用戶側(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
(資料圖片僅供參考)
蒙西電力市場是全國首個(gè)不進(jìn)行日前市場結(jié)算的單結(jié)算現(xiàn)貨市場,其中長期交易是電量市場化交易的主體部分,也是穩(wěn)價(jià)保供的“壓艙石”。
(來源:微信公眾號“蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨”作者:Lambda)
從時(shí)間維度來看,用戶用電規(guī)劃以“年度→月度→月內(nèi)”的層級逐步貼近實(shí)時(shí)的實(shí)際用電水平,分別對應(yīng)著中長期交易的年度、月度和月內(nèi)周期。此外,為充分發(fā)揮中長期交易的“壓艙石”作用,年度交易占據(jù)了中長期交易量的多數(shù)比重。因此,用戶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用戶分月用電成本產(chǎn)生直接影響。
對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中長期交易有關(guān)事宜的通知》(以下簡稱《通知》),在年度交易時(shí),按照電力用戶所屬行業(yè)進(jìn)行分類,對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)交易相對靈活調(diào)整的中長期交易框架。下文將以高耗能行業(yè)用戶為例,討論年度交易策略對分月交易的影響。
《通知》明確,高耗能行業(yè)用戶年度交易電量不低于上年度用網(wǎng)電量的80%(未滿足要求,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)交易電量不能超過年度交易月分解電量的25%。因此,用戶在滿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)行簡要測算。
以呼包東數(shù)據(jù)為例,假設(shè)用戶中長期合約曲線和實(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)行中長期合約購入,對分月用電成本進(jìn)行測算。
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%持倉策略下,由于交易上限的約束,導(dǎo)致合約電量無法足額購入,在現(xiàn)貨高價(jià)月份,相比能夠足額購入合約電量的情況來說,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期合約持倉,因此,交易受限對低價(jià)月份影響相對有限。
需要注意的是,對于一般行業(yè)用戶來說,《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)交易電量不能超過年度交易月分解電量的100%。雖然一般行業(yè)用戶的年度交易策略在“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)季中長期市場供求緊平衡的情況下,其中長期的持倉風(fēng)險(xiǎn)敞口將顯著大于高耗能行業(yè)。
對全月中長期合約均價(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2023年中長期交易優(yōu)化實(shí)施細(xì)則》(以下簡稱《細(xì)則》),其中明確了用戶側(cè)月度新能源交易比例隨市場供求情況實(shí)施動(dòng)態(tài)調(diào)整,當(dāng)用戶側(cè)競價(jià)需求量大于發(fā)電側(cè)競價(jià)交易規(guī)模時(shí),當(dāng)月的新能源競價(jià)比例會相應(yīng)調(diào)減,這也意味著,用戶年度交易的分月持倉比例將會影響當(dāng)月的中長期合約均價(jià),下文將以一般行業(yè)為例展開分析。
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,新能源競價(jià)比例僅為0.3%左右,在此條件下,假設(shè)用戶均能以市場合理價(jià)格水平進(jìn)行中長期合約購入(火電電價(jià):333.8元/MWh;新能源非競價(jià)電價(jià):282.9元/MWh;新能源競價(jià)電價(jià):55.7元/MWh)且均按照100%持倉策略進(jìn)行測算,隨著年度交易持倉比例的上升,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)行測算,大風(fēng)季(新能源非競價(jià)比例為15%,新能源競價(jià)比例為5%)時(shí)的合約均價(jià)僅為312.26元/MWh。換句話說,一般行業(yè)用戶想要在小風(fēng)季將中長期合約成本控制在大風(fēng)季時(shí)的水平,在當(dāng)前市場約束條件下,年度交易時(shí)持倉需要達(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),中長期市場供不應(yīng)求的情況下能夠找到足量資源,其中長期成本相比大風(fēng)季也會有8元/MWh左右的上升。
綜上所述,年度交易作為中長期交易中體量最大的周期品種,對分月交易空間及交易均價(jià)有直接且深遠(yuǎn)的影響,用戶需要結(jié)合自身分月實(shí)際用電情況、分月中長期市場情況以及分月現(xiàn)貨價(jià)格走勢等因素,在年度交易時(shí)謹(jǐn)慎權(quán)衡分月的“量”與“價(jià)”。
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