山东电力现货市场的量化分析

一、负荷及价格数据的简介和描述

1、山东电力市场简介

2、山东现货市场

3、负荷数据及负荷类型

二、负荷/价格动态及隐含负荷电价曲线分析

1、山东省隐含负荷电价曲线的形状特征

2、负荷电价曲线随着时间偏移

3、负荷数据及负荷类型

三、总结与启示

1、观察及分析总结

2、对电价预测及分时电价远期曲线（HPFC）建模的启示

3、对市场参与者的实际启示

4、市场设计及未来展望

概要

2020年11月，山东省进行了为期30天的电力现货市场试运行并真实结算，期间AEX香港控股有限公司出于学术研究之目的，成功运行了其现货市场预测模型。本文将从一个电力交易员的视角分析市场动态，得出结论，以供电力市场参与者参考。通过试运行我们观察到：

• 总负荷（负荷消耗）呈现强劲且稳定态势（无论工作日还是周末），明显出现上午、下午高峰及正午低谷
• 风力发电量大且活跃，因而成为现货价格的主要驱动力；而太阳能发电及省外来电则相当稳定且可预测。
• 负荷电价曲线相对稳定，但随着温度降低而移动（CHP热电联产电厂）
• 节点市场零拥堵，因而系统电价统一。

总而言之，山东现货市场呈现出合理的价格动态及明显的价格波动。因此，合理监管其短期远期市场有助于市场参与者对冲其风险，灵活配置发电资产或提高其负荷灵活度，并将其变现，从而提高市场效率、取得更好的经济成果。

一、负荷及价格数据的简介和描述

1、山东电力市场简介

山东省是一个沿海省份，拥有1亿人口（中国排名第二），人均GDP为1.1万美元（全国第九），2019年的总用电量为621 TWh，同比增长5％。鉴于其庞大的工业和制造业基础，山东省第二产业消耗的电力占其总电量的75％以上。

发电侧严重依赖煤电，热电总量接近70GW（包括2.5GW核电，但不包括天然气）。包括大规模且快速增长的可再生能源发电：

14.7GW的风力发电（主要在沿海地区）；

19.6GW 的太阳能发电（其中三分之一为集中式太阳能发电厂）。

以及高达30GW的西部和北部等省外来电。

数据截至2020年9月。

2、山东现货市场

山东现货市场呈现以下特征：

• 81个节点实行节点定价（发电厂竞价形成节点，而消费者支付系统均价），以15分钟为一个价格区间
• 两种价格：

• 1）12点日前竞价；

• 2）实时电价实时市场是根据实际负荷日期及电厂可用性，对定价算法的再次运行，每15分钟运行一次。对比欧洲市场，实时市场类似于一级（日间）市场与三级市场的结合

2020年11月的试运行，市场进行了如下操作：

• 现货市场由山东省电力交易中心运行
• 试运行进行“真实结算”，即发电厂收到其节点现货价格，消费者支付系统均价
• 热电厂（包括热电联产电厂）根据其边际成本及运行限制参数化进行投标。节点算法作相应的电厂调度（日前和实时）
  这与非节点市场的投标方式非常不同。本文对投标操作不作进一步介绍
• 风电及太阳能电厂不参与市场；电网进行负荷预测并纳入负荷平衡规划
• 邻近省外来电不参与现货市场，但电网纳入负荷平衡规划
• 电价下限设为80 元/ MWh.
• 市场参与者每天早上10点前收到一份日前负荷预测，并于12点前提交其日前竞价
• 日前电价将于竞价之日晚上公布
• 实际负荷及实时现货电价将于第二天公布

