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山河四省寒潮情况

本文主体内容成稿于12月18日上午，华北地区的气温对比周六（12月16日）和周日（12月17日）都出现了明显回升，所以我们按本轮寒潮在12月17日结束来考虑。

图113-17日全国平均气温距平分布

本文主要研究此次寒潮中各省在省间现货市场的表现，作为下一轮寒潮情况的参考。

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现货省份负荷情况

本轮寒潮中，山西统调负荷创历史新高，统调负荷最大值（15分钟数据采集频度）超过3900万千瓦（12月17日），比去年最大值多200万千瓦。另外，因强降雪导致向山西南部垣曲县供电的2条220千伏线路和2条110千伏线路因覆冰停运，从13日晚19点左右，到17日晚全部抢修结束，正常通电，13-17号这部分负荷未在统调负荷中统计。

山东统调负荷今年最大值还是出现在8月4日。本轮寒潮过程中，在12月13日中午出现了今年冬天统调负荷最大值，但未超过9000万千瓦。虽然山东电网公司属于国网华北分部，但在负荷的季节分布上，还是典型的华东区域负荷特性，即夏季为全年负荷最高季节，冬季为次高季节。

在负荷曲线方面，因雨雪较大及光伏板覆冰，分布式光伏出力受到严重影响，山西和山东的统调用电负荷在寒潮期间中午时段都鼓了起来，并且由于山东的分布式光伏装机远远大于山西，山东11-17号的统调负荷最高点从傍晚18点挪到了中午11点，山西的负荷最高时点依然是傍晚18点，但相对全天平均水平的比例下降，即全天用电曲线更为平缓。

图2山西山东标准化负荷曲线对比

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山河四省省间现货情况

从图3可见（红色卖出、蓝色买入），山河四省区域内还是河南一枝独秀，纯卖出无买入，供给能力在山河四省中最为宽松；山西有少量卖出，但大部分都是买入；冀北电网、天津电网、河北南网、山东电网全部都在买入。

扩大一下范围，同样受寒潮影响气温很低的蒙东、蒙西、辽宁、黑龙江、甘肃都是纯卖出无买入，说明这几个省还有富余供电能力。吉林买入较多，供需较为紧张；宁夏买入的量大概是卖出量的一半，新疆买卖量几乎相当，陕西买入量也比较大，但未超过卖出量。

山西买入的电量主要来自河南和湖北，也有部分来自辽宁。

从这7天的购入量价情况来看，河北南网购入量超过山西，不过均价刚过8毛5，比山西低2毛；购入均价最高的是宁夏，超过1块5，其次是陕西和新疆，均超过1块2，第三档是山西、青海和甘肃，都在9毛5到1块1之间。

除了浙江电网继续作为买方第一名遥遥领先，河北南网、山西电网、新疆电网、宁夏电网等都是长年在省间现货卖出的省份，本轮寒潮中受到了低温高负荷以及可能存在的新能源出力不足影响，都出现较大的供电缺口，哪怕省间现货价格高，也需要买入电量进行平衡。

图412月11日-17日省间现货购入量排序及均价情况

从这7天的售出省量价情况来看，河南冲上售出电量第一名，售出电量超过1.2亿千瓦时，大概是第二名四川售出电量的1.5倍。湖北第三，重庆第四，第五开始才是长年卖出省，比如辽宁、蒙东、宁夏、甘肃、新疆以及山西。前4个省份里，河南和湖北两个华中省份原来不会卖出这么多，但此轮寒潮中因华北地区需求极大，华中地区在17号之前暂时还未出现大幅度降温，有余力支援华北。

价格方面，售出量前5的省份售出均价都超过5毛5。因此这些地区有余力卖出并且在省间成功卖出电量的发电企业可以获得远超原来所在省煤机基准价的收入。以河南电网为例，河南煤机基准价377.9元/兆瓦时，1.2倍后为453.5元/兆瓦时，这7天电量加权均价超过了600元/兆瓦时。

目前整个电力系统处于迎峰度冬期间，发电企业的机组状态、燃料库存等均应有充分准备，如果此时有部分发电机组出现了非计划停运或者限制出力，就算不考虑从2024年1月1日开始执行的容量电价机制，其在省间现货市场的售电收益都将受到严重影响。

图5 12月11日-17日省间现货售出量排序及均价情况

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后期发展

本文未讨论各省新能源机组在本轮寒潮中表现（例如山西出现风机叶片受冻无法发电、风电场送出线路断掉无法送出、光伏板覆冰等情况，到本文发稿时尚未100%恢复），也未分析山西、山东两个现货省份省内市场价格情况（两省寒潮期间均大幅度涨价），这部分内容请关注我司其他文章。

按EC长期预测来看，预计19-22日还有一轮寒潮，山东、山西都在21号达到下一轮寒潮的最低温度，山西接近但未达到上一轮最低温，山东最低温略低于上一轮。

图6兰台EC长期预测-山西

图7 兰台EC长期预测-山东

中央气象台12月18日早上6点发布了19-21号的低温预警。

图8中央气象台低温预警

预计下一次寒潮中，华北地区供需形势未见明显好转，随温度下降，华中、华东地区的需求大增，供电能力也将受到挑战。