安徽5月电力现货交易情况复盘

2024年5月，安徽市场迎来了本年首次结算试运行，从市场上售电公司的反馈来看，几家欢喜几家忧，对于提前做好准备的售电公司来说，借助现货的开展获得了不菲的收益，但也有一些售电公司还没有掌握现货交易的诀窍。在现货开展期间，售电公司应该怎样操作呢，这里我们从以下几个方面分析一下：

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：韩天龙）

一、影响现货价格的因素

（一）负荷波动情况

5月平均负荷28329兆瓦，环比4月小幅上升1.5%，负荷上升的主要原因是受到温度影响，相比4月份18℃左右的均温，5月中下旬开始温度持续走高，5.17-5.26附近均温达到25℃，制冷负荷小幅上涨。

月初迎来五一小长假，由于假期原因，负荷的基础水平较低，5.1-5.3的平均负荷水平在23000兆瓦左右。假期末两天出现阴雨天气影响光伏出力，5.4和5.5的光伏实际出力较低，这两天的负荷也一度冲高。

假期结束后到月底的负荷变化主要受到温度的影响，5月的气温走势明显表现出入夏的趋势，整体在波动中爬升，负荷与气温走势也呈现出较强的正相关关系。5.17-5.16出现连续几天较高温天气，日平均气温达到25℃以上，日最高温突破32℃，负荷水平也显著上涨到超过30000兆瓦，并一直持续到6月初。

（二）新能源出力情况

1、新能源装机情况

截至 2023 年底，全社会装机容量 10817.3 万千瓦，按机组类型分：水电 623.6 万千瓦、火电 6070.9 万千瓦（生物质 255 万千瓦、其中垃圾 109.4 万千瓦）、风电 721.9 万千瓦、 太阳能 3223.1 万千瓦（其中集中式光伏与分布式光伏的比例接近1：2）。整体来看，新能源风电、太阳能装机占比接近37%，尤其是太阳能装机30%，受此影响，全月中午时段现货价格呈现走低趋势。

2、新能源出力情况—风

5月全省风电月均出力为1683兆瓦，较4月的1501兆瓦环比上涨12%。其中最大出力为5.10日的3107兆瓦，最小出力为5.7日的428兆瓦，出力波动较大。但整体来看风电出力水平较低，其中日均风电出力超过2500兆瓦的天数仅有4天。

3、新能源出力情况—光

5月全月平均光伏出力2127兆瓦，与4月的1612兆瓦相比环比上升32%。5月光伏水平较强的原因主要有三个：

（1）光伏装机水平较高，截至 2023 年底，光伏装机 3223.1 万千瓦，截至4月最新的数据显示，其中集中式光伏装机1159.47万千瓦，余下为分布式光伏；

（2）季节性规律，1-6月随着光照时长和强度的增长，光伏出力整体处于波动上涨的状态（除个别天受极端天气影响，光伏出力较低）；

（3）5月份阴雨天气较少，除5.4-5.5、5.11、5.26-5.27日以外，全月以晴天为主，光伏出力超过2000兆瓦的有20天，占比超过64%。

（三）竞价空间及价格走势

2024年5月日前均价为34*元/兆瓦时，与月度中长期价格43*元/兆瓦时相比，现货价格大幅走低。分析5月竞价空间（竞价空间=负荷-风电-光伏-联络线-水电）与日前价格走势：

全月平均竞价空间为21781兆瓦。其中最高为5.26的27236兆瓦，这天的日前出清价格是39*元/兆瓦时；最低竞价空间为5.1的14292兆瓦，这天日前价格只有28*元/兆瓦时；全月最高价为5.4日的43*元/兆瓦时，最低价为5.15日的25*元/兆瓦时。总体来看日前出清价格与竞价空间呈现较强的正相关关系。5月日前出清价格在中长期43*元/兆瓦时以上的仅有5.4日一天，其余均为低价天，400-436.28元/兆瓦时之间的有3天，日前出清价格大多集中在300-400元/兆瓦时之间，为18天，低于300元/兆瓦时的超低价共有9天。

