用戶(hù)側(cè)年度交易策略影響幾何?

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年度交易是做好分月交易的基石

蒙西電力市場(chǎng)是全國(guó)首個(gè)不進(jìn)行日前市場(chǎng)結(jié)算的單結(jié)算現(xiàn)貨市場(chǎng)，其中長(zhǎng)期交易是電量市場(chǎng)化交易的主體部分，也是穩(wěn)價(jià)保供的“壓艙石”。

(來(lái)源：微信公眾號(hào)“蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨”作者：Lambda)

從時(shí)間維度來(lái)看，用戶(hù)用電規(guī)劃以“年度→月度→月內(nèi)”的層級(jí)逐步貼近實(shí)時(shí)的實(shí)際用電水平，分別對(duì)應(yīng)著中長(zhǎng)期交易的年度、月度和月內(nèi)周期。此外，為充分發(fā)揮中長(zhǎng)期交易的“壓艙石”作用，年度交易占據(jù)了中長(zhǎng)期交易量的多數(shù)比重。因此，用戶(hù)年度交易是做好分月用電成本控制的基礎(chǔ)，其策略的前瞻性將對(duì)用戶(hù)分月用電成本產(chǎn)生直接影響。

對(duì)直接交易總量的影響

根據(jù)內(nèi)蒙古工信廳發(fā)布的《關(guān)于做好2023年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場(chǎng)中長(zhǎng)期交易有關(guān)事宜的通知》(以下簡(jiǎn)稱(chēng)《通知》)，在年度交易時(shí)，按照電力用戶(hù)所屬行業(yè)進(jìn)行分類(lèi)，對(duì)其年度交易電量分別做出了下限限制，此外，將月度及月內(nèi)交易上限與年度交易的分月電量直接掛鉤，形成了以年度交易為主導(dǎo)和基石，月度及月內(nèi)交易相對(duì)靈活調(diào)整的中長(zhǎng)期交易框架。下文將以高耗能行業(yè)用戶(hù)為例，討論年度交易策略對(duì)分月交易的影響。

《通知》明確，高耗能行業(yè)用戶(hù)年度交易電量不低于上年度用網(wǎng)電量的80%(未滿(mǎn)足要求，則后續(xù)不能參加其他交易周期的增量電量交易)，此外，月度及月內(nèi)增量的累計(jì)交易電量不能超過(guò)年度交易月分解電量的25%。因此，用戶(hù)在滿(mǎn)足全年交易總量約束的前提下，還需考慮分月交易上限，否則將會(huì)導(dǎo)致分月交易總量上限與分月計(jì)劃用電的不匹配，造成一定風(fēng)險(xiǎn)敞口，導(dǎo)致用電成本的上升，下文將采用控制變量法進(jìn)行簡(jiǎn)要測(cè)算。

以呼包東數(shù)據(jù)為例，假設(shè)用戶(hù)中長(zhǎng)期合約曲線和實(shí)際用電量曲線均為直線(即暫不考慮用電波動(dòng)因素)，中長(zhǎng)期合約均價(jià)以本行業(yè)、本區(qū)域的加權(quán)均價(jià)為基準(zhǔn)，在未觸及交易上限的情況下，按照實(shí)際用電量100%進(jìn)行中長(zhǎng)期合約購(gòu)入，對(duì)分月用電成本進(jìn)行測(cè)算。

由上表可以看出，如果全月計(jì)劃用電量超預(yù)期，在分月80%持倉(cāng)策略下，由于交易上限的約束，導(dǎo)致合約電量無(wú)法足額購(gòu)入，在現(xiàn)貨高價(jià)月份，相比能夠足額購(gòu)入合約電量的情況來(lái)說(shuō)，度電電能電費(fèi)將有所上升(2月、5月和6月電能電費(fèi)分別上升了1.3元/MWh、0.7元/MWh和10.6元/MWh)。在現(xiàn)貨低價(jià)月份，用電降本邏輯本就是適當(dāng)增加用電量以及適量減少中長(zhǎng)期合約持倉(cāng)，因此，交易受限對(duì)低價(jià)月份影響相對(duì)有限。

