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2021-06-23 15:41:42 泛能电力交易——卢老师1.引言
山西电力交易中心近期公布了《2021年7月月度及7月月内电力交易时间预安排》，正式拉开了令人期待已久的中长期分时段交易的帷幕。中长期分时段交易机制主要为推动全电量分时价格市场、增加发用双方的交易灵活性以及提升市场价格的透明度提供有效手段。虽然实现分时批发价格向零售市场传导也是此次机制改革的主要目的之一，但是零售用户参与积极性和风险管控能力的培养都还需要时间。因此，本文重点从售电公司参与中长期分时段交易的角度进行讨论，从未变的交易逻辑出发，剖析改变和新增的机制带来的影响，并从数据分析和交易策略方面为市场主体提供月前交易准备的参考。从而我们可以将现有的交易思路沿用在没有发生本质变化的方面，并把更多的精力投入在新的交易机制上。
2.未变逻辑
首先，无论市场机制如何改变，市场主体的战略目标是不应该发生重大改变的，这体现在盈利目标、市场份额目标和风险管控上。具体包括，当我们对零售用户用电成本进行测算后，根据经营目标制定批发成本的承受范围；以及根据自身风险偏好，合理规划各个交易标的期的持仓仓位，并设定因价格波动带来的市场风险警示信号（如CVaR条件险值法）。
随着新的机制为我们提供更加灵活的中长期合约构建方式，我们同样要做好代理用户的负荷预测，而且应该更加精细，才能做到利益最大化。与此同时，偏差考核也更为严谨，交易限制的颗粒度甚至精确到了小时级。
另外，参与交易的目标电量和曲线没有发生本质区别。虽然各个交易批次都分为24个交易标的（日滚动24*3个），但是将所有成交量连起来仍为一条交易曲线。然而，交易思路的维度发生了很大变化，我们需要从“重量”转变为“量价综合考虑”。我们会在下文按照不同交易窗口详细解析新增或变化的交易机制以及对应的交易思路。
3.交易窗口分析
此次7月山西中长期分时段交易周期分为月度、旬和日滚动，具体的交易时间请参考最新发布的交易安排，此处就不再赘述。我们按照交易安排依次讨论每个交易窗口的交易思路（图1进行大致总结，详情参照后文）。
图1 各个交易窗口交易思路总结
3.1 月度交易
月度交易其实并不陌生，除了交易方式和交易品种这些显而易见的变化，我们来更进一步地研究其为市场带来的影响。首先，月度交易由发用双方参与集中竞价和滚动撮合交易代替了双方分别摘挂牌交易，这个变化很大程度地降低了售电公司在交易曲线方面的主动性。我们回看公布的6月月度成交数据，虽然当时因成交均价大于300元/兆瓦时被热议，但是305.34元的发电侧挂牌的成交均价其成交量仅占总成交量不足8%（4.77亿千瓦时），而56.74亿千瓦时的电量均价其实是趋近于282.2元。这种市场参与者影响力的变化下，外加售电公司本来在现货市场就是价格接受者，售电公司的批发成本可能会加大，这种变化不仅仅是因为短期燃料成本所致，我们更应看到的是交易机制变化这更深层以及影响更长远的逻辑。因此，在批发成本压缩利润空间的情景下，对于零售侧用户的成本测评则需要采用更加科学和精细方法，我们在之前的文章中曾专门分享过用能成本评估的方法，案例如图2所示。（请参考公众号过往文章：赋能 | 现货模式下如何评估用能成本）
图2 用户成本测评案例
其次，在制定月度交易策略时，应明确交易目的——风险管控，其风险来自于市场风险和偏差考核风险。具体的交易思路可以根据历史现货价格统计（建议以近一月、两周和7天综合比对）、未来价格的预期和自身用户分时负荷稳定性（如图2所示），将最大收益预期（预计价格均值）或最小极端情况下的损失（如90%CVaR）作为目标，以及交易限制（如表1所示）作为约束，从而将24个标的按风险和机会标记持仓等级。需要注意的是虽然月度交易不单独被考核，但要考虑到旬交易的流动性和与现货价格的联动性，以及发用双方信息的不对称，未来交易变数可能会较大。另外，即使在后续交易中，可通过反向对冲方式降低仓位，然而仍需满足“某一时段全月累计卖出电量之和，不得超出各批次交易该时段全月累计买入电量之和的30%”的交易约束。
图3 自定义窗口（2021年5月）日前价格和代理用户负荷统计
表1 用户侧交易电量限制
3.2 旬交易
旬交易作为新的交易周期，不仅从时段上操作空间加大，而且在标的窗口上也更为灵活，不再像以前的月内交易必须将同一曲线应用在次周到月底。在同一批次的24个不同标的也可以反向交易，为市场主体及时调整仓位提供了便利性。
