2026 年 11 月:月竞前研判
月竞前研判:11 月宏观偏紧,中午传统光伏出力时段(11—16 时)可能有上行风险。
- 煤价高位:CECI 曹妃甸 5500 在 10 月 19 日报 1,028 元/吨,10 月以来均价 1,008 元/吨,较 9 月 +4.0%、较去年同月 +35.8%;外部研究给出的 11 月中枢约 1,060 元/吨。
- 合同市场偏紧:10 月月竞卖/买申报比 0.76,为已知月份最低,对应年内最高成交价 395.32。
- 午间光伏偏少:EC46 预报 11 月云量偏多 12 个百分点(上半月 +17),降水偏多约 49 mm;换算辐照全月偏少约 14%、上半月约 20%,光伏电量约 −10.3 亿 kWh,集中在午间。
- 检修前高后低:11 月日均检修 1,681 万 kW(10 月 2,233),上半月 1,845、下半月 1,516;田湾 #4 核电机组 11 月 21 日起检修。上半月检修多,与午间光伏偏少叠加。
- 风电与需求:EC46 风速偏高约 0.55 m/s,风电约 +8.7 亿 kWh,主要缓和夜间和清晨;11 月全社会用电量预计约 668 亿 kWh,同比 −2.7%。
- 月竞价格:按“前月煤价—月竞价”经验关系(8 个月样本,R²≈0.65),11 月月竞加权均价预计约 396,80% 区间 379—413。
申报方案与出清复盘
模型只用申报日(10 月 22 日)之前的数据,估计每个时段之后一个月价格相对申报前 7 日能量块均价的五档涨跌概率,按概率为各时段选择申报比例和限价,再用全月仓位上限约束。该方案在申报截止后按真实出清回看,不是当月实际申报。所有仓位均以占预测负荷的百分比表示。
- 年度合约占预测负荷 24.7%;模型判断全月价格落在上涨档(+20、+50)的概率合计约 41%,下跌档(−20、−50)约 24%。
- 申报 21 个时段(7、8、24 时不报),申报比例合计 69.8%,量加权限价 411.9;全部成交后仓位不超过 94.5%。
- 实际出清后成交 10 个时段(1、2、3、9、10、12、13、14、15、22 时),成交电量占申报 49.2%、占预测负荷 34.3%,月竞后仓位 59.1%。
- 成交均价 389.8,低于全部时段出清算术均价 413.7:成交集中在 9—15 时,这些时段出清 349—390,明显低于夜间与晚高峰的 425—447。午间电量以较低价格锁定。
| 时段 | 申报比例 | 限价 | 近7日能量块 | 实际出清 | 结果 | 月竞后仓位 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 78.3% | 432.5 | 418.5 | 430.00 | 成交 | 105.0% |
| 2 | 79.2% | 435.3 | 417.4 | 429.25 | 成交 | 105.0% |
| 3 | 82.0% | 442.4 | 425.5 | 442.05 | 成交 | 105.0% |
| 4 | 81.8% | 431.7 | 422.3 | 440.00 | 未成交 | 23.2% |
| 5 | 81.4% | 432.8 | 421.6 | 435.25 | 未成交 | 23.6% |
| 6 | 80.8% | 429.0 | 423.6 | 438.40 | 未成交 | 24.2% |
| 7 | 不报 | — | 418.3 | 426.05 | 未报 | 26.7% |
| 8 | 不报 | — | 408.3 | 412.45 | 未报 | 27.3% |
| 9 | 80.3% | 396.3 | 395.7 | 390.00 | 成交 | 105.0% |
| 10 | 82.3% | 374.4 | 384.6 | 360.00 | 成交 | 105.0% |
| 11 | 82.8% | 359.3 | 387.5 | 365.05 | 未成交 | 22.2% |
| 12 | 83.4% | 365.7 | 371.9 | 349.35 | 成交 | 105.0% |
| 13 | 82.3% | 373.5 | 374.3 | 355.00 | 成交 | 105.0% |
| 14 | 83.4% | 373.3 | 379.1 | 360.00 | 成交 | 105.0% |
| 15 | 81.8% | 395.1 | 395.8 | 380.00 | 成交 | 105.0% |
| 16 | 81.7% | 421.5 | 420.4 | 427.30 | 未成交 | 23.3% |
| 17 | 82.4% | 436.7 | 436.4 | 447.30 | 未成交 | 22.6% |