二、中长期交易策略分析

（一）铺好月度持仓

从全月供需条件来看，5月受节假日影响，且气温相对适宜，全月负荷维持低位水平，叠加光伏出力较好，造成全月除5.4日现货价格高于中长期价格，其他天现货均低于中长期，我们知道对于售电公司来说，电能量批发侧成本：

R = Q中*P中+( Q日- Q中) P日+( Q实- Q日) P实

=（Q中-Q实）（P中-P日）+（Q日-Q实）（P日-P实） +Q实*P中

当P中＞P日的时候，为保证批发侧成本更低，Q中应尽量低，因此从月度持仓方向来看，低价月应保持低持仓，月度策略持仓尽量低于80%（根据风险承受能力也可以适当激进）。

（二）做好日滚动调仓

我们知道5月份整体现货价格走低，尤其是中午9-16时段，现货均价仅为20*元/兆瓦时，而日滚动的窗口价大多在35*元/兆瓦时以上，因此对于中午时段中长期持仓较高的售电公司（售电公司分时段持仓考核约束为60%-120%）来说，可以选择在日滚动以35*元/兆瓦时以上的高价卖出，现货市场再以20*元/兆瓦时左右的均价购入，间接降低了批发侧成本。而对于中长期持仓比例低于60%的售电公司来说，则可以选择在日滚动窗口以35*元/兆瓦时以上但低于月度中长期的价格买入，从而避免考核的风险。

三、日前申报策略分析

从5月全月来看，日前-实时价差以负价差为主，也就是日前价格低，实时价格高，因此在进行日前申报的时候，在考核规则允许的情况下，应该尽可能地多申报电量（若日前-实时为正价差，则日前少申报）。其中1-8，18-24时段价差较小，价差较大的点主要集中在9-17时段，也就是光伏出力较好的时段，事后分析最大的原因在于分布式光伏比例较高，造成统调负荷预测难度增大，日前和实时的偏差较大，在后续开展现货的月份，也应着重关注中午时段的价差表现。

四、用户曲线情况分析

（1）市场典型曲线分析

单位：元/兆瓦时

从5月现货价格出清的结果来看，受到光伏大发的影响，全天现货价格呈现为早晚时段高，中午时段低，因此对于售电公司批发侧来看，中长期曲线中午时段的电量越低越好。对于光伏曲线来说，由于光伏仅在中午发电，均为现货低价时段，对标5月现货价值来看，光伏曲线的现货价值仅为219.6元/兆瓦时，远远低于火电337.1元/兆瓦时，风电360.4元/兆瓦时，典型负荷曲线352.7元/兆瓦时，因此对于现货省份，光伏曲线极差。传统火电曲线，中午时段电量较高，曲线较差；风电及典型负荷曲线中午时段电量较少，符合现货价格形态，曲线较好。整体来看风电曲线>典型负荷曲线>火电曲线>光伏曲线。后续现货开展期间，在无价格优势的情况下应极力避免签订光伏曲线。

（2）用户用电曲线分析

除了批发侧购电曲线以外，对于售电公司来说，零售用户的用电曲线也是影响收益的关键因素，总结了一下市场上常见的用电曲线类型，主要有以下几种：

凌晨用电型（或晚上用电型）特点：中午时段基本不用电，仅在凌晨（或晚上）用电，用电多为现货高价时段，曲线较差。

早晚用电型特点：中午时段用电较少，用电降幅较为平缓，多为光伏用户，曲线较差。

平均用电型特点：全天用电较为平缓，曲线一般。

中午用电型特点：中午时段用电较多，用电多为现货低价时段，曲线好。

错峰用电型特点：早晚高峰不用电，其他时段用电较为平缓，较为接近平均型，曲线一般。

由于受到光伏的影响，现货价格呈现早晚高，中午低的特征，而零售用户用电以早晚时段为主，中午用电较少，用电曲线与现货价格不匹配，而对于售电公司来说由于中午时段现货价格低，批发侧成本较低，因此零售用户中午用电越多对于售电公司越有利，从用户曲线来看：中午用电型>平均用电型≈错峰用电型>早晚用电型>凌晨用电型，其中午间型客户最为优质，后续现货开展期间可以优先考虑签约午间型用户。

对于安徽售电公司来说，在掌握现货交易规则的基础上，如果能做好以上几点，大概率能够领先市场一步，获得更高的收益。