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图1 山西地区2024年5月9日新能源出力情况
01
限电判断逻辑推理
逻辑推理
由于供需不平衡,新能源可能无法被完全消纳,从而引发限电。在供需结构中,“供给”主要包括火电可调出力、火电最小出力、新能源出力、非市场化机组出力以及水电出力;而“需求”则包括省内负荷和外送联络线。
其中,火电可调出力属于参与市场竞争的电力部分,而其他“供给”构成部分通常不参与市场竞争,且被优先消纳。当优先消纳的电力供给部分能够完全满足甚至超出市场总需求时,系统会判定存在限电。基于此,我们可以通过以下电力供需差公式来判断是否发生限电:
其中,火电最小出力的计算方法:火电最小出力 = D-1日的运行机组容量 × 40%。火电的最低稳定出力(即机组运行所需的最低功率)通常在其运行机组容量的 30%−50%之间,这取决于机组类型和政策约束。在调度计划中,40%被视为一种经验值,表示在预测阶段火电机组能够提供的安全、稳定的出力水平。
电力供需差为正数:说明总发电量超过总用电需求,尤其是新能源发电可能面临过剩,需通过限制新能源出力(如光伏、风电)来保持电网稳定。电力供需差为负数:说明总发电量小于用电需求,此时通常不会限制新能源发电。
限电日期分布
通过电力供需差公式计算出2024年全年的限电日期为图2所示,图3展示了山西全年平均风速情况。可以看出,限电现象频繁出现在多风的月份。
图2 山西2024年限电天数统计
图3 山西全年平均风速
下图4展示了部分通过限电判断逻辑推理得出电力供需差大于0的日期。图中可以看出,由于限电的影响,新能源实际出力明显低于预测出力。
图4 部分限电日期下的新能源出力情况
02
限电与不限电情况下
日前与实时电价的价差有何不同?
限电与不限电期间风光出力对比分析
图5和图6展示了限电和不限电情况下,预测风光出力与实际风光出力的时间序列对比。横坐标表示时间序列,涵盖全天的时间分布;纵坐标表示风电和光伏发电的出力,单位为MW。曲线代表预测值和实际值的均值,阴影部分则表示95%置信区间,反映了数据的波动范围。
图5 限电预测风光电出力与实际出力对比分析
图6 不限电预测风光电出力与实际出力对比分析
从图5中可以看出,在限电情况下,光伏的实际出力与预测出力在高峰时段存在明显差距,而风电的预测出力整体上高于实际出力。这是因为风力发电不受太阳辐照影响,可以全天发电;而光伏发电则主要集中在白天,限电时间通常出现在中午光伏发电的高峰时段。此外,晚上和凌晨时段的限电主要是由于风电出力过大。
在不限电情况下,风光的预测出力与实际出力的总体趋势较为一致。接下来,将进一步分析限电期间不同时段的价差分布规律。
限电情况下不同时段价差分析
光伏发电主要集中在日间时段,而凌晨和晚间通常以风电出力为主。如果出现凌晨或晚间的限电情况,多半是由于风电出力的影响;而白天的限电现象,往往是光伏和风电共同作用的结果。因此,可以根据光伏的出力特性,将全天分为三个时段进行深入分析,以更精确地探讨限电问题的成因及其影响。
第一时段:(0时, 9时],第二时段:(9时, 16时],第三时段:(16时, 24时]。
整体价差分布
整体上,价差小于等于0的比例约为 70%,明显高于价差大于0的比例(约 30%)。这表明,在大多数情况下,实时电价要么与日前电价相等,要么高于日前电价。
各时段价差分布特征
在每个时段中,价差小于等于0的比例均高于价差大于0的比例:
第一时段:价差小于等于0占比为 83.1%(36.7% + 46.4%),价差大于0的比例仅为 16.9%。
第二时段:价差小于等于0占比为 69.4%(44.3% + 25.1%),价差大于0的比例为 30.6%。
第三时段:价差小于等于0占比为 85%(54% + 31%),价差大于0的比例为 15%。
价差均值的绝对值对比
在每个时段中,价差小于等于0的均值的绝对值均大于价差大于0的均值的绝对值:
第一时段:价差小于0的均值绝对值为 99.56,高于价差大于0的均值绝对值 80.09。
第二时段:价差小于0的均值绝对值为 63.30,高于价差大于0的均值绝对值 38.69。
第三时段:价差小于0的均值绝对值为 106.79,高于价差大于0的均值绝对值 50.63。
结论
价差小于等于0的情况占主导,无论是整体还是各时段的占比均明显高于价差大于0的情况,表明在多数时间内,实时电价高于日前电价。
价差小于等于0时的价差幅度更大,表明在限电期间,实时电价高于预测电价的程度更显著。
分析结论与交易建议
在现货市场中,由于限电的影响,全天电价差(日前电价 - 实时电价)小于等于0的情况约占70%,表明限电对电价有较大影响。以下是对限电时各时段价差情况的分析与日前市场交易策略建议:
(0时, 9时] 时段
该时段虽然正价差的占比较低,但正价差的均值没有显著低于负价差的绝对值。因此,在这一时段进行现货申报时应更加谨慎,合理评估电价波动以规避风险。
(9时, 16时] 时段
这一时段负价差出现概率较高且负价差的绝对值高于正价差。考虑到这一时段光伏发电进入高峰期,限电影响较大,因此建议在该时段适当下调日前申报曲线以应对负价差风险。
(16时, 24时] 时段
这一时段限电现象较少,但负价差的绝对值显著高于正价差。为提高收益,可以在该时段适当提高下调比例。
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