水电重压，湖北汛期现货“触底反弹”？

2024年4月16日，湖北开展第二次现货结算试运行，截至目前已连续运营近三月，从现货市场出清结果来看，现货市场的开展给新能源场站收益带来了不小的冲击，在如今的现货体系下，如何把握现货电价走势成了各个市场主体的重中之重。

现货电价反映的是市场的供需，在享有“千湖之省”美誉的湖北，除开能够“报量报价”参与市场的火电和新能源发电机组外，作为市场边界条件的水电也是影响价格走势的重要因素。自6月进入梅雨季，湖北连续遭遇多轮强降水，持续时间长、影响范围广，全省平均降雨量较历史同期偏多七成，江河湖库水位创近几年新高，水电出力节节攀升。在汛期水电重压之下，湖北电力市场供过于求，而现货价格并未如预期般呈现持续的全天低价，个中缘由为何值得深究。

中国水电大省——湖北

水电是我国能源供给体系里的重要组成，一批又一批大型水电站相继建成，对保障我国能源安全起到关键作用。其中，位于湖北省西南部的“水电之都”宜昌市，拥有长江、清江等大小99条河流的重要河段，已建成三峡工程、葛洲坝、清江隔河岩、水布垭等国家大型水电项目，其富集的水电资源也让湖北成为与四川、云南齐名的“中国水电大省”。

同其他现货省份不同，湖北作为“南水北调”的重要省份，水电在省内现货市场虽不直接参与竞价，但其影响在各类型电源中却是毋庸置疑的。截至2023年底，湖北水电装机3792.32万千瓦，占全省发电总装机的34.12%，与火电持平，远高于光伏和风电的占比。从发电量来看更是如此，2021-2023年，水电的发电量占比分别为48.58%，39.28%，41.07%，可谓是湖北电源侧的半壁江山，对湖北电力市场供需关系、电力价格走势都具有极强的影响力。

根据湖北省现货交易规则，水电不直接参与电力现货交易，而是作为非市场化机组影响市场出清边界条件。从湖北电力交易中心披露的日前全省水电总出力预测数据来看，湖北全省水电总出力分日变化较大，而在同一日内的分时波动不大，分时段发电曲线较为平缓，以6月为例，各时点的水电出力均值如下：

由上图可见，6月各时点全省水电总出力稳定在2万兆瓦左右，中午和凌晨时段偏低。结合湖北“凌晨时段用电需求小”的分时负荷特性（见下文6月省内负荷曲线），除午间时段给光伏“让路”外，全省水电总出力曲线的整体走势与省内负荷一致。

我们知道，在电力供需平衡关系中，对省内市场化发电机组的供给需求=省内负荷需求+省间送受电-非市场化机组出力。当日内作为非市场化机组出力的水电总出力曲线平稳且贴合省内负荷曲线特性时，同一日内省内市场化发电机组的供给缺口波动也相应平缓。因此，水电出力对湖北省现货价格的影响更侧重于对每日现货均价的整体影响，随每日水电出力水平而变化，而对同一日内分时价格波动的影响较小，同一日内的分时现货价格波动更取决于新能源出力的分时变化。

湖北汛期现货价格概览

近期全国降雨偏多，湖北区域也是阴雨连绵,水电应时大发。随着湖北进入主汛期，现货价格也在6月底出现第二次现货长周期试运行以来的最低点。

从上图我们可以很明显看出，近期湖北水电出力节节攀升，每日现货均价除随着新能源出力水平波动外，6月现货实时价格和水电出力情况呈反相关。6月13日-16日水电出力最低点实时价格最高，6月16日之后水电出力开始增加，初期因阴雨天气影响光伏出力等因素，日均现货价格未出现明显下滑，直到6月26日-6月30日水电出力到达峰值时，日均现货价格大幅下降，跌破100元/兆瓦时。