接下来我们对上、中、下旬三次交易逐一分析。上旬交易将发生在月度交易的转天，所以因交易时间接近要考虑的外部因素与月度交易大致相似。然而仍有两个方面需要注意，一是我们要充分利用新机制带给我们的灵活性，尽可能地与对总代理电量影响较大的用户及时沟通，更加精细对7月前10天的代理用户的负荷预测进行完善，以保证策略制定的质量；另外，我们应及时分析前面月度交易结果，通过各时段成交量价判断交易双方的对于即将到来7月行情的态度。虽然我们6月17和18号进行了两次日滚动交易，但是毕竟仅为增量交易且大部分市场主体都持观望态度，所以很难得出任何结论。
中旬交易将在7月6日进行，除前面提及的考虑因素外，我们还掌握了7月当月的6天日前价格、系统预测负荷以及5天实时价格。我们可以通过这些信息判断当月的燃料成本的影响、现货量价关系、价格弹性甚至是火电的报价策略。并可以根据掌握的天气信息，通过对统调负荷、新能源出力和外送电量趋势判断预估火电的竞价空间，从而对7月整体的估价有进一步的了解。我们在月初发布的关于山西市场分析文章中详细介绍了上述的分析方法，大家可以参考本公众号过往文章：实例 | 用放大镜仔细看看山西2021年4-5月电力现货交易结果。
下旬交易在月中进行，这是用电侧最后一次调整旬以上持仓电量并满足偏差考核的机会。在此时间节点上，我们需要及时统计代理用户的实际电量并预测未来负荷，如果有表计接入的用户则可以收集更加及时的用能数据并应用在策略制定上。同时我们也有更多的月内交易信息以供分析，包括月度、上旬和多次日滚动交易以及上半月的现货交易结果，在各窗口的交易限制的约束下，我们可以适当博弈。
3.3 日滚动交易
日滚动交易标的为T+2日至T+4日每个时段的电量，每日每个时段的电量单独进行交易。虽然作为中长期交易品种，但是其博弈性质大于风险管控。因临近日前申报窗口，与日前价格的博弈机会也变大。具体的数据分析和策略制定可以参考日前申报策略，但区别是日前和实时价格差主要源自于系统的负荷预测和新能源出力等边界条件，而日滚动的价格主要是市场主体双边博弈结果，在分析上应将两者区别开来。此外，由于是T+2到4的滚动交易，前后几个交易窗口也存在套利机会，但此套利方式类似金融商品套利，难度较大故应加强风控手段。需要强调的是，在周末和节假日不组织开展日交易，所以我们要注意因周末而导致的某些标的窗口的可交易次数不均匀，月前就要提前绘制所有的交易安排图表以降低交易或运营风险。最后，此次中长期交易在偏差考核上的最大变化当属增加每日中长期电量约束（用户侧每日中长期交易总电量之和应达到日实际总用电量的80%以上）和分时段成交量约束（用户侧在现货运行日（D日）每个时段中长期净合约电量与实际用电量的正负偏差不超过30%），并取缔了月总分时段的30%偏差考核，这对任何一个时段的持仓规划进行了更大的约束，降低了用户在某一天或某一时刻博弈的灵活性。
4.数据分析
了解了新的交易机制产生的影响及应对方式，我们再从数据分析方面完善我们的盘前策略。大部分核心分析方法我们在之前的文章里做出了详细的分享，这里重点讨论下新的价格机制。虽然中长期合约与现货交易存在不可分割的相互作用，但是一直以来还未曾有从价格上的直接衔接。本次为了控制市场风险，建立与现行峰谷分时电价的衔接，设定了中长期分时段交易最低限价（100元/兆瓦时）、最高限价（670元/兆瓦时）和逐时段限价，其中逐时段限价仅应用于旬及以上分时段交易。逐时段限价是按照现货市场截至上一个月的近一年的所有结算试运行日的日前96点用户侧统一结算价格计算而来，那么7月份的指导价格和上下限价将由2020年8月、11月、12月和2021年4-5月的日前价格决定。然而，如下图所示，今年4-6月的价格曲线同去年三个月相比发生了明显的位移，其原因包括季节变化、工业活动调整和昼夜时间变化等。所以我们在应用计算的指导价格时，需要考虑其与7月外部坏境的关系，从而合理的参考指导价格。（由于截止发文，还未正式收到逐时段限价的最终计算方式和计算结果，所以我们以最新计算方式为准）
图4 按月统计的各时段月均日前价格
此次中长期分时段交易是深入推进全省电力市场建设，完善现货模式下批发市场中长期交易、批发市场和零售市场相关机制的重要性方案。然而，7月正式试运行对各个市场主体从准备时间上都是一个挑战。所以，我们及时对最新的机制变化进行研讨、解读，并站在售电公司的角度切身研究这个挑战带来的影响和应对措施。希望我们为大家提供的参考能够实现价值，并衷心地祝愿各个市场主体能够在新的交易环境下充分准备并旗开得胜。
