省间现货哪家强 东西北中轮坐庄

省间现货哪家强，东西北中轮坐庄

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自2022年1月1日起，省间电力现货市场启动试运行，先后完成了周、月度、季度结算试运行，从7月1日起进入半年结算试运行。2022年12月28日，北京电力交易中心发布了关于继续开展省间电力现货交易连续结算试运行的通知，自2023年1月1日继续开展连续结算试运行。各市场主体每个工作日申报次日省间日前现货交易，每周五申报后三天省间日前现货交易，节假日按实际情况开展。市场主体每日申报当日的省间日内现货交易。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：王昀）

2023年即将过半，电力系统的迎峰度夏即将到来，作为参考对比，让我们来回顾一下今年一至五月份期间，省间现货交易到底哪家强？

尽管本文涉及的交易所在季节特点和夏季不同，但由于市场的基本供需逻辑一致，因此文中分析需要关注的要素也是今年“应峰度夏”期间需要重点关注的要素。

一

分省省间现货交易情况

图1 2023年1-5月省间现货分省售出情况

图1显示的是1-5月省间现货分省售出情况。今年前5个月，包括山西、天津、新疆、蒙西在内的18个省（直辖市、自治区、电网）作为售方参与了省间现货交易。图中气泡的大小表示各省日均售出费用的多少。

从售出单价来看，福建最高，超过了600元/MWh，蒙西最低，略高于200元/MWh。售出省份单价主要集中在250～450元/MWh之间。从日均售出电量来看，山西、吉林、宁夏、辽宁、蒙东作为日均售出电量均超过1000MWh的前五高的省区，贡献了超过65%的售出电量份额，其他省份受输送距离、省间现货送出能力、自身供需形势等因素的影响，所占比例相对较小。从日均售出费用来看，山西无疑成为收益最大的省份，占据了约20%的份额，辽宁、宁夏、吉林三省紧随其后且互相较为接近，辽宁售出单价较高，而吉林、宁夏日均售出电量较高。

图2 2023年1-5月省间现货分省购入情况

图2显示的是1-5月省间现货分省购入情况，包括四川、北京、宁夏、冀北在内的21个省（直辖市、自治区、电网公司）作为购方参与了省间现货交易。

从购入单价来看，山西最高，超过了770元/MWh（虽然价格最高，但日均购电费用极小，说明是山西省内偶发的系统平衡困难导致），北京最低，不到370元/MWh，不难看出，各省购电单价离散程度相对较大，主要分布在370～470元/MWh的低价区域和520～670元/MWh的高价区域。从日均购入电量来看，购方的集中度比之售方也相对较低，第一梯队为四川，日均购入量超过3000MWh，仅其一省购入份额就已超过日均总购入量的20%，第二梯队为浙江，日均购入量超过2000MWh，第三梯队包括了青海、重庆、冀北、上海四个地区，日均购入量超过1000MWh。其他省份买入量相对较小。从需求占比来看，前三个梯队的日均电量购入份额超过了75%，其他省份，受自身供需平衡情况、需求水平等因素影响，在省间现货购电频度相对较小。从日均购入费用来看，今年一至五月，自身水电装机占比较高或对外来水电依赖度较高的省份成为最大买家，四川、浙江、青海、重庆四省市在日均总购入费用的占比均就已超过了60%，造成这一现象的主要原因是我国西北、西南等地区在一至五月处于枯水期，相关省份自身的水电出力不足，同时，对西北来说，冬季供热期是全年需求最大时期，还叠加了小风季因素。

二

分区域省间现货交易情况

图3 2023年1-5月省间现货分区域售出情况

图4 2023年1-5月省间现货分区域购入情况

注：蒙西纳入华北统计范围，蒙东纳入东北统计范围。

图3、图4分别表示的是分区域的省间现货售出和购入情况，可以看出，一至五月东北、华北、西北、西南、华中、华东六大区域均存在售出和购入的情况，但在细节方面与一些直观印象还存在一定差异。

第一，从供给来看，作为一般认识上的“送端区域”，三北和西南地区在一至五月省间现货的买卖情况表现不一。西南区域受供需形势影响，在一至五月较少参与省间现货售电，然而却是省间现货最大买方，在单价和购入电量两方面均明显超过其他区域。供需紧张可能导致的电力缺口，以及其他区域通过多条跨区跨省输电线路“反向”（对比我国正常的西电东送方向）给西南送电情况下较高的输电费用，均成为西南地区最高购电价的原因。东北地区则成为了一至五月最大的卖方，不仅超过了同样地理位置相对较远的西北地区，甚至还超过了从我国电力供需地理分布来看距离需求地区（华东、华中）更近的华北地区。

第二，从需求来看，主要需方地区（华中、华东）区域，相对而言在省间现货的购入情况并不显著，且购入价格不高，一方面这和今年前半段相关区域整体用电负荷并不旺盛有关，但另一方面也在一定程度上反映了出了需方地区对于外来电主要以中长期交易（年度、月度等）方式落实的特点。除上文提到的西南地区外，西北地区也存在购入量、价均相对较高的情况，产生这一现象的原因也与西南地区较为相似，一方面，枯水期带来了较大的电力缺口（仅青海的日均购入量就在西北区域内占比超过了70%），另一方面，其他地区向西北地区“反向”输电的成本也相对较高。