而自7月起，湖北现货价格“触底反弹”，虽然水电出力水平仍在不断上升，已达到3万兆瓦，但现货日均价较6月底有明显的提升，恢复到6月初300元/兆瓦时左右波动。

“触底反弹”成因

现货价格背后的经济学原理

作为非市场化机组，湖北水电对现货价格的影响有两种方式。

一方面，湖北水电出力水平直接影响电力市场供需关系，既供需均衡，水电可通过改变市场边界条件影响现货市场出清价格；

另一方面，湖北水电出力水平可间接影响火电等市场主体的报价策略，即替代品效应，水电通过传递市场情绪间接影响现货市场出清价格。

供需均衡：直接影响供给曲线

湖北水电在现货市场作为非市场化机组影响市场边界条件，在火电、新能源机组不改变报价策略的情况下直接移动供给曲线，从而影响现货出清电价。以6月1日、2日、11日的市场供需情况为例：

6月1日、2日、11日全省负荷均为37500兆瓦左右，新能源出力稳定在6000兆瓦附近。在非市场化出力——水电的影响下，电力供给曲线按照11日到1日再到2日的顺序逐渐向右移动（见下方动画），导致供需均衡点的现货出清价格下降。

由此可见，湖北水电出力水平增加初期，火电等市场主体还未调整现货报价策略，总电力供给曲线随着水电出力增加不断右移，直至6月26日-30日呈现现货价格“触底”。

替代品效应：间接影响火电报价策略

水电在电力供应市场作为火电、新能源的电力供应替代品，其供应量的变化必然会间接对其他市场主体造成难以量化的报价策略改变。

本文选取6月11日、6月29日、7月8日的竞价空间进行分析，分别代表水电出力增加前，水电出力增加初期和水电长期持续增加出力后。需要特别说明的是，湖北新能源虽然参与竞价但由于报价较低很难作为市场边际机组，且报价策略基本不变，无分析必要，因此本文所指竞价空间为火电竞价空间，即省内负荷+省间负荷-非市场化出力-新能源出力。

从上图我们不难看出，选取3个典型日下的火电报价策略完全不同，同样是10000-12000兆瓦的出力空间，6月11日、6月29日、7月8日对应的现货电价分别为250元/兆瓦时、20元/兆瓦时、450元/兆瓦时。

短期影响：

以水电出力增加前的6月11日竞价空间作为基准，在6月26日水电出力增加初期，由于新能源本身报价偏低，增加的水电出力占据了部分火电的发电空间，传递出部分火电将停机让出发电空间的市场情绪。火电主体为了保证开机纷纷降价，甚至在第一段报价中申报0价以避免停机损失，竞价空间整体右移，从而有了29日高竞价空间下的低电价产生。

长期影响：

6月末的连续现货低价以及7月阴雨连绵、水电将长期保持较高出力水平的市场信号，传递出现货市场价格将长期维持在较低水平的市场情绪。6月末现货低价造成的变动成本损失高于停机损失，让部分火电宁愿停机也不以低于边际成本的价格发电，愿意退出电力供应市场，因此竞价空间整体左移，在水电出力超过30000兆瓦的情况下将电价稳定在300元/兆瓦时左右，从而呈现出现货价格在7月水电仍持续上涨后的“触底反弹”。

同其他现货省份不同，水电作为湖北电源侧的重要组成部分，对现货市场有着方方面面的影响，是分析湖北现货电价不可或缺的影响因素。而市场这只看不见的手，让所有参与主体间的关系既错综复杂又息息相关，可谓是牵一发而动全身。在价格机制、供求机制和竞争机制的作用下，市场的自我调节、稳定能力远不止一个供需均衡模型这样简单，市场主体各自决策，最终结果通常能实现社会总收益而非个人收益的最大化。

湖北地区的降雨仍未停止，水电仍将持续大发。随着时间推移，现货电价、市场情绪、市场主体的报价行为是否还会发生新的变换？又能否在水电出力的影响下找到新的平衡点？我们拭目以待。