研报速递山西10月全月电力市场预测分析报告
负荷 · 天气 · 光伏 · 风电 · 煤价 · 电价 · 交易策略
预测时段：2026年10月1日 — 10月31日 ｜ 数据基准：2026年9月20日
基于山西电力系统95424条15分钟级真实运行数据
报告摘要
本报告基于山西电力市场95424条15分钟级真实运行数据（2024.1.1-2026.9.20），结合10月五城天气预报、最新动力煤煤价走势、历史同期（2024年10月、2025年10月）运行特征，对2026年10月全月电力市场进行多维度预测分析，为售电公司、火电厂、新能源场站、储能电站四类主体提供分主体交易策略。
① 10月山西天气呈「上旬偏暖多晴、中旬冷空气活动增多、下旬入冬降温」格局，气温较常年偏高1-2℃，降水较9月明显减少，光伏条件整体优于9月，日均有效发电时长约10-11小时
② 煤价已涨至982元/吨（秦港Q5500），创近三年新高，10月大秦线检修（10/7-10/26）叠加冬储煤需求启动，预计秦港Q5500运行于960-1050元/吨高位，火电边际燃料成本升至355-420元/MWh，强力托底电价中枢
③ 真实数据显示：新能源占比超60%时日前均价仅41元/MWh，负荷低于22000MW时仅33元/MWh；10月光伏出力较9月下降约15-20%，午间低电价时段较9月减少但仍存，午间光伏覆盖率达50-60%
④ 10月全月日前均价中枢预计330-380元/MWh，实时均价345-410元/MWh，较9月（日前322/实时344）上移5-15%；国庆假期（10/1-7）负荷偏低拉低均价，中下旬煤价托底效应显现推高电价
⑤ 晚峰（18-19时）实时电价可达500-800元/MWh，午间晴好日仍有40-120元/MWh低电价，储能套利价差约350-550元/MWh；10月风电条件优于9月，冷空气活动可带来阶段性高风速，风电场站需把握出力窗口
一、10月天气预测总览
选取大同（北）、忻州（中北）、太原（中）、长治（东南）、运城（南）五城覆盖全省，结合国家气候中心2026年秋季预测及历年10月气候特征，研判10月天气对电力市场的影响。
注：10月中长期预报存在不确定性，建议每周关注山西省气象局发布的7天短期预报更新。数据来源：国家气候中心、中国天气网、和风天气。
天气阶段特征
第一阶段（10/1-10，国庆至节后）：全省以晴好多云为主，气温偏高，大同、太原最高温可达20-23℃，光伏条件优良。10/7-10受首股冷空气影响，北部降温明显，但天气晴好，光伏不受影响。
第二阶段（10/11-18，中旬过渡期）：10/11-14受冷空气影响，中南部有小雨过程，云量增多，光伏出力短暂下降；10/15-18冷空气过境后全省转晴，大同出现4-5级东北风，风电出力窗口期。
第三阶段（10/19-26，下旬波动期）：10/19-22天气平稳，多云为主；10/23-26受较强冷空气影响，北部可能出现初雪，中南部小雨，全省气温骤降5-8℃，风电出力有望大幅提升。
第四阶段（10/27-31，月末晴冷期）：冷空气过境后全省转晴，气温较低（大同最低-2℃），但日照充足，光伏条件较好，西北风4级为风电出力窗口。
二、光伏发电出力预测
10月太阳直射点南移，山西日出时间约6:30-7:00、日落约17:30-18:00，有效日照时长约10-11小时，较9月缩短约1小时。但10月降水日数明显减少（太原10月平均降水日6天 vs 9月8天），晴天比例提升，光伏可利用率反而有所提高。
核心判断：10月光伏出力较9月下降约10-15%，但晴天比例提升使光伏有效利用天数增加。国庆假期（10/1-7）及中下旬晴好日为光伏高发窗口，午间10-14时光伏出力仍可达14000-18000MW，对午间电价形成强力压制。
三、风力发电出力预测
10月是山西由秋转冬的过渡期，冷空气活动频率较9月明显增加，风电条件整体优于9月。历史数据显示，2024年10月风电均值为5223MW，2025年10月为3492MW。预计2026年10月风电出力均值在3500-4500MW区间，较9月（3855MW）基本持平或略升。
风电出力窗口期：
窗口一（10/7-10）：首股冷空气南下，大同4级偏北风，预计北部风电出力5000-7000MW，全省风电均值提升至4500-5500MW。
窗口二（10/15-18）：较强冷空气过境，大同东北风4-5级，运城东南风4级，预计全省风电出力6000-9000MW，为10月最强风电窗口。
窗口三（10/23-26）：强冷空气影响，北部可能出现大风伴随降雪，风电出力可达7000-10000MW，但需关注覆冰风险。
