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图1 逐月负载率与全网统一出清价的关系
首先我们先来看一下自2023年1月至2024年6月(截至6月10日)蒙西市场整体的负载率与全网统一出清电价的情况(图1),可以看到今年5、6月月均负载率在68%左右,与2023年3月、2024年3月整体负载率情况较为接近,同时全月整体均价也较为接近,尤其与2023年3月电价几乎持平,那是否意味着5月的情况与上述两月完全一样,交易策略是一致的呢?我们先来看一下二者价格分布情况。
图2 大风季价格分布对比
从价格分布上来看(图2),同样大风季以往价格分布均为三峰,分别是0元/兆瓦时、400--500元/兆瓦时和1500元/兆瓦时,尤其2023年,三个峰值分布数量几乎一致,从5月开始这一情况则有明显变化,0价出现次数明显减少,500元/兆瓦时的分布数量翻倍,1500元/兆瓦时的尖峰则直接消失。
图3 分时负载率与分时价格对比
分时价格上,选取整体负载率与价格最为接近的2023年3月与2024年5月进行对比,通过上图(图3)可以看到,二者负载率大部分时段重合,仅2023年3月峰段负载率略高,但是二者价格上的差异却体现得较为明显,2023年3月峰段价格对于边界条件波动更为敏感,而今年5月则谷段电价更高。负载率接近说明在整体市场实时供需情况非常相似,而此时的价格变化则很大程度反映了发电侧报价行为上的变化。
蒙西电力现货市场为发电侧报量报价参与,包括新能源,在市场实际运行时,新能源由于全年生产电量指标要求、风险防范补偿收益、变动成本为0等原因,基本均以地板价申报,因此即便蒙西新能源报量报价参与现货交易,对实时出清价格起决定性影响的仍然是火电主体,因此我们所说的报价行为的变化主要为火电报价行为的变化。
图4 整体负载率一致情况下的报价拟合曲线对比
那火电的报价行为究竟如何变化?我们将出清价与负载率的拟合曲线进行对比(图4),可以明显发现在同样的负载率下 ,二者的报价逻辑完全不同。在火电中低出力段(此时大部分时候对应平段与谷段)时,2024年5月的报价有明显抬高,同样供需情况下,2024年5月的报价抬高了近70%,增长了近150元/兆瓦时!而到了高出力段(此时大部分时候对应峰段),火电报价却有所压低,比去年减少了近25%,减少了近150元/兆瓦时。总结来说,今年5月整体报价行为是中低出力段“抬价”,高出力段“压价”。
其实该种报价行为变化并非从今年5月才开始的,且每个月都会有些许差异。通过下图(图5)可以看到,实际上该变化从4月底就已比较明显,5月的报价继续延续该“风格”,到了6月,由于蒙西6月上旬雨水丰沛,光伏出力受限,这种中低出力段的抬价行为更加严重。
图5 2024年上半年报价拟合曲线
二、对用户侧交易影响
5月底交易中心对技术支持系统功能进行优化升级,用户侧置换可以按照小时单独申报,即转让方可按小时提交置换出电力曲线(直线),受让方可按小时进行竞价。这意味着未来用户侧的交易将更加精细化,更加接近分时段交易。
表1 一般行业6月7日置换成交情况
我们来看一下最近的用户侧置换成交情况。选取有记录的6月7日一般行业用户置换成交情况(6月上旬目前整体成交情况均类似)。6月进入小风季,置入成交比小于置出,意味着整体市场情况属于供不应求,置入需求大于置出需求;分时来看,置出其他时段成交比很大,但是中午谷段成交比相对较小,而置入侧谷段成交比最大,峰段几乎没有成交,这意味着中午时段大部分用电主体对电量进行置出,而只有小部分主体申报置入,属于被市场主体“嫌弃”的时段,谁都不想要。而峰段则是“香饽饽”,一方“不舍得”置出,另一方则抢着要。这也符合大部分主体的交易认知,峰段才是套利的好时段,谷段就是“垃圾电”,而实际的最优交易策略是这样的吗?
内蒙古自治区发展和改革委员会2024年1月1日发布了《关于完善蒙西电网工商业分时电价政策的通知(试行)》 ,自此蒙西中长期价格按照峰平谷系数计算分时电价,6月7日经拟合后的中长期分时段价格与现货价格的关系见下图:
(价差由中长期价格-现货价格计算得到,对用户侧来说负数意味着中长期套利部分,正数意味着中长期亏损)
表2 6月7日价差情况
通过上图可以看到,经过峰平谷系数拟合后,谷段与平段才是中长期套利最多的时段,而峰段的套利空间被压缩,6月部分日期晚高峰的中长期甚至会带来亏损。因此对用户侧来说,分时置换时关注成交比更大且套利更多的谷段是一种更好的策略。而造成这一现象的原因部分是由于上述分析的报价行为在平、谷段抬价,峰段压价,导致峰平谷系数设置与实际现货价格脱节。
图6 2024年5月价差情况
在5月这一现象其实表现得更加明显。通过图6与表3可以看到在5月谷段,尤其是凌晨00:15--4:00;在中长期价格中划分为谷段,但现货价格却与早高峰更为接近,因此成了中长期套利的最佳时段。因此,用户侧的交易思路应跳出“交易惯性”,将交易思维向更加精细的分时交易转变。
表3 5月、6月价差情况
三、对新能源交易影响
通过上述分析,在直线签约中长期时,新能源侧则与用户相反,中长期亏损最严重的时段并非峰段,谷段则成了亏损最严重的时段,峰段亏损则是最少的。但是新能源侧置换还要考虑新能源风险防范回收价格上限、新能源风险防范价格约束、新能源缺额回收等因素影响,因此在进行策略制定时还需要考虑较多其他因素。
总的来说,在市场运行初期,规则变化、市场主体交易行为变化、市场供需情况变化等等因素都会影响策略的制定。“唯一不变的就是变化”,我们应该关注市场变化并及时应对,同时,交易策略也应该向更加精细化的方向转变,才能更好地完成电力现货交易。
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