限價調整之后的省間現貨走勢

(資料圖)

2023年7月省間現貨交易已經全部結束，我們用“蘭臺”的省間現貨數據及功能把2023年7月的省間現貨數據與2022年7月數據進行對比，同時還對比了兩年的氣象情況。

通過對比可以發(fā)現，各省的相關氣象要素對于省間現貨市場量價影響極大，與此同時，各省交易主體的主動交易行為可以在一定程度上強化或弱化氣象要素的影響。

（來源：微信公眾號“蘭木達電力現貨” 作者：湯慧娣）

一

成交電量情況

備注：圖中紅色代表售方，藍色代表購方。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”成交電量。

圖中可見：

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

（2）賣方省份不再是山西一枝獨秀，西北（尤其是甘肅和寧夏）和西南售出電量大幅度上升，湖北從購入為主轉為售出為主；這主要有兩個氣象方面的原因，一是西北地區(qū)夏季大風季，本地負荷水平又不是很高，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貨交易申報；二是四川降雨積累，補庫終于到位，于是四川主網大幅度增加賣出；同時湖北長江段的上游地區(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，陜西從絕對的賣方省轉向有買有賣，且購入電量超過售出電量；湖南買電的主要氣象原因是該省今年7月氣溫偏高，缺電需買入；而江西僅小部分地區(qū)氣溫偏高，增加省間現貨買電主要是趁市場低價時段買入（非氣象要素原因）；陜西的行為改變也與價格有關，簡單說就是陜西電力調度中心趁市場低價時期買入，在省間現貨高價期間陜西電廠高價賣出。

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日以后四川主網才開始大幅度賣出，前半個月四川主網依然處于缺電狀態(tài)，買電較多。從下圖可見，從7月13日至7月24日，四川全網（合并四川主網和四川攀西兩個節(jié)點）存在很多同一日又買又賣的情況，但購入電量已經小于售出電量。

二

成交電價情況

首先我們就來看一下兩年量價概要對比情況。

2023年7月量價概要圖

同期2022年7月量價概要圖

兩年對比可見，省間現貨價格水平大幅度下跌，其原因包括：

1）受到7月10日開始執(zhí)行新的限價規(guī)則影響，申報價限價從10元/千瓦時改為3元/千瓦時，結算限價還要打折到1.5元/千瓦時；

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

關于西北地區(qū)的風光情況，以甘肅為例，從2023年4月開始，甘肅風光合計新能源實際出力水平沒有一個月低于過700萬千瓦，預測出力水平沒有一個月低于過800萬千瓦，而去年同期全年最高水平的實際出力僅600萬千瓦，預測出力僅5月曾出現一次高于800萬千瓦的情況。一個重要原因是西北地區(qū)的新能源裝機大幅度增長（未來還有增長空間），同時今年夏季西北風光資源依然較好。

3）買方省份的短期負荷硬缺口情況對比同期有所好轉，其原因包括：

A.買方省份在省間中長期買入量很大，優(yōu)化了省間中長期買入曲線——少買早晚峰，多買凌晨和午間，并盡量將通道占滿——省間現貨交易時已無通道空間，而且買入價高于一般月份的省間中長期價格但遠低于去年同期省間現貨價格水平——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——去年夏天經常出現連續(xù)多日全天最低溫度大于30℃的情況，缺少積溫效應帶來的高負荷曲線，因此今年高負荷需求持續(xù)時間不長。

對于第（一）部分電量分析中的幾個特殊省份，補充一下電價分析：

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

2）湖北：購入電量極少，且購入均價遠低于售出均價，價差接近0.5元/千瓦時，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；但是從價格上來看，全月購入均價約0.36元/千瓦時，全月售出均價超過0.47元/千瓦時，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雙高，湖北購入價低售出價高，而四川的售出價格遠低于其購入價格，售出均價不到0.2元/千瓦時，購入均價則接近0.7元/千瓦時，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月四川這個交易結果與本月來水及豐枯期的迅速轉換有關，另外就是四川電網調管范圍內的徑流式水電站較多，蓄水能力比較差。

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

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）。

氣溫距平對比

降雨距平對比

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