山西现货市场年度分析之四：传统峰谷平定价不能反映供需变化-北极星售电网

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传统峰谷平定价不能反映供需变化

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。

结合山西全年数据可以看到现货价格特性与传统峰谷平价格存在巨大差异，全年不存在时间明确、形状类似的价格曲线，总计存在8种类型的不同价格曲线，这反映新型电力系统难以用类似于传统峰谷平定价的计划手段进行调控。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：Lambda）

1、

典型价格曲线

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。遵照传统峰谷电价模式，将时点价格大于按照年度均价1.5倍的为高峰时段，时点价格低于年度均价0.5倍的低谷时段，其它为平段时间，本章后面的峰谷平定义与此相同。

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年度均线：

图1实时价格（元/MWh）分时年均价格曲线

从全年来看，价格最低的时段是11-15点（压缩后），均在300元/MWh以下；17-22点价格最高，均在440元/MWh以上。符合前面定义的高峰时段仅有18、19、20、21四个时段，其余时段均不满足峰谷定义，属于平段。这种定义很显然不能反映系统的真实情况。

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月度均线：

从下图2、3可以看到，不管是压缩前还是压缩后，各月的实时价格分时曲线存在明细的形状差异，虽然高峰与低谷时段对应的时间与年度曲线基本一致，但整体位置高低差异明显，曲线形状也有较大的变化。

图2 实时价格（元/MWh）分时月均价格曲线

图3 压缩实时价格（元/MWh）分时月均价格曲线

2、

日价格曲线聚类分析

选择每日96点实时价格之差的平方和开根号的结果进行价格曲线分类，区分压缩前和压缩后的情况，有两种结果。

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价格曲线分类：

选择每日96点实时价格之差的平方和开根号的结果进行价格曲线分类，区分压缩前和压缩后的情况，有两种结果。

图4实时价格（元/MWh）分时价格曲线聚类结果

高价类1（无峰小谷）：全天维持在接近1500元/MWh的高电价水平，中午小幅下跌，曲线接近平线。

高价类2（单峰单谷）：早上8点-晚上22点维持在接近1500元/MWh的水平，23点-早6点维持在700元/MWh的水平，降到了一半，曲线为矩形。

高价类3（单峰单谷）：曲线形状与高价类2差不多呈相反态势，17点-早9点处于1200元/MWh的高价水平，10点-16点之间有一个很深的凹陷，曲线为U形。

中价类1（双峰双谷）：早峰明显低于晚峰价格，晚峰价格接近或超过1400元/MWh的水平且持续时长很长，晚间谷段价格与中午谷段价格基本处于一致的水平。

中价类2（双峰双谷）：早峰明显低于晚峰价格，晚峰价格接近1400元/MWh，晚间谷段价格略高于中午谷段价格，早高峰价格略高于晚间谷段价格，曲线为鸭子形。

中价类3（双峰双谷）：价格总体居中，处于300-1000元/MWh之间，早峰明显低于晚峰价格，晚间谷段价格略低于中午谷段价格，曲线为马鞍形。

低价类1（典型峰谷平）：绝大多数时点价格在500元/MWh以下，晚峰为高价时段，中午为低价时段，其余时段价格相差不大，位于300-400元/MWh之间，曲线为马鞍形。

低价类2（双峰双谷）：所有时点价格基本在400元/MWh以下，晚峰价格是早峰价格的两倍，午间低谷价格水平接近于零，晚间谷段价格大多也在100元/MWh以下。

总体而言，高价类、中价类（1与2）的晚高峰价格都比较接近，中价类、低价类（1）的后半夜价格也比较一致，早高峰时段各曲线的价格差异均比较明显。

通过图5可以看到，低价类的日期占比为54%，超过一半；中价类2、3与低价类1、2加总的日期占比达79%，均价超过1000元/MWh的高价类日期总占比为11%，约40天上下。低价类与中价类在全年绝大部分月份均存在，而高价类曲线则在1半以上的月份没有，且大部分聚集在10、1、8等月份。曲线的平均价格越高，分布的月份越集中，平均价格低的曲线在各月的占比分布相对要小很多。