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一、前言
在今年的7月和8月，蒙西电力市场中火电的报价行为表现出极端的变化。7月，火电报价大幅攀升，导致市场电价居高不下，而到了8月，报价又突然回落，形成了与7月截然不同的情况，许多市场参与者对此措手不及，详见后文《蒙西市场近期价格波动对用户侧的影响》。然而，值得注意的是，尽管火电报价行为显得难以预测，但只要报价规律为阶梯式增加，新能源发电的功率预测依然可以提供稳定的市场价格指引作用，最终会决定市场供需情况。也就是说，不管火电如何波动，只要掌握市场供需，便可在复杂的市场环境中立于不败之地。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：麻维）
本文将通过分析7月和8月火电报价的剧烈变化下，探讨在此期间依赖新能源功率预测进行交易的策略如何在价格波动中保持相对的收益稳定性。本文将从报价变化、模拟策略收益计算两个方面进行详细分析，最终得出结论：在火电报价不稳定的情况下，只要报价呈现阶梯递增的规律，稳抓市场供需变化，以不变应万变，交易策略仍旧可以保持稳定增收。
二、市场报价变化
2024年7月和8月的电力市场呈现出截然不同的价格趋势，反映了市场的高度波动性和不确定性。6-8月是新能源发电较少、电价较高的月份，2024年7月的月均全网统一出清电价高达1166.68元/兆瓦时，这是近一年来的最高电价。与之形成鲜明对比的是，2024年8月的全网统一出清电价全月均价仅为301.11元/兆瓦时，较7月的1166.68元/兆瓦时下降了74%，创下了近一年来的最低电价。
图1：2023年1月-2024年8月月均电价
7月的高电价很大程度上受限于火电报价的推动，特别是在新能源发电能力骤减的情况下，市场对火电的依赖程度更高，火电的报价抬升导致市场价格失衡，价格飙升至历史高位，排除7月初的数据后，竞价空间与电价拟合程度超过88%，新能源出力与电价拟合程度超过70%。然而到了8月，情况发生了急剧变化。尽管8月仍是新能源出力相对较小的月份，但市场价格却大幅回落，全月均价下降至301.11元/兆瓦时，竞价空间与电价呈现线性关系，拟合程度为68%；新能源出力与电价呈现线性关系，拟合程度为60%。
图2：2024年7-8月报价行为
图3：2024年7-8月报价行为（排除7月1-8号数据）
这两个极端月份的表现揭示了电力市场的高度不确定性，火电报价行为则直接决定了电价的上下限，但决定价格波动的，仍然是新能源出力的波动性引导的市场供需变化。在复杂的市场环境下，交易员应更加关注新能源的预测与市场供需变化，以此为依据制定更为稳健的交易策略。
三、模拟策略计算
实际上，竞价空间预测的单日偏差要远小于新能源预测，2024年7月-8月新能源D+2日日前分时预测偏差平均为46%，竞价空间D+2日日前分时预测偏差平均为13%；2024年7月-8月新能源D+2日日前分日预测偏差平均为23%，竞价空间D+2日日前分日预测偏差平均为9%；但是在模拟中考虑到实际情况的变化，如果采用新能源偏差更大的交易策略能保证收益，更能说明交易策略的稳健。
假设7月和8月，一个50MW装机的常规补贴风电站的情况如下（按市场实际情况设定），竞价电量为1-24的直线，基数电量为全网真实曲线数据，节点按全网统一出清情况结算。
表1：场站初始情况
该场站的交易员严格的按照表2规定进行策略交易（所有策略均保证可顺利执行）：
表2：根据D+2日前新能源预测制定交易策略
表3：交易策略分日明细
按实际出清结果进行测算后，7月-8月各日策略与策略增收情况（相比不操作）如下：
表4：交易策略分日增收明细
2024年7月1日-2024年8月31日，一共62天中，仅有3天的收益为负，这一现象完美印证上一部分中的结论，在火电报价不稳定的情况下，只要报价呈现阶梯提增的规律，稳抓市场供需变化，交易策略仍旧可以保持稳定增收。
总结
火电报价的变化固然难以预测，市场价格也因此随之剧烈波动。然而，不论火电报价如何波动，只要火电报价规则不变，电力市场的供需关系始终能够提供有力的指导。以7月和8月为例，尽管两个月的价格走势截然相反，但通过精准的新能源预测，交易员依然可以在两种市场环境下采取有效的策略，从而规避风险，获得收益。
总的来说，尽管电力市场充满波动和不确定性，但这种变化不应成为交易员的畏惧点。通过深入理解市场供需关系，特别是利用新能源预测等稳定因素，交易员可以以不变应对万变。无论火电报价如何波动，只要把握住新能源出力对市场的影响并结合竞价策略，依然能够在市场变化中找到稳健的交易机会。市场的多变性反而提供了更多机会，只要策略得当，变化就不再是风险，而是获取收益的契机。
