用户侧年度交易策略影响几何?
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年度交易是做好分月交易的基石
蒙西电力市场是全国首个不进行日前市场结算的单结算现货市场，其中长期交易是电量市场化交易的主体部分，也是稳价保供的“压舱石”。
(来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：Lambda)
从时间维度来看，用户用电规划以“年度→月度→月内”的层级逐步贴近实时的实际用电水平，分别对应着中长期交易的年度、月度和月内周期。此外，为充分发挥中长期交易的“压舱石”作用，年度交易占据了中长期交易量的多数比重。因此，用户年度交易是做好分月用电成本控制的基础，其策略的前瞻性将对用户分月用电成本产生直接影响。
对直接交易总量的影响
根据内蒙古工信厅发布的《关于做好2023年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》(以下简称《通知》)，在年度交易时，按照电力用户所属行业进行分类，对其年度交易电量分别做出了下限限制，此外，将月度及月内交易上限与年度交易的分月电量直接挂钩，形成了以年度交易为主导和基石，月度及月内交易相对灵活调整的中长期交易框架。下文将以高耗能行业用户为例，讨论年度交易策略对分月交易的影响。
《通知》明确，高耗能行业用户年度交易电量不低于上年度用网电量的80%(未满足要求，则后续不能参加其他交易周期的增量电量交易)，此外，月度及月内增量的累计交易电量不能超过年度交易月分解电量的25%。因此，用户在满足全年交易总量约束的前提下，还需考虑分月交易上限，否则将会导致分月交易总量上限与分月计划用电的不匹配，造成一定风险敞口，导致用电成本的上升，下文将采用控制变量法进行简要测算。
以呼包东数据为例，假设用户中长期合约曲线和实际用电量曲线均为直线(即暂不考虑用电波动因素)，中长期合约均价以本行业、本区域的加权均价为基准，在未触及交易上限的情况下，按照实际用电量100%进行中长期合约购入，对分月用电成本进行测算。
由上表可以看出，如果全月计划用电量超预期，在分月80%持仓策略下，由于交易上限的约束，导致合约电量无法足额购入，在现货高价月份，相比能够足额购入合约电量的情况来说，度电电能电费将有所上升(2月、5月和6月电能电费分别上升了1.3元/MWh、0.7元/MWh和10.6元/MWh)。在现货低价月份，用电降本逻辑本就是适当增加用电量以及适量减少中长期合约持仓，因此，交易受限对低价月份影响相对有限。
需要注意的是，对于一般行业用户来说，《通知》明确，其年度交易电量不低于上年度用网电量的50%(未满足要求，则后续不能参加其他交易周期的增量电量交易)，此外，月度及月内增量的累计交易电量不能超过年度交易月分解电量的100%。虽然一般行业用户的年度交易策略在“量”方面的影响逻辑同理与高耗能行业，但由于一般行业用户年度交易电量下限较低，若不进行策略干预，仅按下限比例成交，在用电波动或小风季中长期市场供求紧平衡的情况下，其中长期的持仓风险敞口将显著大于高耗能行业。
对全月中长期合约均价的影响
在2023年5月24日，交易中心公布《内蒙古电力多边交易市场2023年中长期交易优化实施细则》(以下简称《细则》)，其中明确了用户侧月度新能源交易比例随市场供求情况实施动态调整，当用户侧竞价需求量大于发电侧竞价交易规模时，当月的新能源竞价比例会相应调减，这也意味着，用户年度交易的分月持仓比例将会影响当月的中长期合约均价，下文将以一般行业为例展开分析。
7月月度交易时，在《细则》的约束下，月度窗口新能源总量比例约为月度申报总量的9.0%左右，其中，新能源竞价比例仅为0.3%左右，在此条件下，假设用户均能以市场合理价格水平进行中长期合约购入(火电电价：333.8元/MWh;新能源非竞价电价：282.9元/MWh;新能源竞价电价：55.7元/MWh)且均按照100%持仓策略进行测算，随着年度交易持仓比例的上升，合约均价有较为显著的下降。
此外，按照上述假设条件进行测算，大风季(新能源非竞价比例为15%，新能源竞价比例为5%)时的合约均价仅为312.26元/MWh。换句话说，一般行业用户想要在小风季将中长期合约成本控制在大风季时的水平，在当前市场约束条件下，年度交易时持仓需要达到90%以上。若年度交易时分月均按照下限比例成交，即使在小风季时，中长期市场供不应求的情况下能够找到足量资源，其中长期成本相比大风季也会有8元/MWh左右的上升。
综上所述，年度交易作为中长期交易中体量最大的周期品种，对分月交易空间及交易均价有直接且深远的影响，用户需要结合自身分月实际用电情况、分月中长期市场情况以及分月现货价格走势等因素，在年度交易时谨慎权衡分月的“量”与“价”。
