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一、现货运行情况
实时价格
与去年同期相比,正式运行五省与省间现货市场,实时均价除广东、甘肃上涨外,其他市场价格均下降。安徽与江西虽有同比数据,但去年未进入连续结算试运行,数据参考意义较小。
甘肃价格较去年同期上涨了46.43%,是价格上涨市场中涨幅最大的省份。原因是负荷与外送均大幅上升,其中外送增幅较大,风光出力同比增加相对较少,但减缓了价格上行趋势。
广东同比小幅上升,原因是需求较大幅上升,地方电、A类机组出力等供给均下降。
上周受劳动节假期影响,需求较低,本周仅一日为假期,需求逐步恢复,因此本周与上周相比,各市场价格普遍环比上涨。
蒙西价格涨幅最大,其中呼包西价格较上周上涨了99.35%,原因是风光出力均较大幅度下降,同时本周报价高于上周;交易中心为控制价格上涨幅度,减小了负荷与外送。本周呼包东与呼包西阻塞较上周下降,价格差异减小。
湖北是唯一一个价格环比下降的市场,原因是负荷与外送虽有增加,但水电、非市场机组、风电出力等供给均增加,同时本周报价也稍低。
本周广东价格最高,蒙西价格最低。
本周所有价区实时均价均低于基准价。
注:下图虚线为燃煤发电基准价
山西价格波动最大,周四风光出力均过小,价格显著高于其他日。广东周一周二价格较高,原因是周一晚峰、二周凌晨、早峰等多时段需求高,供给低,价格部分时段过高,拉高了日均价。
二、新能源捕获价
各市场新能源本周运行情况
本周甘肃光伏捕获价最高,陕西光伏捕获价最低;山东风电捕获价最高,蒙西风电捕获价最低。
甘肃光伏捕获价最高的原因是,甘肃需求上升,多日中午价格未因光伏出力而下降,市场价格对光伏出力不敏感。陕西光伏价格最低的原因是,需求下降,中午光伏出力大时,价格被显著压低,市场价格对光伏出力敏感。
山东风电价格最高的原因是,风电出力波动较大,市场价格早晚峰常因风电过小而价格较高;蒙西风电价格最低的原因是,蒙西风电出力在各市场中最高。
与去年同期相比,甘肃因市场价格上涨,风光捕获价均随之大幅上升。山东因需求增加,光伏出力下降,光伏捕获价上涨,同比64.18%。除上述两省外,其他新能源捕获价均下降。
与上周相比,除浙江光伏、湖北与陕西的风电价格下降外,各省新能源捕获价普遍环比上涨。
其中山东光伏价格较上周涨幅最大,环比达766.07%,原因是上周劳动节需求小,光伏出力大,山东光伏捕获价为负价格;本周节后恢复生成,负荷与外送涨幅较大,价格上涨格外突出。
甘肃光伏、风电价格环比分别上涨了125.95%、49.62%,原因是需求因外送大幅上升而增加,而占比较大的风电出力下降,市场价格上涨,风光捕获价也随之上升。
山西光伏捕获价较上周上涨了121%,原因是光伏出力大幅下降。
逐省更详细原因,可详询文末联系人。
三、峰谷特性
1本周分时均价曲线
广东价格呈不规则的多峰谷曲线,凌晨1点价格最高,早峰、上午、下午、晚间,价格均有高企;13点“V”型低谷仍在,但价格下降不明显。
浙江也是不规则的多峰谷曲线,但比广东曲线位置低很多,且波动更大。上午与午后,价格均因光伏出力有显著下降。
省间价格曲线处于中位,较平缓,也呈多峰谷波动,但晚峰、凌晨价格高企稍明显。
蒙西价格曲线近似单峰双谷曲线,晚峰至晚间价格最高,早峰价格无高企,上午与下午为价格低谷;周一与周四中午风光出力均较差,使周均价曲线中午出现价格小高峰。
陕西近似三峰单谷的曲线,晚间价格尖峰最高,其次是凌晨与早峰;9-17点近似“盆”型低谷。
