用戶側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

蒙西電力市場是全國首個不進行日前市場結算的單結算現貨市場，其中長期交易是電量市場化交易的主體部分，也是穩價保供的“壓艙石”。

(來源：微信公眾號“蘭木達電力現貨”作者：Lambda)

從時間維度來看，用戶用電規劃以“年度→月度→月內”的層級逐步貼近實時的實際用電水平，分別對應著中長期交易的年度、月度和月內周期。此外，為充分發揮中長期交易的“壓艙石”作用，年度交易占據了中長期交易量的多數比重。因此，用戶年度交易是做好分月用電成本控制的基礎，其策略的前瞻性將對用戶分月用電成本產生直接影響。

對直接交易總量的影響

根據內蒙古工信廳發布的《關于做好2023年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》(以下簡稱《通知》)，在年度交易時，按照電力用戶所屬行業進行分類，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和基石，月度及月內交易相對靈活調整的中長期交易框架。下文將以高耗能行業用戶為例，討論年度交易策略對分月交易的影響。

《通知》明確，高耗能行業用戶年度交易電量不低于上年度用網電量的80%(未滿足要求，則后續不能參加其他交易周期的增量電量交易)，此外，月度及月內增量的累計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，否則將會導致分月交易總量上限與分月計劃用電的不匹配，造成一定風險敞口，導致用電成本的上升，下文將采用控制變量法進行簡要測算。

以呼包東數據為例，假設用戶中長期合約曲線和實際用電量曲線均為直線(即暫不考慮用電波動因素)，中長期合約均價以本行業、本區域的加權均價為基準，在未觸及交易上限的情況下，按照實際用電量100%進行中長期合約購入，對分月用電成本進行測算。

由上表可以看出，如果全月計劃用電量超預期，在分月80%持倉策略下，由于交易上限的約束，導致合約電量無法足額購入，在現貨高價月份，相比能夠足額購入合約電量的情況來說，度電電能電費將有所上升(2月、5月和6月電能電費分別上升了1.3元/MWh、0.7元/MWh和10.6元/MWh)。在現貨低價月份，用電降本邏輯本就是適當增加用電量以及適量減少中長期合約持倉，因此，交易受限對低價月份影響相對有限。

需要注意的是，對于一般行業用戶來說，《通知》明確，其年度交易電量不低于上年度用網電量的50%(未滿足要求，則后續不能參加其他交易周期的增量電量交易)，此外，月度及月內增量的累計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，但由于一般行業用戶年度交易電量下限較低，若不進行策略干預，僅按下限比例成交，在用電波動或小風季中長期市場供求緊平衡的情況下，其中長期的持倉風險敞口將顯著大于高耗能行業。

對全月中長期合約均價的影響

在2023年5月24日，交易中心公布《內蒙古電力多邊交易市場2023年中長期交易優化實施細則》(以下簡稱《細則》)，其中明確了用戶側月度新能源交易比例隨市場供求情況實施動態調整，當用戶側競價需求量大于發電側競價交易規模時，當月的新能源競價比例會相應調減，這也意味著，用戶年度交易的分月持倉比例將會影響當月的中長期合約均價，下文將以一般行業為例展開分析。

7月月度交易時，在《細則》的約束下，月度窗口新能源總量比例約為月度申報總量的9.0%左右，其中，新能源競價比例僅為0.3%左右，在此條件下，假設用戶均能以市場合理價格水平進行中長期合約購入(火電電價：333.8元/MWh;新能源非競價電價：282.9元/MWh;新能源競價電價：55.7元/MWh)且均按照100%持倉策略進行測算，隨著年度交易持倉比例的上升，合約均價有較為顯著的下降。

此外，按照上述假設條件進行測算，大風季(新能源非競價比例為15%，新能源競價比例為5%)時的合約均價僅為312.26元/MWh。換句話說，一般行業用戶想要在小風季將中長期合約成本控制在大風季時的水平，在當前市場約束條件下，年度交易時持倉需要達到90%以上。若年度交易時分月均按照下限比例成交，即使在小風季時，中長期市場供不應求的情況下能夠找到足量資源，其中長期成本相比大風季也會有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有直接且深遠的影響，用戶需要結合自身分月實際用電情況、分月中長期市場情況以及分月現貨價格走勢等因素，在年度交易時謹慎權衡分月的“量”與“價”。