甘肃市场用户侧2024年度交易策略研判

甘肃用户侧2024年度交易策略研判

（来源：微信公众号：兰木达电力现货 作者：李禹辰）

甘肃2024年度交易已经过半，新能源和水电序列结束后，下周各市场主体开始申报火电年度策略。本文将从交易规则解读、最新政策解读、交易品种梳理、现货价格趋势判断（定性与定量）、交易风险提示和年度策略思路六个部分进行展开，供用户侧主体参考。

1、交易规则解读

一、现货用户

图表1：2023年与2024年现货用户规则对比

综合来看，对于现货用户的影响集中在：

（1）出清规则层面，2023年甘肃现货市场出清规则采用“发用双侧分段报价、集中优化出清”的方式开展，2024年国家电力市场基本规则里明确“经营主体具有报价权和参与定价权”，预计明年甘肃省现货出清规则不会有重大调整。

（2）现货用户不平衡资金金额减少。国家规则中最新明确不平衡资金“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”，即双轨制省内不平衡资金明年将由非现货用户自行结算，因此现货用户2024年双轨制（省内）不平衡资金大概率消失；此外，明年若不改变分区加权价格结算方式，分区价差不平衡资金将继续存在，现货用户依然需要进行分摊。

（3）根据国家层面规则，现货用户明年可能会引入中长期结算参考点。针对批发用户2023年的结算公式为R=Q中*P中+（Q日-Q中）*P日+（Q实-Q日）*P实+考核+不平衡资金{分区价差不平衡资金+省内双轨制不平衡资金}+运营费用{日前回收+中长期回收}；引入中长期结算参考点后结算公式将变为R=Q日*P日+（Q实-Q日）*P实+Q中*（P中+P日-P中长期结算参考点）+不平衡资金{分区价差不平衡资金}+运营费用{日前回收+中长期回收}。

二、非现货用户

图表2：2023年与2024年非现货用户规则对比

综合来看，对于非现货用户的影响集中在：

根据《甘肃省电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》，对于中长期合同电量与实际用电量的偏差，明年可能不再由现货用户分摊，而是由非现货用户自行结算，即“照付不议，偏差结算”。2023年非现货用户结算公式为三个：R=Q中*P中+（Q实-Q中）*P代理*1.2（超用电量结算），R=Q实*P中+（0.85*Q中-Q实）*0.15*P_代理购电（少用电量结算，无售电公司代理）和R=Q实*P中（少用电量结算，有售电公司代理。此时根据“据实结算，偏差考核”原则由售电公司承担少用电量费用）。若2024年规则改变，非现货用户结算公式将分为两个：R=Q实*P中+（Q实-Q中）*P_发电侧正现货价格（超用电量结算）和R=Q实*P中+（Q中-Q实）*P_发电侧负现货价格（少用电量结算）。

三、限价变化

2024年甘肃峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5）。当执行上下0.5倍浮动时，峰段的中长期价格大幅提高，火电上限价变成554.04元/兆瓦时，新能源上限价变为461.7元/兆瓦时，均高于上下0.2倍浮动时的火电上限价。

图表3：2024年火电与新能源中长期限价

2、最新政策解读

2023年11月8日，国家发改委和国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。政策主要内容为对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。

整体上看，建立煤电容量电价机制是对煤电这一主力电源品种的电能量价值和容量价值进行了区分，此调整归属为电价结构调整。对于发电主体来说，两部制电价可以帮助煤电企业回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源提供有力支撑；对于终端用户来说，两部制电价的政策预计会对用户用电成本产生积极影响，煤电电量电价通过市场化方式形成，与新能源、水电等市场主体同台充分竞争，优化电力资源配置，有效提升了整个电力系统的经济性。

3、交易品种梳理

图表4：甘肃中长期交易品种

图表5：甘肃中长期交易特殊序列

图表6：三种交易序列时段划分对比

4、2024年现货价格趋势判断

（一）定性分析

由于河东和河西的平、峰段出清价格大体一致，明年平段和峰段的价格趋势将选取河东价格进行分析；谷段价格因存在阻塞，将分区进行分析。

（1）平段

2023年和2024年平段火电基准价保持一致，均为369.36元/MWh。根据河东历史出清，可以发现每年11月至来年3月平段现货价格均起高，价差平均在5分左右，而这段时间恰好与甘肃省内供暖期相吻合，建议对应月份的平段以保守策略为主，敞口预留在5%以内。其他月份平段持仓可以维持在85%~90%左右，一来可以发挥年度交易对冲风险的作用，若来年平段现货价格确实走高，仍可在月度和月内窗口进行增量交易；二来留出部分敞口平衡用户月内停/减产导致的超仓风险。

