质上是零和性质，我们认为现货市场中的实时价格是反映实际发电价值与真实用电成本的关键指标，因此选择以实时统一结算价（或分区结算价）作为分析对象进行研究。分析标的期为2021年10月至2022年9月。
随着山西市场电力供需紧张程度的不同，尤其是新能源在不同时段的发电差异，现货市场价格在各月、旬、日以及时点表现出相当程度的波动。这种波动有效地给出了火电企业与用户侧的负荷调节信号，在新能源低现货价格高的时候，火电企业可以尽量发电增收，用户可以尽量少用减支，从而实现电力保供；在新能源高现货价格低的时候，火电企业可以尽量少发减亏，用户可以尽量多用减支。
(相关资料图)
（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：Lambda）
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山西市场年度分月算数均价分析
不同发用电企业在各时点的实际发用电量存在差异，因此与之对应的加权平均实时价格也不一样，为了简化起见，本文章的年度与分月均价基于96点实时价格的算术平均计算得到。
山西现货市场实时价格算术均值为369.7元/MWh，比燃煤标杆价332元/MWh上浮11.36%，考虑到煤价上涨、疫情对物流的影响以及省间现货市场需求上涨，涨幅处在可接受范围内（低于标杆价上浮20%的中长期交易上限价格）。
图1年度及分月算数均价（元/MWh）
在11、12、2、3、4、5等新能源发电多的月份，现货价格算术均值较低；其它月份的现货价格则普遍高于平均水平。其中3月的算术均价最低，为253.2元/MWh，9月的算术均价最高，为481.7元/MWh，最高最低平均价格之差达228.5元/MWh，价格涨幅超90%（价差除以最低价格）。
2022年的现货价格总体呈上涨趋势，除了7月份比2021年低之外（原因是2021年7月山西没有进行现货出清价格压缩），其他月份均高于同期水平，其中4、5、6月现货价格涨幅超过20%。
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山西年度旬均价格分布分析
从全年来看，旬价格从2022年3月中旬到6月中旬维持在稳定小幅上涨的状态，其他时间的旬价格则存在6个明显的尖峰突变，相邻旬的算术价格涨幅较小值有100元/MWh，最大涨幅则超过300元/MWh。1月与6月下旬的旬价格水平最高，但对应时间期间的供需紧张程度与煤价水平均不是最高的，原因值得深度分析。
图2 标的期各月的旬均价（元/MWh）
最高价出现在6月下旬，达到573.2元/MWh，该旬的10天中仅有1天未触发干预价格580元/MWh，为全年所罕见。最低价出现在3月上旬，价格仅为141.6元/MWh，只有旬最高均价的1/4不到，二者相差431.6元/MWh。
总共有4个旬的均价高于500元/MWh，1、8、9、10月的旬均价水平总体较高；3个旬的均价低于200元/MWh，11、12月、2月下旬-5月下旬的旬均价维持在较低水平。均价位于300-350元/MWh之间的旬数最多，数量达13个。
图3 各旬算数均价（元/MWh）及其数量分布
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山西年度日均价格分布分析
受价格压缩机制影响，日均价不会超过580元/MWh，高于300元/MWh的天数比例占64.7%，（图4绿色部分），剩余的天数为35.3%。
图4 日均价（元/MWh）及其分布比例
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山西年度实时价格分布分析
图5 实时价格（元/MWh）及其24小时分时分布
基于压缩后的96点实时价格明细数据，可以看到23-10点对应的价格点数分布最为集中，16、17、22点的价格集中度次之；11-15、18-21点的价格分布最为离散，前者的主要原因是新能源发电波动大、后者的主要原因是负荷高峰爬坡难。下图6的实时价格标准差也反映了这一点。
图6 实时价格（元/MWh）各时段标准差
图7 实时价格（元/MWh）各旬标准差
从各旬来看，12月下旬-2月下旬、6月下旬-7月下旬的标准差最大，说明对应的价格波动较大。
