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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