图表7：河东平段历史出清价格

（2）峰段

根据河东历史现货出清，早峰7-9点仅有2021年12月高于火电上限价554.04元/MWh，因此基本可以推测2024年早峰高于火电上限价的概率较小。晚峰中，峰2仅有2021年12月及2022年1月超过火电上限；峰3高价稍多，2021年12月以及2022年1月、8月、12月共4个月高价；峰4除2022年12月外，其余高价月份类似峰3。基于历史出清，年度交易的峰段策略持仓可以偏低，尤其是早峰，在2024年高价的可能性较小。

图表8：河东峰段历史出清价格

（3）谷段

河东区域仅有2021年5月和10月出现了低价，其余月份谷一、谷二均在火电上限价184.68元/MWh以上。因此，河东谷段年度交易持仓可以适当提高。对于河西区域来说，谷一的确定性更高，仅有2021年10月低价，其余月份均高价，因此谷一的策略持仓可拿到较高的位置。然而，河西谷二的不确定性较大，2023年3月以来，现货价格几乎均未走高，可以考虑在年度交易的策略上分月区别，在新能源较好的月份持仓放低，留到月度或者周内补仓。

图表9：河东、河西谷段历史出清价格

（二）定量分析

（1）新能源装机情况

根据甘肃省2022~2023年分季度装机情况，我们可以看到总装机情况呈现连续上升态势，年增长率为18.0%，其中水电和火电装机整体保持平稳，总装机的增长主要受风电和光电驱动，装机增速分别为16.3%和62.2%。照此趋势发展，预计明年新能源装机量和并网量会有进一步的提升，尤其谷段价格可能将长期维持低位。

图表10：甘肃省分季度装机情况

（2）边界条件预测

考虑的预测变量为竞价空间，影响竞价空间的变量有两大类，需求为：负荷和外送，供给为：水电和新能源。竞价空间=负荷+外送-水电-新能源。2024年供需变量的计算方式为：本月预测=上月预测数据*（1+环比率），增长率以2023年增长率作为参考预估，1月份以2023年12月份预估作为基期量。整体预测情况见下表：

图表11：2024年边界条件预测

图表12：2024年增长率预测

分时曲线以预测的月均数据根据2023年4个季度的曲线形态，四季度参考2022年的曲线，拆分成24小时分时曲线，具体预测结果如下：

负荷：

图表13：2024年负荷分时预测

外送：

图表14：2024年外送分时预测

风电：

图表15：2024年风电分时预测

光电：

图表16：2024年光电分时预测

水电：

图表17：2024年水电分时预测

（3）价格预测

根据历史竞价空间与价格的关系预测河西日前价格前三季度参考2023年，第四季度参考2022年，河东日前预测价格=河西日前预测价格+阻塞预测价格，阻塞价格用历史阻塞水平替代。价格预测结果见下表：

河西：

图表18：2024年河西分月分时价格预测

河东：

图表19：2024年河东分月分时价格预测

5、交易风险提示

（1）宏观经济下行风险：2024年中国GDP增速预计在4%-5%之间，存在内需动能减弱和外需扰动双重风险；

（2）行业景气度下滑风险：一产、二产为甘肃省经济的重要支柱，其中第二产业中的制造业和建筑业，前者与工业化水平密切相关，后者与基建、房地产行业景气度密切相关。2024年可能面临着固定资产投资增速回落、消费支撑不足、外贸出口收缩三类潜在风险导致一、二产业景气度低迷；

（3）市场政策风险：包括限价政策、国家层面政策、批发和零售政策等规则选择风险和规则变化风险；

（4）现货价格波动风险：峰谷时段对标平段价格系数恢复至50%后，电力现货价格波动性可能加剧，受供需关系、能源价格、市场力等多种因素影响；

（5）用户用电波动风险：用户在月内发生短期停产或减产时，在结算时会导致中长期履约不足，触发考核并存在爆仓风险；

（6）电力供应风险：供电方在交易过程中可能面临供应风险，如电力设备故障、自然灾害、无法满足高出预期的季节性或大用户的负荷需求等。如果供电方无法按合同约定供应电力，买方可能需要寻找替代供应商，导致交易中断或成本增加。

6、2024年策略思路

（1） 现货价格预测偏低：根据第四部分价格趋势研判，2024年全年现货价格整体不看高，因此在策略上年度持仓均不建议超100%。

（2） 限价变化影响：峰谷价差拉大，峰段新能源中长期价格461.7元/MWh，高于2023年火电上限价，而谷段新能源中长期价格只有153.9元/MWh，峰谷价差在3毛以上。根据历史出清情况，2024年峰段策略建议持仓稍低，如有价格走高风险，可在月度和月内择段进行增量交易。

（3） 多窗口联动：平段由于月内窗口的供给量有限，因此年度策略较其他时段更保守；此外，供暖期间平段价格易有走高风险，建议对应月份收敛年度策略敞口；谷段根据2023年的情况，由于4-10月省内新能源水平较好，D+3窗口供给量都较为充足，因此策略上会刻意留出部分敞口到月内窗口进行套利交易。

策略思路部分为个人观点，仅供参考。