窗口四（10/27-31）：冷空气持续补充，大同西北风4级，风电出力维持5000-7000MW。
四、电力负荷预测
基于近期实际运行数据：近30天（8/21-9/19）负荷均值26265MW，最大34112MW，最小19068MW。10月进入秋季，空调制冷负荷完全退出，制热负荷尚未大规模启动，整体负荷水平较夏季下降明显。但10月有国庆假期因素需重点考虑。
国庆假期影响（10/1-10/7）：假期工业负荷下降约15-20%，预计省内负荷均值降至22000-24000MW，午间净负荷可能降至3000-6000MW，届时午间电价大概率出现极低值甚至0电价。假期后（10/8起）负荷恢复正常水平。
五、动力煤价格走势分析
动力煤价格持续强势上涨，已突破980元/吨大关，创近三年新高。截至2026年9月中旬，环渤海动力煤价格指数（BSPI）报728元/吨，秦皇岛港Q5500大卡动力煤平仓价达982元/吨，同比上涨约31%。山西大同坑口价达741-777元/吨。
煤价核心驱动与10月预判
①安监高压持续：5月22日长治沁源煤矿瓦斯爆炸事故后，山西52座煤矿停产，7月原煤产量同比下降35.8%，供给端持续承压
②大秦线秋季检修：10月7日-26日为期20天集中修，日发运量将骤降至80-90万吨，港口货源补充受限
③冬储煤需求启动：10月北方地区陆续启动冬季储煤，电厂阶段性补库需求释放
④进口煤倒挂：印尼2026年产量目标下降，进口煤与内贸煤价差收窄甚至倒挂
⑤非电需求韧性："金九银十"传统旺季，化工、建材等非电行业用煤需求保持韧性
10月煤价预判：秦港Q5500预计运行于960-1050元/吨区间，高位震荡偏强。大秦线检修期间（10/7-26）可能冲高至1000-1050元/吨。火电边际燃料成本升至355-420元/MWh，为电价中枢提供强力底部支撑。
六、基于真实运行数据的电价特征分析
6.1 分时段电价特征：午间暴跌、晚峰飙升
2026年9月日前均价322元/MWh，实时均价344元/MWh。分时段看，午间光伏高峰时段电价断崖式下跌，晚峰光伏退出时段电价飙升，日内极差超过600元/MWh。
注：红色行为午间最低电价时段，橙色行为晚峰最高电价时段。日内极差达600元/MWh以上。
6.2 新能源占比与电价：60%是第一断崖
6.3 负荷水平与电价：22000MW是极低压分界
七、10月全月电力市场价格预测
核心假设：①煤价960-1050元/吨，火电边际成本355-420元/MWh；②负荷均值24000-26000MW，国庆假期降至22000-24000MW；③光伏月均4800-5200MW，晴好日最大18000-20000MW；④风电月均3500-4500MW，冷空气期可达6000-10000MW。
7.1 晴好日（预计15-18天）
晴好日日均价：日前约300-350元/MWh，实时约320-380元/MWh。午间可能出现0-50元/MWh极低电价。
7.2 阴雨日（预计8-10天）
阴雨日日均价：日前约370-430元/MWh，实时约390-460元/MWh。晚峰实时可能突破800元/MWh。
7.3 分周电价预测汇总
核心判断：10月电价中枢较9月上移5-15%。煤价高位运行提供底部支撑，国庆假期低负荷拉低首周均价，中下旬煤价托底效应全面显现。光伏出力下降但晴天比例提升，午间低电价仍存但时段缩短。10月市场整体偏卖方，晚峰高价时段增多，储能套利空间扩大。
八、分主体交易策略
8.1 售电公司交易策略
8.2 火电厂交易策略
8.3 新能源场站交易策略
8.4 储能电站交易策略
九、风险提示与数据说明
数据来源说明
①电力系统运行数据：山西电力市场数据.xlsx，95424条15分钟级真实出清数据（2024.1.1-2026.9.20）
②天气数据：国家气候中心2026年秋季气候预测、中国天气网、和风天气等
③煤价数据：秦皇岛煤炭网（CCTD）、BSPI指数、CECI指数、中国太原煤炭交易网、商务部监测数据
④电力市场政策：国家能源局山西监管办公室、山西省发改委等官方文件与公告
⑤机构研究：国盛证券、国金证券、信达证券等机构煤炭行业与电力市场研究报告
免责声明：本报告基于公开数据和历史规律进行预测分析，仅供参考，不构成任何交易决策依据。电力市场存在不确定性，实际价格可能因天气变化、政策调整、突发事件等因素与预测产生偏差。市场参与者应根据自身风险承受能力谨慎决策。
— 报告完 —
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