广东电力现货市场交易策略浅析及相关建议

2021年5月1日，广东正式启动电力现货市场结算试运行。受系统供需紧张、煤价高涨导致发电企业运行成本高等因素的综合影响，广东电力现货市场价格出现较大幅度的增长，现货市场结算价格连续超过标杆电价的情况屡现。这与众多售电公司参考去年8月市场试运行结果做出的判断大相径庭，看空售电公司营收的论调四起。笔者认为，现货市场通过各市场主体在规则框架体系开展申报工作，系统集中出清等过程形成结算价格，价格水平高低与市场供需和发电成本相匹配。价格风险伴随现货市场运行的全过程，现货市场运行从不意味价格的必然下降。同时，高的现货市场电价并不意味着必然的亏损。相反，如果能够在用户选择、中长期交易、现货市场报价等环节全面贯彻风险思想，采用合理策略，售电公司可以将营收规模进行有效控制，甚至实现盈利。本文以广东电力现货市场运行情况为例，浅析售电公司控制风险、获取利润的交易策略，希望能够为售电公司参与现货市场交易提供策略参考。

（来源：北极星售电网 作者：北京鑫泰能源股份有限公司 何淼）

1.广东5月市场交易模式简介

广东省5月现货市场仍沿用“发电侧报量报价，用户侧报量不报价”的集中式市场模式。发电侧在日前申报10段单调非递减的量价曲线，批发用户和售电公司分别基于运行日的实际用电特性、代理用户运行日的用电特性，在日前申报24点用电曲线。与去年8月现货试运行不同，5月现货市场试运行引入容量补偿机制、需求侧响应机制，以及深度调峰机制，进一步优化年度曲线分解、市场阻塞盈余分摊机制，以验证现货市场业务流程规范性，探索现货市场连续运行的实施路径，实现市场关键机制突破。

广东省用户侧日结算费用按照式（1）计算：

其中，下标ZCQ、RQ、SS分别表示中长期市场，日前市场和实时市场，Pri表示相应的市场价格，Q表示相应市场的电量。下标i表示小时序号。QH为偏差价差收益转移结算电费、需求响应电费、需求侧响应考核电费之和。为取得良好的收益水平，售电公司应当制定合理的交易策略，控制风险，最大程度降低综合购电成本。

2.5月价格水平分析

截至5月31日，广东省5月电力现货市场试运行结束。现货市场算数平均价格水平如图1所示。现货市场价格水平较高，其中，自5月12日起，日前市场、实时市场平均价格均高于标杆电价（463元/MWh）。5月份日前市场平均价格为527.27元/MWh，实时市场平均价格为567.83元/MWh，实时市场价格高于日前市场价格。

图1 广东现货市场交易结算价格均值概况

价格水平细化至日24小时的结果如图2所示。在下午（14:00~18:00）和夜晚（22:00~24:00）的时段，实时市场价格大概率高于日前市场。在其余时段，日前市场和实时市场的价格关系并不显著，但结合全月整体情况，5月广东日前市场价格整体低于实时市场价格。这为售电公司制定报价策略提供重要参考。

图2 广东现货市场分时段结算价格概况

3.风险来源分析

现货市场环境下，广东省售电公司的交易风险主要来源于以下三方面：

第一，中长期曲线风险。2021年5月的市场化交易方案规定，年度合同5月份分月电量按照合同签订曲线分解，5月价差月竞交易电量按照代理用户3月历史特性曲线和4月清明节假期期间的历史特性曲线进行分解。代理用户的5月份用电特性与历史特性曲线存在差异，中长期结算曲线无法与售电公司期望的最优曲线完全匹配。年度交易规模小的售电公司面临的中长期曲线风险更为严峻。

第二，市场价格风险。市场价格风险主要表现在两方面：一方面，中长期价格水平与现货市场平均价格水平。由于电力供需紧张、煤炭价格高企等因素共同作用，广东现货市场5月份的现货市场价格处于高价：日前市场结算价格算数平均值为527.27元/MWh，实时市场算价格算数平均值为567.83元/MWh，均高于月度价差月竞交易价格水平。中长期合约规模高于实际用电量的售电公司将大概率以高价结算现货市场电量，综合购电价格降低；反之，售电公司将以高价购入现货市场电量，综合购电价格提高。另一方面，日前市场价格水平和实时市场价格水平。这对售电公司的技术水平提出了更高要求：售电公司对运行日的日前价格和实时价格有精准预判，则可以通过在规则允许范围内的日前市场多报/少报电量获取更高收益，反之，若对价格的判断不准确，会对售电公司的收益造成不利影响。

