现货省份2023年用电负荷分析及其对市场交易和投资的影响-北极星售电网

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本文主要做了两个对比分析：一是各现货省的近两年负荷曲线对比，这方面分析主要应用于市场边界条件预测；二是各省2023年负荷分布情况，合并考虑市场价格分布及调度相关机制后，这方面分析对虚拟电厂、发电容量投资等具有一定的参考作用。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：汤慧娣、丰竹勃）

数据方面，山西、甘肃、山东、广东和蒙西五个现货省份里，只有蒙西还没有满两年的用电负荷数据（蒙西交易中心公布了2022年6月之前数据，可供参考），但甘肃的市场公开数据里，2023年2月实际用电负荷口径发生过变化，因此数据范围方面与其他省存在差异。

（一）各省负荷曲线对比

图表1中，各省纵轴均为2023年均值（具体数值略），并且将2022年均值拉伸至2023年均值水平以便进行曲线对比；横轴为小时，如0：15-1：00为1点，此后类推。

图表1各省负荷曲线对比

图表1小结：

曲线形状横向对比
山东、山西和蒙西这三个同属华北地区的省份负荷曲线形状相似性较高，全天最高峰都是晚峰，全年平均曲线晚峰最高点都是19点，但早峰和中午低谷的时间存在差异；
甘肃的全天最高峰是中午12点，但这个最高峰是甘肃现货市场开始连续结算试运行以后，由甘肃的市场用户调整自身用电曲线调整出来的，现货市场之前甘肃的全天最高峰也是晚上；
广东的负荷曲线在五个省里最为特殊，早高峰从10点持续到12点，13点有个断崖式下跌，15点基本恢复高峰，一直持续到22点，19点虽说是个小低谷但实际上不算低（广东三峰三谷中的第三个谷）。
从用电负荷曲线来看，所有省份的负荷最低谷依然是凌晨，但是，受光伏装机增长及其出力特点影响，除了广东以外，其他几个省的净负荷（负荷-新能源出力）低谷都从凌晨挪到了中午。
各时段纵向对比
凌晨：山东、蒙西和甘肃三个省的凌晨用电明显出现了下降；广东和山西变化不明显
早峰：除了山东早峰明显增长以外，山西早峰基本没有变化；甘肃、蒙西和广东的早峰都和中午光伏出力时间重合，因此在中午部分分析
中午：山西、广东和蒙西出现了少许下降，推测其原因是分布式光伏装机增长；甘肃中午负荷继续上升，其原因主要是甘肃中长期市场定价机制及现货市场价格趋势，但根本原因还是光伏装机增长水平远超负荷增长水平，其基本逻辑是：光伏装机增长->中午现货市场价格低->中午中长期定价水平低->市场用户在中午多用电；山东中午有上升，但中午的V字形状变深，即V字两侧的倾斜度都出现明显升高，显然与2023年山东分布式光伏装机继续大幅度增长（同比增长33%以上）有关；
晚峰：所有省份的晚峰均有上升。合理怀疑晚峰需求上升的主要因素是新冠疫情封控结束后第三产业和居民用户增加了晚峰用电。

在进行现货市场的中长期价格预测或实时现货市场价格预测时，如果需要自己根据天气数据等进行直调负荷预测，可以参考上述分析结论，评估上述结论的形成原因并预判未来发展趋势；当然实际操作时，还应该将典型负荷曲线按月（季度）、工作日节假日等进行精细分析，并预判负荷增长情况，本文暂略。

（二）各省负荷分布情况横向对比

图表2对各省的24点平均负荷做了分布统计，96点数据每4个点做算术平均值，纵轴是小时数，横轴为最大负荷和最小负荷做差后切分10等份。由于甘肃市场从2023年2月22日开始，所公布的实际用电负荷统计口径发生变化，所以下图只包括2023年2月22日至2023年12月31日的数据，即其他省均为8760小时，甘肃为7500+小时。

图表2各省2023年负荷分布对比

图表2小结

除了广东是左偏，其他四个省全部右偏；
广东：左偏的负荷分布特性表明，如果没有西电，广东市场价格应该更偏高价；不考虑西电的情况下，广东市场的需求侧响应、虚拟电厂和容量投资价值也比较大。西电主要为水电，丰水期和广东大负荷季节重合，西电大发期间广东市场价格就难以维持高价（2022年高价和2023年低价的主要因素）。据报道，近两年广东新增审批火电装机容量很大，能否按期投运让我们拭目以待。
甘肃：左偏特性省里，高负荷持续时间第一名，配合甘肃现货市场限价在五省中最低，如果不考虑其他因素，甘肃现货市场达到上限的可能性最大。但是实际情况是甘肃现货市场价格持续走低，其原因是截止2023年末，甘肃新能源装机占比（渗透率）已超过50%，发电量占比已超30%，加之甘肃的负荷曲线最高点通常都是中午光伏最大时，因此高负荷恰好被高新能源出力抵消。另外就是如果出现晚峰高负荷无新能源的情况，供方除了本省的火电容量以外，还可以从西北区域其他省网购电或省间现货市场购电。考虑到现货市场价格上限水平、负荷曲线特性、新能源装机及其增长、省间购电的方便程度等多方面因素，在甘肃投资虚拟电厂赚取现货市场分时价差的经济性值得认真测算，同时也需叠加调节性需求的辅助服务市场或双细则考核补偿分析；火电投资由于存在容量电价政策以及满足调节性需求的收入，大概率依然具有一定优势。
山东、山西、蒙西：这三个省的负荷分布统计结果中，90%-100%尖峰负荷全年持续时长都不足0.4%，尖峰需求持续时间极少，再配合新能源的高渗透率和省间购电的方便程度，都很难达到现货市场上限价。蒙西因存在一些特殊原因，最容易出现现货市场高价，但又由于其特殊的风险防范规则，市场成员的结算价格水平和现货市场价格偏离极大。尖峰负荷分布时长对山东、山西和蒙西投资虚拟电厂的经济性具有明显影响，另外省间购电的方便程度、交易规则结算规则等方面因素都对投资经济性具有不利影响，和甘肃类似，需要搭配考虑其他方面收入；火电投资由于存在容量电价政策以及满足调节性需求的收入，大概率依然具有一定优势。

总结

进行精细的负荷曲线形状变化分析主要有助于我们在日常交易中更精准的做好市场边界条件预测；2023年我司负荷预测效果尚可，未来将继续提升准确率。

对于负荷分布特性的分析，还需要考虑到可能的供方情况，综合预判虚拟电厂、储能等新型市场主体的经济性回报情况，尤其是新能源高渗透率省份的负荷时间特性和新能源出力特性，省间临时购电满足省内平衡的方便程度或省间供给资源的可获得性等。本次分析方向是从电网调度中心的角度，考虑面临什么特性的尖峰负荷、以及面临尖峰负荷时的各类可用手段。这些手段可以包括用户侧的虚拟电厂、发电（主要是火电）装机容量，亦或是省间市场购电，所有已有手段的经济性和可获得性对比就是市场运营机构选择采用哪种手段的基础，市场成员或相关投资者应以此为出发点进行决策。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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