| 18 | 41.9% | 440.2 | 436.7 | 446.05 | 未成交 | 24.3% |
| 19 | 79.9% | 440.4 | 434.5 | 441.05 | 未成交 | 25.1% |
| 20 | 78.9% | 433.5 | 426.8 | 435.05 | 未成交 | 26.1% |
| 21 | 74.9% | 423.6 | 421.9 | 430.05 | 未成交 | 30.1% |
| 22 | 73.6% | 428.7 | 421.5 | 428.05 | 成交 | 105.0% |
| 23 | 76.4% | 434.2 | 427.1 | 435.05 | 未成交 | 28.6% |
| 24 | 不报 | — | 422.3 | 425.10 | 未报 | 27.1% |
出清结果
24 个时段出清价 349.35—447.30 元/MWh,按预测负荷加权 412.3(简单平均 413.7),与申报前 7 日能量块均价(412.2)基本持平。对照月竞前模型 A 的预测(396,80% 区间 379—413),出清落在区间上沿。
| 时段组 | 出清均价 | 能量块均价 | 溢价 | 成交/申报时段 | 月竞后仓位 |
|---|---|---|---|---|---|
| 夜间(1—6 时) | 435.8 | 421.5 | +14.3 | 3/6 | 64% |
| 早间(7—9 时) | 409.5 | 407.4 | +2.1 | 1/1 | 55% |
| 午间(10—15 时) | 361.6 | 382.2 | −20.6 | 5/6 | 90% |
| 晚高峰(16—21 时) | 437.8 | 429.5 | +8.4 | 0/6 | 25% |
| 深夜(22—24 时) | 429.4 | 423.6 | +5.8 | 1/2 | 53% |
研究判断与出清对照
| 项目 | 交易前研判 | 出清结果 | 对照 |
|---|---|---|---|
| 全月价格水平 | 模型 A 预测 396(80% 区间 379—413),偏向区间上半部 | 按预测负荷加权 412.3(简单平均 413.7) | 落在区间上沿 |
| 午间(10—15 时) | 上半月光伏偏少、检修多,优先锁定午间月竞 | 出清 349—380,比申报前能量块低 21 元;5/6 个时段成交 | 午间月竞价全天最低,锁定午间的安排兑现 |
| 夜间(1—6、22—24 时) | 风电偏多,判断夜间现货偏弱,少锁、留给现货 | 出清比能量块高约 10 元;4/8 个时段成交 | 夜间月竞仍有溢价,留给现货的安排不变 |
| 晚高峰(16—21 时) | 上半月燃机检修多,判断偏强,适度多锁 | 出清 427—447 元;限价低于出清 0.65—10.60 元,0/6 个时段成交 | 未锁住,是剩余敞口的主要来源 |
| 溢价档位概率 | 模拟状态模型:−50 档 6%、−20 档 18%、+0 档 33%、+20 档 26%、+50 档 15% | 按负荷加权实际分布:−50 档 0%、−20 档 27%、+0 档 44%、+20 档 29%、+50 档 0% | 全月落在 +0 档为主(加权溢价约 +0.9),两端档位(−50、+50)均未出现 |
| 申报效果 | 按模拟概率计算的全部成交预期收益 | 实际成交比例约 49%(10/21 个时段) | 实际收益需按成交量折算,不能按全部成交口径类推 |
研判方向大多兑现:午间优先锁定、夜间留给现货都符合出清结果。晚高峰判断对了方向,但限价定得不够高,6 个时段全部错过出清,是本月剩余敞口的主要来源。
剩余敞口与后续操作
年度 + 月竞仓位合计 59.0%,距规则要求的 80%(用电侧月度及以上中长期签约覆盖率)差 21.0 个百分点,对应剩余敞口约占预测负荷的 41%。剩余敞口主要集中在晚高峰:
| 时段组 | 剩余占比 | 月竞后仓位 | 出清均价 | 补锁方式 |
|---|---|---|---|---|
| 夜间(1—6 时) | 22% | 64% | 436 | 留给现货(风电偏多);下旬核电检修后适度补锁 |
| 早间(7—9 时) | 13% | 55% | 410 | 按负荷分批补锁 |
| 午间(10—15 时) | 6% | 90% | 362 | 已基本锁定,剩余随旬竞价补齐 |
| 晚高峰(16—21 时) | 46% | 25% | 438 | 旬集中竞价优先补锁(上半月燃机检修多、月竞溢价) |
| 深夜(22—24 时) | 13% | 53% | 429 | 留给现货(风电偏多) |
下一步
晚高峰缺口优先在旬集中竞价补锁,夜间与深夜仍留给现货。11 月现货结算后,再核对午间锁定电量的实际价值,并在本页追加 12 月研究。