3、负荷数据及负荷类型

预测负荷及实际负荷类型：

总负荷—总负荷等于总消耗负荷减去客户电网连接点直接产生的分散式发电量。山东省分散式太阳能发电量非常大，总量约12GW。

省外来电—从其他省份输入的电量“外电入鲁”，宁夏—山东直流、内蒙古—山东高压直流、河北交流

风力发电

太阳能集中发电（不包括分散式太阳能发电）

本文中剩余负荷计算方法为：（总负荷）— （风电 太阳能发电 省外来电）；该负荷由参与市场的热电厂投标决定本公式中，无单独负荷数据的所有来源均纳入剩余负荷。

下列两个图表分别为典型某一日（以11月11日为例）负荷信息预测与负荷信息实际（上图）及整个11月份负荷预测（下图）：

如图所示：

• 总负荷在当日最高及最低值之间12GW幅度以内明显波动。每日负荷态势非常稳定，正午明显偏低；傍晚高峰；以及上午出现小高峰。负荷总体上波动很小、周末和工作日之间没有明显差异，是因为工业负荷占总负荷的比例很高，而工业负荷不分昼夜、不分工作日和周末；正午时间非常低是由于分布式光伏发电（约12GW），该部分直接从总负荷中扣除，此外午休时间许多工厂暂停运行。
• 11月20日之后总负荷逐渐上升。11月23日之后的负荷增加，主要是 因为气温突降，从15°C突然降到0°C，非集中供热的家庭电暖及空调设备开启，大幅增加了负荷（参见第二部分的温度变化图表）。
• 省外来电不参与市场，且每日按规定稳定在13至16GW之间；11月20日之后省外来电趋于小幅上升。省外输入电源自西北部省份，其构成为：热电（70%）、风电及太阳能发电（30%）。外电入鲁的负荷，已适应山东电网运行的变化（有意识地压低了中午的外电入鲁负荷，因为中午大幅光伏发电减少负荷需求），外电入鲁规划还在讨论中。
• 11月初太阳能发电在正午呈现高峰，至5 GW，月末则趋于3.5 GW；11月18日最低，仅1 GW。如上所述，该数据不包括分散式太阳能（额外约12 GW）
• 风电呈现9 GW高峰，并且非常活跃，高峰与低谷区间跨度长达6小时，且连续多日（比如11月18至20日）太阳能发电及风电目前不参与现货市场；但即便将来参与市场，也是最低报价，因此市场动态不会受影响。

因而，剩余负荷计算为：总负荷减去（省外来电 太阳能发电 风电），其变化趋势大体上跟总负荷同步，但由于中午的额外光伏发电使得中午低点更波动，此外风力发电大幅影响其波动（比如11月18至20日期间风力强劲，导致剩余负荷明显降低）。

4、现货价格数据及价格动态

如图所示，日前和实时现货电价呈现如下特征（以RMB/MWh计 ）：

• 现货价格通常在最低价80至600 RMB/MWh之间图中y轴上限设为800元；实际上，还有几个实时价格高达1400元。
• 价格趋势稳定，早上06:30呈小高峰；傍晚17:30呈现高峰；正午呈现明显低谷。
• 日前（DA）和实时（RT）电价特征类似，但实时电价比日前电价更灵敏。日前与实时电价之间的平均绝对值为102元，实时电价系统性高出18元（下午时段更是如此）。注：鉴于每日电价变化特性，我们发现对电价的进一步分解，最好分为上午（00-12点）和下午（12-24点）时段，而不要按照用户分解为高峰（8-20点）与非高峰（00-8点，及20-24点）时段。

通过观察11月期间每日平均电价走势（基础、上午、下午）及负荷比较，我们发现：

• 日前平均电价主要在200至300元/MWh之间，平均值为252元，其中有两天明显较高（11月10日和21日，电价高达350元），两天较低（11月18日和27日，电价低至150元）。
• 下午电价平均值为285元，而上午均价为219元。均价差值为66元，主要分布在0至150元价格区间。总体上看，上午-下午价格区间与总体价格之间没有明显相关性
• 下面负荷图显示了日负荷预测与月平均负荷的关系。图中得出，几乎所有的剩余负荷变化源自总负荷变化及风电；而省外来电和光伏发电的日平均负荷保持着小幅范围内。

将日剩余负荷变化与日基础价格变化对比，我们得出：11月22日之前，二者之间呈现明显相关性；22日之后，呈现一个“逆转”，随着剩余负荷小幅上升约5GW，电价反而趋于下降。我们将在本文第二和第三部分对该现象进行进一步分析。

