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一、7月现货电价现状
蒙西地区根据自身资源禀赋及对应风光出力的季节特性将每年6月-8月定义为小风季,通常来说,小风季意味着现货价格的走高。
分日现货均价方面,以全网统一出清价为分析标的来看,2024年5月-6月,分日现货均价基本在200元/MWh -1000元/MWh区间进行波动,6月虽为小风季,但整体价格并未较大风季明显走高;而7月现货电价已明显突破上述价格运行区间,除个别天数外,现货均价基本维持在1000元/MWh以上,价格趋势相比于同为小风季的6月来说,已出现了明显变化。
分时现货均价方面,5月-6月分时电价趋势极为相似,且全月分时均值的峰谷价差方面相对趋缓,而7月分时电价整体绝对值水平更高,且峰谷价差更为明显。
二、市场供需分析
(一)供需变动与市场报价行为概况
全网需求(统调+外送)方面,2024年5月-7月整体处于波动上升趋势,其中6月下旬及7月下旬出现阶段性需求峰值;考虑新能源波动因素后,全网实际竞价空间方面(全网净需求),7月中上旬(1-14日)处于2024年5月以来的峰值水平,对7月中上旬出现的日均极端高价具有一定解释性。
然而,以单日时间维度进行供求分析无法佐证现货价格是否有效体现了真实的市场供求关系(即,无法说明是否存在除供求以外的其他影响因素)。因此,需要针对分时竞价空间及现货价格的拟合关系进行分析。
从6月的实际竞价空间与现货价格的拟合关系来看,在实际竞价空间为21000MW-26000MW的区间集中度较高,而7月相对较为离散,且在实际竞价空间为25000MW-30000MW的区间出现了明显断层,一定程度上说明市场在该区间存在较明显的抬价行为,而发电侧当月实际交易运行情况将对报价行为产生直接影响。
(二)市场报价行为逻辑分析
在当前直调火电企业以机组为单位按照报量报价的方式参与现货电能量市场,用户侧以不报量不报价方式参与现货市场的背景下,火电侧的报价行为是影响现货价格的重要因素之一。
在当前结算规则下,仅考虑现货均价及火电合约均价因素时,若现货均价高于火电合约均价,火电侧倾向于降低持仓,多进现货,反之亦然,从下图中的分月火电持仓情况可以看出,火电侧符合上述持仓逻辑。
由于分月现货均价自2023年5月以来均较明显高于火电合约电价,因此,火电侧倾向于低持仓(通常仅满足分月持仓下限要求),而用户侧则倾向于多签中长期合约,火电侧和用户侧的零和博弈下,一定程度上造成了火电中长期合约的供求失衡;为缓解火电合约供给紧张的情况,2024年4月发布的新规《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的通知》(内能源电力字〔2024〕206 号)中,将火电月度持仓下限比例要求由90%提高至95%,进一步促使火电侧多签合约电量。
然而,反常的是,7月月度交易方面,火电侧放量较6月存在明显增长,与7月现货价格高企存在逻辑相悖,一种可能的原因是年度交易时,7月交易电量明显少于6月;从月内交易挂牌总量及成交比方面来看,7月月内火电挂牌电量相较6月月内增长了近4倍,且总量成交比进一步走低,一定程度上说明7月的中长期合约市场需求已被充分满足,火电合约明显过剩,未达到全月持仓比例下限要求。(6月月内成交比低可能是由于挂牌电量曲线价值较低所致)
火电侧持仓由实发电量与合约电量共同决定,从全网实际新能源出力来看,7月中上旬新能源整体出力明显低于6月,造成火电不得不多发或者满发,实发电量的上升会造成持仓的下降,对全月满足持仓下限比例要求不利,因此,为降低实发电量,在报价时进行高价申报降低中标概率是种可行的策略,但当大多数火电都采取这个策略时,现货价格就会被明显抬高。从7月中上旬的火电分日持仓来看,均较明显低于全月持仓下限比例约束(如下图所示)。
火电合约签约总量方面,2024年7月相比于1月电网电力购电总量呈现小幅降低趋势(如下图),此外,从月度交易公告信息来看,2024年1月-6月,代理购电仅针对火电进行挂牌交易,而7月新增代购新能源挂牌交易,在一定程度上进一步降低了火电合约的签约总量。
小结
综上所述,7月现货电价极端高价一方面是因为现货市场供求关系所致,另一方面是市场存在明显抬价行为。
抬价行为主要由两方面所致:其一,7月新能源出力确有明显下降,需要火电侧实发电量满足实时需求,实发电量存在一定刚性约束,对火电侧满足全月持仓下限不利,为对冲该现状带来的风险,在现货报价策略方面选择报高价降低中标概率是可行的,此外,各火电场站主体也存在零和博弈关系,报价低的机组优先中标会增加实发电量(不考虑节点阻塞等情况),博弈的最终结果会造成集体选择抬价。
其二,火电合约签约总量方面,电网代购需求的下降以及新能源侧在7月也参与了电网代购电量的挂牌,在一定程度上会影响火电合约的实签总量,进一步加剧市场的抬价行为,此外,火电侧会选择在月内窗口中尽量实现补仓,这也在上文现状分析中得到了印证。
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