除以上市场,其他市场价格曲线均呈“两峰单谷”。山西曲线晚峰价格各市场中最高,峰谷差最大;山东本周中午低价时段显著缩短,且中午均价均为正值,但峰谷差仍较大;甘肃凌晨1点与晚间价格最高,凌晨至早高峰其次,其他时段近似“盆底”,但波动较剧烈;湖北曲线位置处于中间,峰谷差中等,中午11点价格有小幅高企;安徽曲线近似“盆”型,凌晨至早峰、晚峰至晚间价格波动平缓,早峰至傍晚为价格低谷,峰谷差中等。
2分时均价峰谷差率
本周各市场峰谷差率均较大。
峰谷差率最高的市场是山东,其次是蒙西呼包西与陕西,均在90%之上。
第二阵营从高到低一次是山西、蒙西全网、蒙西呼包东,峰谷差率在80%-90%之间。
峰谷差率最低为广东,其次是省间均在39%-44%之间。
甘肃、安徽、湖北、浙江,峰谷差率依次介于在75%-69%之间。
3峰谷电价持续时间
本周蒙西谷段持续时间最长,呼包东、呼包西均达91小时;广东谷段时间仍最短,仅0.75小时。
峰段持续时间最长的省为山东,达48小时;安徽峰段持续时间最短,为11.75小时。
注释:
峰谷定义:各省(价区)周均价作为各省基准,15分钟价格超过周均价的1.5倍为峰段,15分钟价格低于周均价的0.5倍为谷段
四、2小时储能收益
储能收益计算逻辑请见附件
本周蒙西价格每日晚峰与中午价差均较大,周一、周四价差极大,收益极高,因此储能收益也在各省中最高;广东价格低谷不明显,收益最低。
与上周相比,蒙西、山西、甘肃、浙江收益增加,其他省份收益均下降。
五、价格分布
1实时价格分布
2格极值分布
下图为各价区极端价(最高价、最低价)及其出现小时统计表。
陕西最低价持续的时间最长,达65.25小时;其次是甘肃,最低价持续43.75小时。最低价格持续时间最短的价区为省间与广东,均为0.25小时。
山西最高价持续时间最长,但仅达2.75小时;最高价持续时间并列最短的价区为广东、湖北、安徽、省间、甘肃,均为0.25小时。
甘肃、陕西、山东最低价持续时间远高于高价持续时间;山西、蒙西呼包东、浙江、安徽低价持续时间略高于高价持续时间;其他市场则是最低、最高价持续时间双低。
六、价差分布
本周平均价差
本周广东、山西、甘肃平均价差均为负,其他省份均为正价差。广东价差绝对值在各省中最高,为-16.70元/兆瓦时,原因是凌晨至早上实际负荷常高于预测值,A类机组实际出力晚峰时段低于预测值,造成实时市场供需紧张。其次安徽平均价差也较高,为16.20元/兆瓦时,原因是实际负荷低于预测值,同时周四新能源预测值远低于实际出力。
注:由于湖北日前市场不结算,不再统计湖北平均价差。
七、电力排放系数
本周平均电力排放系数曲线
排放系数说明请见附件
排放系数说明:
1、排放系数:根据统调火电出力与该省总发电进行计算。
2、数据:根据各地区实际发电数据计算。
3、统调火电发电占比计算方式为:
该地区统调火电出力占本地总发电的比例,即:统调火电出力 / 本地总发电*100%
4、各地区本地总发电和统调火电出力计算公式如下:
本地总发电=统调负荷+联络线负荷
其中,当该地区为送电方时,联络线负荷为正;该地区为受电方时,联络线负荷为负。
统调火电出力=统调负荷+联络线负荷-本地统调可再生能源发电出力-其他出力
其中,当该地区为送电方时,联络线负荷为正;该地区为受电方时,联络线负荷为负。本地统调可再生能源发电出力包括风电、光伏、水电等。其他出力包括非市场化机组出力、地方发电、核电出力、抽蓄电力等。
储能收益计算逻辑:
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