山西省电力市场分析报告 第1篇

山西省新能源场站参与分解基数电量的方式是根据日前功率预测，在所有选择了基数电量的场站之间按比例分解。2023年6月起，新能源场站日前交易曲线已经和日前功率预测曲线解耦，意味着新能源场站可以在不改变日前申报出力的基础上，修改上报给调度中心的D-1原始功率预测，以在低价时段更多分解332元/兆瓦时的政府定价电量，而高价时段甚至会把预测功率调至0，来避免基数分解带来的亏损。

按照目前市场上比较广泛的基数选择习惯，新能源场站倾向于在1-2月、11-12月选择基数电量，这也就意味着进入11月以后，更多的新能源场站会开始手动修改日前功率预测，于是调度公布的D-1全市场风电、光伏出力预测就会受到一定程度的扭曲。

如图中所示，11月7日D-1风电出力预测的曲线形状明显与D-2预测值、实际值有所偏差，并不是一条圆滑的曲线，在8:00前和16:00点后明显有下调的痕迹，与实际值相比指示风电在凌晨和夜间都缺发100万千瓦以上。实际参与出清的边界条件为新能源场站上传的申报交易曲线，可能与图中风电实际出力较为接近，因而价差表现上看当日凌晨和夜间无明显价差。因此在基数选择量较大的月份，参考D-1边界条件判断新能源出力的超发/缺发，进而判断价差方向的方法将不再可靠。

总结

上述“随机性”与“波动性”的价差信号，使得基于平均值、标准差或经验规则制定的申报策略逐步退化。例如，过去许多策略依赖于统计平均或固定价格阈值，但在新价差结构下，这种做法难以精准匹配市场波动。

这直接引发了一个关键挑战：套利策略的适应性问题。传统模型的逻辑是“选择高平均价差时段做多”，但当市场进入全新阶段，预测精度就成为策略成败的核心。缺乏精细化预测能力的策略将很难在当前的价差结构中生存。

山西省电力市场分析报告 第2篇

另一方面，市场机制的逐步完善也是价差中枢下移的重要原因。随着山西现货市场进一步推进辅助服务、容量补偿机制的试点运行，系统的调节能力显著增强。

● 辅助服务中，火电机组的爬坡能力和旋转备用能力得到合理补偿；

● 在容量市场下，部分低效机组得以常态“带转不发”提供备用能力；

● 储能、电动汽车等“灵活性资源”也逐步参与调度市场。

这些机制的引入增强了系统对“新能源扰动”的吸收能力，表现为：

● 实时市场的“高峰价格跳涨”被抑制；

● 调节性电源在日前市场提前报价参与供需平衡；

● 实时电价波动率降低，价差“拉不开”。

在机制上，这本是市场完善的积极成果。但对于套利策略而言，这意味着“价差空间”受到挤压，传统以实时价格大幅跳涨为目标的做多策略面临失效。

山西省电力市场分析报告 第3篇

2024年11月底，山西电力现货市场已经转正运行一周年，市场机制愈发成熟，报价策略、负荷预测与实时调节能力持续进化。然而，在制度逐步稳定的背景下，市场价格结构却悄然发生了深刻变化。作为在交易一线的交易员，我们观察到日前与实时市场之间的负价差出现频率和幅度明显降低，许多依赖负价差套利的策略频繁失效，尤其在高风光出力日，出现了“做多亏损”“做空无利”的极端现象。

这种结构性转变不仅影响了市场主体套利的空间，也对传统的日前申报方式提出了更高的预测要求。面对这一变化，我们迫切需要从数据分析和模型预测的角度，重新理解价格波动的本质，识别价差变化背后的驱动因子，并进一步优化申报策略，以适应新的市场节奏。

本文将聚焦三个关键议题：山西现货市场的日前-实时价差变化趋势、影响价差的主要成因剖析，以及我在交易实战中对策略模型所做的系统性优化和迭代实践，以期为业内同仁提供有价值的参考与借鉴。