限價(jià)調(diào)整之后的省間現(xiàn)貨走勢(shì)

限價(jià)調(diào)整之后的省間現(xiàn)貨走勢(shì)

(資料圖)

2023年7月省間現(xiàn)貨交易已經(jīng)全部結(jié)束，我們用“蘭臺(tái)”的省間現(xiàn)貨數(shù)據(jù)及功能把2023年7月的省間現(xiàn)貨數(shù)據(jù)與2022年7月數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，同時(shí)還對(duì)比了兩年的氣象情況。

通過對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，各省的相關(guān)氣象要素對(duì)于省間現(xiàn)貨市場(chǎng)量?jī)r(jià)影響極大，與此同時(shí)，各省交易主體的主動(dòng)交易行為可以在一定程度上強(qiáng)化或弱化氣象要素的影響。

（來源：微信公眾號(hào)“蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨” 作者：湯慧娣）

一

成交電量情況

備注：圖中紅色代表售方，藍(lán)色代表購方。圓圈大小代表成交電量多少，因交易類型選擇了“全部”，所以成交電量為“日前+日內(nèi)”成交電量。

圖中可見：

（1）相比2022年7月，2023年7月的省間現(xiàn)貨市場(chǎng)上，各省成交量更加均衡。

（2）賣方省份不再是山西一枝獨(dú)秀，西北（尤其是甘肅和寧夏）和西南售出電量大幅度上升，湖北從購入為主轉(zhuǎn)為售出為主；這主要有兩個(gè)氣象方面的原因，一是西北地區(qū)夏季大風(fēng)季，本地負(fù)荷水平又不是很高，為避免棄電和提高收益，西北的新能源和火電都增加了省間現(xiàn)貨交易申報(bào)；二是四川降雨積累，補(bǔ)庫終于到位，于是四川主網(wǎng)大幅度增加賣出；同時(shí)湖北長(zhǎng)江段的上游地區(qū)降雨也比較多。

（3）買方省份中，湖南和江西購入電量大幅上升，陜西從絕對(duì)的賣方省轉(zhuǎn)向有買有賣，且購入電量超過售出電量；湖南買電的主要?dú)庀笤蚴窃撌〗衲?月氣溫偏高，缺電需買入；而江西僅小部分地區(qū)氣溫偏高，增加省間現(xiàn)貨買電主要是趁市場(chǎng)低價(jià)時(shí)段買入（非氣象要素原因）；陜西的行為改變也與價(jià)格有關(guān)，簡(jiǎn)單說就是陜西電力調(diào)度中心趁市場(chǎng)低價(jià)時(shí)期買入，在省間現(xiàn)貨高價(jià)期間陜西電廠高價(jià)賣出。

比較特殊的是四川，雖然在買賣方向上，與同期一樣，保持售出電量大于購入電量的格局，但總成交電量同比大幅度攀升，且在7月這種豐水期，四川從省間先后市場(chǎng)購入電量比例依然高于去年同期的購入電量比例。其主要原因是下半月尤其是7月25日以后四川主網(wǎng)才開始大幅度賣出，前半個(gè)月四川主網(wǎng)依然處于缺電狀態(tài)，買電較多。從下圖可見，從7月13日至7月24日，四川全網(wǎng)（合并四川主網(wǎng)和四川攀西兩個(gè)節(jié)點(diǎn)）存在很多同一日又買又賣的情況，但購入電量已經(jīng)小于售出電量。

二

成交電價(jià)情況

首先我們就來看一下兩年量?jī)r(jià)概要對(duì)比情況。

2023年7月量?jī)r(jià)概要圖

同期2022年7月量?jī)r(jià)概要圖

兩年對(duì)比可見，省間現(xiàn)貨價(jià)格水平大幅度下跌，其原因包括：

1）受到7月10日開始執(zhí)行新的限價(jià)規(guī)則影響，申報(bào)價(jià)限價(jià)從10元/千瓦時(shí)改為3元/千瓦時(shí)，結(jié)算限價(jià)還要打折到1.5元/千瓦時(shí)；

2）賣方省份的集中度大幅度下降，2022年7月山西一枝獨(dú)秀，而2023年7月售出電量的第一梯隊(duì)則包括山西、四川、寧夏和甘肅；這四省中，山西以火電廠賣出為主（山西夏季小風(fēng)季，新能源基本無余量賣出），而寧夏、甘肅以風(fēng)光等新能源為主，四川以水電為主，除了山西外，其他三省都存在棄電的傾向，即都存在壓價(jià)傾向，從數(shù)據(jù)可見，山西價(jià)格最高，寧夏其次，價(jià)格最低的四川售出電價(jià)還不到0.2元/千瓦時(shí)；

