蒙东整月结算试运行结束 电力交易策略复盘简析

蒙东地区于7月31日完成首轮整月结算试运行，并发布《蒙东电力市场规则体系征求意见稿（初稿）》，标志其现货市场建设迈入新阶段。

01现货规则解读

中长期电力市场

参与蒙东电力市场中长期电能量交易的市场主体除开满足参与电力市场交易的各类型发电企业、电力用户、售电公司外，还包含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体等。中长期交易按年度、月度及月内3个周期组织开展，新能源场站区分平价项目和带补贴项目参与交易（见下表）。

图1 不同类型场站参与中长期交易品种平价项目参与协商交易的价格不高于燃煤基准价（303.5元/兆瓦时），带补贴项目参与集中竞价的申报价格不高于同电源类型上一年度平时段交易均价，两类项目参与月内滚动撮合交易的申报价格为0-1500元/兆瓦时。规则指出，对中长期合约设置交易电量约束，超出部分以月度为周期分别进行超缺额收益回收。

现货市场

电力现货市场“单轨制”，仅开展实时现货交易，结果作为经营主体执行和结算依据，日前市场仅进行可靠性机组组合确定及预出清，暂不进行结算。

图2 电力现货市场交易流程新能源场站的申报价格为-50-1500元/兆瓦时，火电的申报价格为1-1500元/兆瓦时。同时设置二级价格限值，当全网用户侧统一结算点价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，执行二级价格限值，对电价进行等比例压缩。

02现货电价分析

基于7月实时价格曲线分析，蒙东电力市场呈现出显著的波动性，单日的价格浮动差异很大；此外，区别于其他现货省份“早晚双峰”的价格规律，蒙东现货价格呈现非典型分布。

图3 7月份月内实时电价现货电价的高波动性反映了蒙东地区市场供需的结构性矛盾。蒙东区内用电负荷偏低，但新能源资源丰富，在消纳上主要依赖外送。

图4 2024年装机量（单位:万千瓦）2024年，蒙东地区新能源装机量占总装机半数以上，超越火电成为主导电源，新能源出力的不稳定性对市场发电情况影响进一步增大。同时省间外送物理执行及结算，使得新能源出力波动引发的供电缺口直接传导到区内市场，放大了本地市场的脆弱性。通过竞价空间（计算方式为负荷+外送-新能源出力-非市场化机组出力）与实时价格的关系分析7月火电机组的报价特点。

图5 7月竞价空间vs实时价格上图为7月1日-31日竞价空间与实时价格的散点图。首先，通过竞价空间判断价格水平的规律失效。当竞价空间在2000兆瓦以下时，实时价格不高于300元/兆瓦时，地板价的出现概率为21.67%；当竞价空间在2000兆瓦-4000兆瓦之间时，地板价出现概率为38%，实时价格高于1000元/兆瓦时的概率不足1%；当竞价空间在4000兆瓦-6000兆瓦之间时，实时价格的波动最大，地板价出现的概率为13.68%，实时价格高于1000元/兆瓦时的概率为14%；当竞价空间在6000兆瓦以上时，价格波动幅度减小，竞价空间对价格水平的反映程度增强。此外，价格曲线的斜率较小，火电整体报价集中在1000元/兆瓦时以内。火电机组作为边际定价机组，在外送合约占比较高的情况下为充分履约往往通过申报低价保证足量的现货出清，在区内交易中依托寡占地位申报高价，这种策略分化不仅能通过稳定出清保障基础收益，还能补偿启停调峰成本。此外，区内配置的备用灵活机组有限，当新能源实际出力较预测值下跌程度超出物理调节能力时，与火电报价策略形成共振效应。因此，省间外送的刚性安排使区内市场被迫成为余量调节的主要承接方，叠加调峰机组的稀缺性，致使价格信号呈现非典型剧烈震荡。

03未来现货价格走势预测

基于7月现货价格及市场发展趋势预判，未来价格整体低于本月平均水平。首先，7月受新能源出力疲弱影响，火电竞价空间被动扩张，当月价格处于年度高位区间。此外，从长期来看，新能源装机增加和现货规则的完善会促使价格贴近实际供需情况，减少非理性波动溢价。