第三，用户用电风险。从图1可以看出，广东现货市场的价格呈现初期价格低，中后期价格高的特点。如果代理用户月初实用电量高于中长期分解电量，售电公司的全电量综合结算价格降低；如果代理用户月中后期实用电量高于中长期分解电量，售电公司的全电量综合结算价格将大大增加。

4.现货市场交易策略浅析

为了控制风险，获得收益，本文提出三种不同的现货市场交易策略。

策略一：日前市场严格按照中长期曲线申报

该策略强调了中长期合约锁定售电公司收益、弱化金融风险的重要作用。日前申报过程中，几乎不考虑用户用电特性和现货市场价格特性，直接以运行日的中长期曲线作为日前市场申报曲线。在市场运行初期价格信息缺失时，该交易策略完全规避了日前市场价格风险，具备简化申报流程、一定程度上弱化风险的优势。然而，该策略的不足之处在于，一方面，交易电量过于固化，与用户实际用电情况存在差异；另一方面，现货市场偏差电量部分完全暴露在实时市场的价格风险下。运行日用户实用电量大于中长期分解电量时，若实时市场价格高，售电公司将承受偏差电量部分的高电价风险，对收益有不利影响。

策略二：日前市场电量规模严格参考中长期合约电量，电力曲线参考用户曲线申报

该策略在强调了中长期合约作用的同时，兼顾用户的用电特性。日前申报过程中，对用户的用电曲线进行等比例调整，匹配中长期合约分解电量。因此，各时段日前市场的电量加和为零，且日前市场与中长期合约曲线的偏差较小，基本规避日前市场价格风险。与策略一类似，若实时市场价格高且用户较中长期市场分解电量多用电，售电公司综合购电价提高。同时，由于市场收益是电量与电价的乘积，若用户的中长期分解曲线相对日前市场出清价格不合理，日前市场可能产生亏损。

策略三：日前市场电力曲线参考用户曲线申报，电量规模参考现货市场价格水平确定

策略一和策略二中，日前市场申报侧重电量分析，对日前和实时市场的价格关注较少。随着现货市场运行的不断推进，市场价格信号逐渐暴露，策略一和策略二将显得单薄。此时，可以根据日前市场和实时市场的平均价格关系、各时段的日前市场和实时市场的价格关系进行分析预测，形成全面的量价策略：预测日前均价高时，申报时可较用户预测用电量少申报；预测部分时段的日前价格高时，申报时可较用户该时段的预测用电量少申报。

该策略充分利用市场的价格信息和用户的用电特性，是较为完整、有效的报价策略，在预测准确时，售电公司具有实现最大的盈利可能。然而，市场价格是购售双方在电网边界条件下，基于自身的运行、经营需要等作出决策后的结果，难以进行准确预测，导致该策略的风险较大，售电公司的收益大概率不稳定，建议谨慎采用。

5.现货市场交易策略建议

建议售电公司在参与现货市场交易时采用以下策略，实现控制市场风险，获得良好收益。

第一，在用户选择阶段，做好储备工作，优化合作模式。一方面，探索与具备负荷调节能力的柔性用户的合作方式，强化代理用户的负荷调节能力，以便快速对现货市场的价格特性作出反应，并通过需求侧响应等环节进一步共享收益；另一方面，以比例作为与用户的主要签约模式，既实现与用户的利益共享，又能够控制市场价格风险；

第二，在中长期签约阶段，建议重点发挥中长期合约“压舱石”的作用。中长期合约具有锁定收益、弱化金融风险的重要作用。售电公司在进行中长期合约签订时，应当彻底摒弃“现货市场价格一定低于中长期价格”的陈旧思路，在根据合同准确测算代理用户的综合购电价后，通过双边协商、集中竞争交易基本实现合约电量的缔约工作，以现货市场发挥平抑用户用电波动的作用，对冲用户用电曲线和中长期分解曲线的偏差，实现用户的电力电量平衡。现货市场不应取代中长期市场成为决定售电公司收益的主要环节；

第三，在现货市场交易环节，建议各售电公司根据当地的市场开展历程和风险承受能力，公司对用户用电曲线、市场价格的把握能力，逐步采用策略一至策略三的现货市场交易策略，循序渐进提升对现货市场的风险控制能力，真正提升售电公司在现货市场中的生存力。