需要注意的是，對(duì)于一般行業(yè)用戶(hù)來(lái)說(shuō)，《通知》明確，其年度交易電量不低于上年度用網(wǎng)電量的50%(未滿(mǎn)足要求，則后續(xù)不能參加其他交易周期的增量電量交易)，此外，月度及月內(nèi)增量的累計(jì)交易電量不能超過(guò)年度交易月分解電量的100%。雖然一般行業(yè)用戶(hù)的年度交易策略在“量”方面的影響邏輯同理與高耗能行業(yè)，但由于一般行業(yè)用戶(hù)年度交易電量下限較低，若不進(jìn)行策略干預(yù)，僅按下限比例成交，在用電波動(dòng)或小風(fēng)季中長(zhǎng)期市場(chǎng)供求緊平衡的情況下，其中長(zhǎng)期的持倉(cāng)風(fēng)險(xiǎn)敞口將顯著大于高耗能行業(yè)。

對(duì)全月中長(zhǎng)期合約均價(jià)的影響

在2023年5月24日，交易中心公布《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場(chǎng)2023年中長(zhǎng)期交易優(yōu)化實(shí)施細(xì)則》(以下簡(jiǎn)稱(chēng)《細(xì)則》)，其中明確了用戶(hù)側(cè)月度新能源交易比例隨市場(chǎng)供求情況實(shí)施動(dòng)態(tài)調(diào)整，當(dāng)用戶(hù)側(cè)競(jìng)價(jià)需求量大于發(fā)電側(cè)競(jìng)價(jià)交易規(guī)模時(shí)，當(dāng)月的新能源競(jìng)價(jià)比例會(huì)相應(yīng)調(diào)減，這也意味著，用戶(hù)年度交易的分月持倉(cāng)比例將會(huì)影響當(dāng)月的中長(zhǎng)期合約均價(jià)，下文將以一般行業(yè)為例展開(kāi)分析。

7月月度交易時(shí)，在《細(xì)則》的約束下，月度窗口新能源總量比例約為月度申報(bào)總量的9.0%左右，其中，新能源競(jìng)價(jià)比例僅為0.3%左右，在此條件下，假設(shè)用戶(hù)均能以市場(chǎng)合理價(jià)格水平進(jìn)行中長(zhǎng)期合約購(gòu)入(火電電價(jià)：333.8元/MWh;新能源非競(jìng)價(jià)電價(jià)：282.9元/MWh;新能源競(jìng)價(jià)電價(jià)：55.7元/MWh)且均按照100%持倉(cāng)策略進(jìn)行測(cè)算，隨著年度交易持倉(cāng)比例的上升，合約均價(jià)有較為顯著的下降。

此外，按照上述假設(shè)條件進(jìn)行測(cè)算，大風(fēng)季(新能源非競(jìng)價(jià)比例為15%，新能源競(jìng)價(jià)比例為5%)時(shí)的合約均價(jià)僅為312.26元/MWh。換句話說(shuō)，一般行業(yè)用戶(hù)想要在小風(fēng)季將中長(zhǎng)期合約成本控制在大風(fēng)季時(shí)的水平，在當(dāng)前市場(chǎng)約束條件下，年度交易時(shí)持倉(cāng)需要達(dá)到90%以上。若年度交易時(shí)分月均按照下限比例成交，即使在小風(fēng)季時(shí)，中長(zhǎng)期市場(chǎng)供不應(yīng)求的情況下能夠找到足量資源，其中長(zhǎng)期成本相比大風(fēng)季也會(huì)有8元/MWh左右的上升。

綜上所述，年度交易作為中長(zhǎng)期交易中體量最大的周期品種，對(duì)分月交易空間及交易均價(jià)有直接且深遠(yuǎn)的影響，用戶(hù)需要結(jié)合自身分月實(shí)際用電情況、分月中長(zhǎng)期市場(chǎng)情況以及分月現(xiàn)貨價(jià)格走勢(shì)等因素，在年度交易時(shí)謹(jǐn)慎權(quán)衡分月的“量”與“價(jià)”。