二、负荷/价格动态及隐含负荷电价曲线分析

1、山东省隐含负荷电价曲线的形状特征

为了揭示负荷电价曲线及山东市场参与电厂的优先顺序，我们首先分析11月10日至15日这6天，剩余负荷（预测）与日前现货电价之间的关系：

如上述右图所示，我们将剩余负荷设为X轴，现货电价设为Y轴，制成可视化“隐含负荷电价曲线”。其呈现出三个不同的区域：

• “平原（图中Flatland）”区，负荷低于29GW，电价为下限值80元/MWh。由此得知，约有29 GW 的基准负荷，其构成为1）无法快速开机关机的燃煤电厂（视为基本出力电厂）最低技术出力的叠加 2）两台核电机组及负荷数据未提供而算作剩余负荷的其他必须开机机组出力的叠加。
• “驼峰（图中Hump）”区，负荷在29GW 至 38GW 区间，价格从80元线性增至200元，而后从200元平缓升至300元。
  值得注意的是：发电厂会收到高达99.9元/MW的容量电价，根据实际运行机组情况进行优先级分配（运行及备用机组的容量电价的具体分配规则不在本文讨论范围之内）。如果我们在下限价格80元基础上再加上99.9元的容量\电价，实际应为179.9元/MWh，这样可以弥补最高效发电机组的边际成本。我们再继续往右移动至较高负荷区间，出现发电效率低的机组，导致边际价格逐渐上升。价格曲线趋缓处，则可解释为有许多燃煤机组，其边际成本在200元至300元之间。
• “陡坡（图中steep slope）”区为负荷始于38GW / 而价格在300 元以上，随着负荷增加，价格急剧上升。这表明，当价格高于300元时，负荷供应明显减少；即当负荷处于“陡坡”区时，价格会飙升。

我们来看看实时负荷电价曲线图（即实时电价及实际负荷）：

曲线基本上一样，但相对于日前数据，它看起来更“灵敏”，有几处负荷和价格较高的偏离点。这是因为天气波动或技术因素导致负荷波动和可用发电变化。

2、负荷电价曲线随着时间偏移

对隐含负荷电价曲线形状有了直观的了解之后，我们现在来看看隐含负荷电价曲线在11月份是如何演变的：

如上图所示，11月期间负荷电价曲线从左往右逐渐平移了四个“阶段”（图中以不同颜色标示），但其基本形状保持不变（除了“驼峰”区在不同阶段或多或少更突出）。最明显的偏移始于11月23日（蓝色点阶段），11月25日之后，曲线向右移动约8 GW负荷区间，等于零边际价格上增加8 GW的负荷供应，负荷电价曲线趋于稳定。

对比气温变化情况（山东省整体日前气温预测平均值），我们注意到从11月23日起负荷电价曲线开始偏移，而从19日开始平均气温正好骤降约15°C，且在23日晚间气温首次降到零下。

因此，负荷电价曲线的突然偏移可以解释为：气温骤降，为满足供暖需求，热电联产电厂（CHP）需要额外发电8 GW，因而卖电则为以最低边际价格出售的必然副产品（视为必开机组）。

为了对日前和实时负荷及电价的具体动态有更好的理解，我们制成了如下15分钟段的整月线型图：

我们注意到现货价格（蓝线）在11月23日（最下排）后走低，即便负荷曲线（橙线）走高。这再次证明了上述结论，“负荷电价曲线向右偏移”。

上图还表明，通常在实时负荷从日前预测负荷基础之上仅小幅度向上偏移时，实时电价则更倾向于升至峰值800元以上。

三、总结与启示

1、观察及分析总结

综观山东省11月电力现货市场的价格和负荷数据，我们可以得出如下观察和结论：

• 市场运行顺利、价格数据表现“合理”

• 中短期内，最大的价格驱动力为：

• 为期 6小时至3天的中短期风力变化

• 季节性总负荷（消耗负荷）变化

• 负荷电价曲线每天的增量变化，尤其是供暖季节开始会出现大幅移动（出现热电联产电厂机组）

• 正午时段总负荷降低导致的电价降低，以及光伏输出稳定，以致于光伏发电高峰波动对电价影响并不大。

• 早高峰（约7点）及晚高峰（越18点）通常触及负荷电价曲线的“陡坡”区，因而剩余负荷的小幅变化也会导致电价的大幅飙升（尤其是实时电价）。

2、对电价预测及分时电价远期曲线（HPFC）建模的启示

由于电力市场的相对稳定及表现良好的特性，即便我们仅依靠11月的模型试验数据，我们基于日前负荷预测的实验现货价格预测模型依然能提供合理、准确的日前电价预测（现货价格平均偏移在10元至50元/MWh，11月23日至26日换季期除外）。