關(guān)于西北地區(qū)的風(fēng)光情況，以甘肅為例，從2023年4月開始，甘肅風(fēng)光合計(jì)新能源實(shí)際出力水平?jīng)]有一個(gè)月低于過700萬千瓦，預(yù)測(cè)出力水平?jīng)]有一個(gè)月低于過800萬千瓦，而去年同期全年最高水平的實(shí)際出力僅600萬千瓦，預(yù)測(cè)出力僅5月曾出現(xiàn)一次高于800萬千瓦的情況。一個(gè)重要原因是西北地區(qū)的新能源裝機(jī)大幅度增長(zhǎng)（未來還有增長(zhǎng)空間），同時(shí)今年夏季西北風(fēng)光資源依然較好。

3）買方省份的短期負(fù)荷硬缺口情況對(duì)比同期有所好轉(zhuǎn)，其原因包括：

A.買方省份在省間中長(zhǎng)期買入量很大，優(yōu)化了省間中長(zhǎng)期買入曲線——少買早晚峰，多買凌晨和午間，并盡量將通道占滿——省間現(xiàn)貨交易時(shí)已無通道空間，而且買入價(jià)高于一般月份的省間中長(zhǎng)期價(jià)格但遠(yuǎn)低于去年同期省間現(xiàn)貨價(jià)格水平——賣方電廠更容易摘牌；

B.受今年夏季氣候變化尤其是厄爾尼諾年影響，華東地區(qū)降雨較多，高溫不像去年那樣極端——去年夏天經(jīng)常出現(xiàn)連續(xù)多日全天最低溫度大于30℃的情況，缺少積溫效應(yīng)帶來的高負(fù)荷曲線，因此今年高負(fù)荷需求持續(xù)時(shí)間不長(zhǎng)。

對(duì)于第（一）部分電量分析中的幾個(gè)特殊省份，補(bǔ)充一下電價(jià)分析：

1）湖南和江西：湖南今年7月購入電價(jià)超過0.52元/千瓦時(shí)，和鄰省江西的0.37元/千瓦時(shí)相比，屬于較高水平；湖南購入電量還略少于江西購入電量，說明湖南電網(wǎng)更緊缺，或者江西電網(wǎng)更擅長(zhǎng)購入低價(jià)電。

2）湖北：購入電量極少，且購入均價(jià)遠(yuǎn)低于售出均價(jià)，價(jià)差接近0.5元/千瓦時(shí)，獲得了極高的收益。

3）陜西：無論是去年7月還是今年7月，陜西的氣溫都不是特別高，氣象影響負(fù)荷相差不大。今年7月，陜西購入電量在購入各省中排名第四，售出電量在售出各省中排名第六，總體上購入電量是售出電量的2.4倍；但是從價(jià)格上來看，全月購入均價(jià)約0.36元/千瓦時(shí)，全月售出均價(jià)超過0.47元/千瓦時(shí)，在降低全省購電成本方面取得了較好收益。

4）四川：臨近四川的重慶購售價(jià)雙高，湖北購入價(jià)低售出價(jià)高，而四川的售出價(jià)格遠(yuǎn)低于其購入價(jià)格，售出均價(jià)不到0.2元/千瓦時(shí)，購入均價(jià)則接近0.7元/千瓦時(shí)，和湖北正好相反。在電量排名上，四川在購入省份中排名第三，在售出省份中排名第二。7月四川這個(gè)交易結(jié)果與本月來水及豐枯期的迅速轉(zhuǎn)換有關(guān)，另外就是四川電網(wǎng)調(diào)管范圍內(nèi)的徑流式水電站較多，蓄水能力比較差。

綜上，省間現(xiàn)貨市場(chǎng)購入省的需求主要與夏季高溫有關(guān)，但這些省份也可以通過主動(dòng)優(yōu)化交易組合來降低購電成本。省間現(xiàn)貨市場(chǎng)售出省份的供應(yīng)能力主要與其省內(nèi)電源富余能力有關(guān)，因此夏季處于大風(fēng)季的西北有余力低價(jià)賣出，四川、湖北來水充裕后也有余力賣出，而對(duì)山西火電來說，在今年夏天省間現(xiàn)貨這種供需格局下，應(yīng)避免報(bào)出過低的申報(bào)價(jià)格，以免陷入與其他省份風(fēng)、光、水電等便宜電源類型的惡性競(jìng)爭(zhēng)。

附圖：

上文中涉及溫度和降水的情況參見以下氣溫和降水距平分布圖（來自國家氣候中心）。

氣溫距平對(duì)比

降雨距平對(duì)比

關(guān)鍵詞：