文/武魏楠
2026年1月18日，中国迎来了新一年的第一波寒潮。伴随着强烈的冷空气南下，全国大部分地区迎来降温、降雪与冻雨的双重冲击，气温骤降，电力负荷激增。寒潮席卷华北、华东、东北和南方部分地区，给交通、农业及基础设施带来重大挑战，也对电力市场的运行造成了显著影响。
寒潮下的电价波动
2026年1月18日的寒潮是今年的首次大规模寒潮，影响范围广泛且强度较大。寒潮不仅导致气温急剧下降，还带来了大范围的雨雪天气，特别是华北、东北和西北的部分地区，气温骤降，降雪量达到历史级别。
总体来看，从1月18日到21日，寒潮带来了全国范围内6至12摄氏度的普遍降温，部分地区甚至降温达到了12至16摄氏度。寒潮的降温幅度和范围如此之广，影响了全国多个地区的电力供应，进一步加大了电力系统的负荷压力。
寒潮带来的极端天气导致了电力市场的剧烈波动。1月18日，受寒潮影响，电力需求大幅上升，电力市场出现了价格波动。
例如山西和山东等省的电力市场价格就出现了大幅攀升，山西的实时市场出清均价达到了0.868元/千瓦时，山东当日的实时市场出清均价也有0.532元/千瓦时。
如果要看具体的分时电价，则更为惊人。山西实时市场最高价为1.459元/千瓦时，山东实时市场最高价为1.249元/千瓦时，都逼近了现货市场的最高限价。
除了山西和山东外，也有多个省区出现了较高的实时市场最高价。
部分地区18日实时市场最高价
价格异动原因
寒潮期间，电价波动主要受新能源出力不足和电力需求激增的双重影响。
首先，新能源出力的不足是造成电价波动的重要因素之一。在寒潮期间，低温、积雪和低风速直接导致了光伏和风电发电能力的下降。
以山西和山东为例，山西的新能源出力在18日减少了8454兆瓦，环比减少幅度高达62.38%，而山东的新能源出力减少了10255兆瓦，环比减少幅度为58.72%。
与此同时，寒潮的到来也带来了巨大的电力需求激增。寒冷天气导致了大范围的取暖负荷上升。全国的电力负荷在寒潮影响下屡创新高。
1月4日，全国的最大电力负荷达到了13.51亿千瓦，创下了冬季负荷历史新高。这一纪录的打破标志着全国电力需求的急剧增长。寒潮持续发酵至1月19日，全国电力负荷进一步攀升，达到了13.79亿千瓦。紧接着，在1月20日，电力负荷首次突破14亿千瓦，而到了1月21日，电力负荷达到了14.17亿千瓦，创下新的历史纪录。
1月18日在河南、湖南等省份，电力需求的攀升尤为明显。寒潮使得河南省新能源日均出力减少了4583兆瓦，环比减少幅度为52.61%，而实际日均负荷则增加了4011兆瓦，环比增加幅度达到9.8%。湖南省在18日不仅实际外购电日均减少了288兆瓦，环比减少幅度为3.71%，而且日均负荷还增长了642兆瓦，环比增长幅度为3.61%，进一步推高了当地的电力需求。
电力系统常态化挑战
尽管寒潮带来极端天气挑战，但电力系统和现货市场经受住了考验。寒潮中的新能源发电未能如预期那样提供足够支援，特别是在光伏和风电方面。大雪覆盖使光伏发电大幅下降，而低风速导致风电出力不足。作为应对，电力系统通过火电和水电的调节能力有效弥补了新能源的不足，确保了电力供应的稳定性。
在寒潮期间，省间现货市场和资源的大范围调配也发挥了重要作用。
1月18日，省间现货市场表现出供需偏紧的态势。成交电量为0.841亿千瓦时，虽然较前一日有所回落，但价格显著上涨，显示市场紧张情绪。售出端的电价最高达到0.792元/千瓦时。多个省份的成交均价日环比涨幅超过100%。尤其是在早高峰时段，价格上涨尤为明显。受端的电价同样大幅抬升，部分地区成交价突破1元/千瓦时。新疆以约28%的电量占比成为主要送出省份，四川则成为最大受入方，占比约44%。
整体来看，区域间的供需错配加剧，导致了电力市场呈现“量微减、价大涨”的偏紧格局。区域间的电力供需错配通过现货市场实现了有效的资源调配，确保了用电紧张的地区能够及时获得充足电力。
尽管这次寒潮引发了明显的电力市场波动，但实际上，它并非极端的气候事件。根据历史数据和气候预测，类似的寒潮现象可能每年都会出现一次甚至更多次。随着气候变化的影响日益加剧，寒潮频率和强度也可能呈现上升趋势。因此，电力系统和市场应当更加警惕和准备应对这些常态化的极端天气事件。
然而，增强调节能力虽然能够提升系统稳定性，但也会带来成本上升，成为未来电力价格波动的潜在压力源。因此，在应对寒潮等极端天气时，如何平衡稳定供应和成本控制，将是未来电力市场的一个重要课题。
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