为了能计算出5天的现货预测，有必要依靠准确的天气预报数据，进而预测风力、光伏以及总消耗负荷；有关发电资产的更多公开信息（计划断电、电厂效率、加速次数）等会更有助于负荷电价建模。

3、对市场参与者的实际启示

对热电厂的启示：

• 管理电价及电量风险（电力与相应煤炭价差、考虑二氧化碳影响的电力煤炭价差）需要深入了解中长期分时电价远期曲线（HPFC）以及对冲市场

• 中短期现货预测及分时电价远期曲线（HPFC）有助于发电厂规划其运营和燃料管理。

• 换季期电价本来已经很低，省外来电的计划对盈利尤为关键。

对供应商/零售商的启示：

• 了解流动性中短期对冲市场对防止早晚高峰导致的价格飙升尤为重要

• 供应合同应根据准确的分时电价远期曲线进行定价，以确保价格模型准确反映在报价上。

• 需要长期对冲市场，以确保从供应合同盈利以及财务稳定性

对于与市场直接接触的大型工业消费者的启示：

• 强大的每日电价模型最大化地将运营灵活度变现，将生产转移到低价时段。

• 当生产过程需要提前计划开机关机时，了解并运用准确的现货价格预测，将灵活度变现显得尤为关键。

• 需要关注中长期分时电价远期曲线及对冲市场，计算并预测未来生产成本，以便对未来客户交货合同进行准确定价

对再生能源发电厂的启示：

• 了解基于可信HPFC定价的长期购电协议，有助于制定长期投资决策

• 了解短期对冲市场及准确的现货价格预测（包括准确的自有负荷预测）有助于对冲剧烈的生产波动，处于“市场领先地位”。

对于电力交易公司的启示：

• 市场足够“稳定”，能保证足够的可预测性与安全性；因而可以提供足够的价格变化和波动区间，以保证交易活动盈利。

• 拥有丰富专业知识和经验的公司有很好的机会向山东省小型企业和非成熟市场参与者提供购电协议、长期供应合同以及其他服务。

4、市场设计及未来展望：

基于本文所用数据，我们认为山东现货市场试运行为未来现货市场发展有着鼓励性启示。为了更多进展，我们认为市场应得到下列各方支持：

• 所有市场参与者应实现更好的信息及数据透明化对比欧洲成功的REMIT监管，要求发布负荷数据、发电机组和计划性关机、电网信息、以及一系列其他数据。数据可通过ENTSO-E平台获取

• 提供准确的短期价格预测，尤其是给小型参与者

• 建立监管良好的金融对冲市场，供市场参与者对冲风险，并作为中长期HPFC对供应合同和购电协议定价的基础，并用于评估长期投资决策

此外，鉴于外电入鲁对山东负荷平衡及电价的巨大影响，未来省外来电在未来市场发展中将发挥关键作用。鉴于中国西部省份及沿海负荷中心的大规模省外来电容量及可持续资产的地理分散性，我们认为，未来融合市场驱动的省外来电计划将为中国可持续发电及热电的经济最优化操作带来大规模利益。

山东省作为“三个试点”省份之一（其余两个为浙江省和广东省），由于其明显的节点市场无拥堵特性，山东电力市场的复杂性相对较低，因而我们认为，山东现货市场是市场参与者在中国自由化电力市场积累经验的理想场所，以建立监管良好的对冲市场，这是中国成熟的电力市场建设中不可或缺的一部分。

关于AEX Data & Analytics

香港AEX Holdings Ltd致力于中国电力市场的发展，通过促进国际贸易及风险管理的最佳实践为中国电力交易提供借鉴。AEX Data & Analytics 以敏锐的市场洞察力，为中国电力市场参与者提供市场分析、风险管理工具，助其管理价格风险、优化资产配置、并更好地理解电力市场动态。

www.aexmarkets.com，[e-mail]

关于玖天气象

北京玖天气象科技有限公司是以中国气象局公共气象服务中心下属企业。玖天公司的核心业务包括为国内外重点和重大工程建设、城市规划、经济开发项目等提供气候可行性论证服务；为能源电力、水利水电、铁路交通等领域的相关企业提供个性化定制的精细气象预报和精准灾害预警服务，为客户提供涵盖项目全生命周期的系统化专业气象解决方案。

www.jtmet.com