图5 2023年1月全国降水距平率 图6 2023年1月全国气温距平率

图7 2023年2月全国降水距平率 图8 2023年2月全国气温距平率

图92023年3月全国降水距平率 图102023年3月全国气温距平率

图112023年4月全国降水距平率 图12 2023年4月全国气温距平率

图13 2023年5月全国降水距平率 图6 2023年5月全国气温距平率

第三，从气象数据来看，也在一定程度上印证了上述部分分析。图5到图14分别为国家气候中心公布的全国一至五月分月的降水量和气温的距平{距平率=（今年该月 - 过去30年同月的平均值） / 过去30年同月的平均值}分布情况。从降水情况来看，一至五月份我国西南、西北区域整体上均呈现偏少状态，且西南地区相对更不乐观。个别月份，如1、3、5月份西南或西北区域降水明显偏少，且相对历史30年平均水平偏离率超过了50%的地区并不在少数。从气温情况来看一季度我国大部分地区气温均明显偏高，4、5月份偏高程度有所减弱，但西南区域基本一直处在气温明显偏高状态。

第四，从省间现货交易的职能来看，其“通过市场化手段开展电力余缺互济、促进能源资源大范围的优化配置”的功能得到了较为充分的体现。根据公开数据，2022年国网范围内省间总交易量为13047亿千瓦时，其中现货交易量为278亿千瓦时，占比2.13%。省间电力现货交易的交易量占比虽小，但其发现不同时期、不同时段的电力余缺并通过价格信号优化配置跨区跨省电力资源的功能却十分关键。从一至五月的交易结果可以看出，可以得出结论，没有哪一个区域，甚至没有哪一个省份，能够断言其在省间现货市场种是绝对的供给方或需求方，即使是一直以送出省为主要身份且当前火电占比较高的山西省，也存在着在部分时段通过省间现货交易来购买电力的情况。未来随着我国电力系统可再生能源渗透率的进一步提升，各省/区在省间现货交易中灵活切换购、售角色的情况可能将成为常态。

三

分月省间现货交易情况

图152023年1-5月省间现货分区域售出电量比例

图162023年1-5月省间现货分区域购入电量比例

图15、图16分别展示了一至五月分月各区域在省间现货售出和购入电量的占比情况。总体来看，各月各区域购、售情况与上文量价及气象分析基本一致。

分区域结论：

• 西南区域：在一至五月各月均稳定购入电量，且仅二月份有相对明显售出，其他月份售出量极小；如前所述，西南地区枯水期持续到5月末，6月能否转为正常丰水期是决定西南地区省间购售方向的关键；

• 西北区域：在一至五月份售出比例均较为稳定，4-5月略有增加；在一、二月份购入电量比例较大，三至五月购电比例明显减少；西北地区4月开始进入大风季，大风季将一直持续到秋季，预计夏季西北地区在省间现货以售出为主；

• 华中区域：在各月均有购、售电行为，且比例均不高；华中区域夏季气温和来水情况决定该区域在省间现货市场中的购售方向，预计将频繁切换角色；

• 华东区域：在各月处于无售出或售出比例很小的状态，但各月均有购入，且相对比例基本处于逐月增加的状态，至5月份比例已超过50%。华东地区仅有福建存在卖出余量，其他省及直辖市在夏季都是比较纯粹的购方，华东各省今年夏季已购入的省间中长期比去年同期高，短期的气温和降雨是决定夏季需求缺口的关键因素。

• 华北区域：在各月均有购、售电行为，且一般是售出比例高于购入；由于夏季为华北区域小风季，又是全年次高负荷，华北的其他省市或电网公司夏季可售出余量不大，有能力售出的是山西火电，而山西火电空冷比例极高，夏季高温会导致空冷机组出力受限，因此在省间现货的价格足够高的情况下（不是高于煤电基准价，而是高于山西省内现货市场价格），山西火电会踊跃参与省间现货。如果出现极端情况，山西省内供需紧张，不排除山西省调关闭省间现货交易售出窗口，且从省间现货购电以平衡省内的情况。

• 东北区域：各月也均有购、售电行为，但可以看出其售出比例远高于购入。东北地区夏季预计供需宽裕，有能力在省间现货增加售出。

通过历史数据回顾和分析，可以使得市场参与者能够更好地理解市场的内在逻辑，把握市场发展趋势，并做出更为合理的交易决策。各类发电侧市场主体可以从加强跟踪气候信息、掌握各区域供需周期性供需规律入手，发现省间现货交易机会。

以一至五月结果为例，季节性特征和长期气象数据对省间现货交易需求影响较为明显。一至五月，西北地区受供热期（用电负荷较高）、小风季、枯水期等多重因素影响，存在一定的电力缺口，需要从省间现货购电；西南地区同样受枯水期、气温偏高等因素影响，在省间现货也存在持续大量购入行为。因此，在未来出现类似情况时，拥有富余发电能力，尤其是与西南、西北区域相邻且具有送电能力的省份的发电主体可增加对省间现货交易的关注，把握需方地区的分时电力需求特征，通过省间现货交易增加自身收益。