广东售电公司运营模式

广东售电公司运营模式2016-07-04长江环保能源广东电力交易市场交易规则解读，价差对匹配制度、返还机制和交易规模限制共同决定市场现状广东省首次集中竞价交易发生在2013年12月27日，交易对象为2014年一季度的电量。因此，早在2013年，广东省经信委及能源局南方监管局就已经印发了《广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》(粤经信电力[2013]550号)，设立了相对报价的机制，构成了现在广东电力交易市场交易规则的核心内容。在相对报价的体系中，参与电力市场交易的双方在市场上报出的是对目录电价（发电方为上网电价，用电方为对应的销售电价）的变化幅度，代表着双方降/涨价销售和购买的意愿。与相对报价体系所对应的是绝对报价体系，在绝对报价体系中，供需双方报出的价格为各自愿意或者希望接受的电价本身而非变化幅度。两种体系相比，绝对报价更加直观和通俗易懂，然而绝对报价体系需要完整的、系统的输配电价支撑，就好比人们在网上购物时需要有运费体系支撑一样。然而截至目前，广东省输配电价改革尚未开展，输配电价本身并不透明，因此相对报价体系更加适合广东电力市场交易的开展。广东电力交易系统当前的间接报价系统最大的优势在于可以绕开输配电价进行交易，前提是所有参与交易的发电厂之间、大用户之间拥有相同的目录电价。因此，当前参与广东电力集中交易的发电厂均为本地火电厂（拥有相同的标杆上网电价），购电方的最终用户均为工业大用户。由此可见，广东电力交易体系仍是一个比较初级的系统，限制条件较多，与当前欧美各国成熟的电力市场比起来，尚存在不少缺陷：1.需要相同目录电价体系支撑，由于目录电价不同，暂时无法实现多电源种类、多用户种类集中交易；2.报价系统不直观，理解上容易出现差异；3.出清价格存在剪刀差补贴，从不同方向上改变了供给方和需求方的博弈形势；4.设置交易规模上限，改变了需求侧的供需状态，一定程度上影响了报价策略；5.缺少平衡市场、电力金融市场等，异常报价状态响应机制不足。广东电力交易系统目前尚处在较为初期的阶段，是售电侧改革初期的特殊形态，未来尚有很大的发展和改善空间。因此，本报告所作出的交易系统解析仅适用于当前时期，随着电力体制改革的推进及电力市场完善度的发展，相关分析与解读将不再适用。价差对匹配原则及优先级原则根据《广东省经济和信息化委国家能源局南方监管局印发广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则的通知》(粤经信电力[2013]550号)，以及后续发布的《关于电力大用户与发电企业集中竞争交易的实施细则（试行）》，广东省电力直接交易将发电企业申报价差、购电主体申报价差配对，形成竞争交易价差对。计算公式如下：价差对=发电企业申报价差-购电主体申报价差价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对小者优先中标的原则进行交易。价差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。此类价差配对方法决定了对发电方来说，若想增大成交的几率，则需要尽可能的低报价；对购电方来说，则需要尽可能的高报价。然而，更低的供方报价意味着电厂需要出让更多的利益，更高的需方报价意味着用户需要承担更多的用电成本。在此类价格匹配体系之下，供需双方均需要通盘考虑各自电量和电价的平衡点，以决定最终的报价策略。价差返还确定结算电价机制形成交易剪刀差由于供需双方报价到成交时并不一定能够完全匹配，广东交易市场引进了价差返还制度，即按一定的比例将价差对的额度返还到发电企业及购电企业，以形成最终的成交价格。根据广东省经信委发布的《关于集中竞争交易规则调整有关事项的通知》（粤经信电力函[2015]1136号）规定结算：一是引入价差返还系数β。成交的发电企业与电力大用户的申报价差电费（绝对值，下同）差额，按照一定比例分别返回给成交的电力大用户和发电企业，目前暂定β值取25%：即当成交发电企业申报价差电费大于电力大用户时，差额部分的25%返还给成交的电力大用户，75%返还给成交的发电企业。二是大用户成交价格形成。电力大用户的最终成交价差（设为P）根据其中标电量、申报价差、成交发电企业与电力大用户的申报价差电费差额（设为ΔE）、返回价差电费（设为E返）综合确定。具体为：该大用户中标电量的申报价差电费（设为E申）加上返回价差电费（E返），除以中标电量（设为Q），即为该大用户最终成交价差。其中，返回价差电费（E返）为该大用户中标电量申报价差电费（E申）占所有中标大用户申报价差电费总额（ΣE申）的比重乘以返还给电力大用户的价差电费总额（ΣE返）。公式为：P=(E申+E返)/QE返=ΣE返×E申/ΣE申ΣE返=β×ΔE三是发电企业成交价格形成。目前电力供应宽松的情况下，发电企业的最终成交价差参照上述方法计算，差异在于返还给发电企业的价差电费总额ΣE返=(1-β)×ΔE。此处，若将供应方中标电量的申报价差电费总额设为ΣE申（供应），将需求方中标电量的申报价差电费总额设为ΣE申（需求）；单个电厂的申报电价为Pi申，成交电量为Qi；单个购电主体申报电价为Pj申，成交电量为Qj；单个电厂成交电价为Pi，单个购电主体成交电价为Pj，则：ΔE=ΣE申（供应）-ΣE申（需求）（为负值）ΣE申（供应）=Σ(Pi申×Qi)ΣE申（需求）=Σ(Pj申×Qj)合并以上公式可得：（供应方）Pi=Pi申+E返/Q=β×Pi申+Pi申×(1-β)×ΣE申（需求）/ΣE申（供应）（需求方）Pj=Pj申-E返/Q=(1-β)×Pj申+Pj申×β×ΣE申（供应）/ΣE申（需求）由上面两个式子可以看出，在供应与需求的申报价差电费总额确定以后，各主体的成交价格仅与各自的申报电价和返还系数有关，与申报电量、中标电量、交易对标方申报电价无关。此处引入模拟交易例子说明：假设市场上供需双方各有5个参与主体，发电公司A、B、C、D、E与购电主体甲、乙、丙、丁、戊。以上10个市场参与主体为市场全部参与主体，并假设正好凑成5对价差对，则撮合交易后结果如下：依据上例，成交的五对公司中，供需双方的成交价格并不相等：其中“A-甲”、“B-乙”、“C-丙”三对公司成交价中仍旧存在差价，而“D-丁”、“E-戊”成交价格存在需方降价幅度大于供方的情况。这说明广东省交易模式中存在补偿机制，即价差对小的优先成交，但成交价格之间存在差值，该差值将以剪刀差的形式补偿到成交优先度靠后的公司。补偿机制对于供应侧和需求侧存在不同的影响：根据各公司所分配的价差确定公式，E返=ΣE返×E申/ΣE申可以看出，各公司所得的价差总额E返由总可分配价差金额（ΣE返）和公司申报降低电费额度占中标电量电费额度之比（E申/ΣE申）共同决定。返还的电费将平均分配到每度中标电量上，即P返=P申×ΣE返/ΣE申。因此，在一场已经撮合完成的交易中（供需两侧总电费金额确定，返还总额确定），则申报的降价幅度越大（即报价越低），分配到的返还电价越多，与中标电量无关。对于需求侧而言，高报价（低降价幅度）可提高成交几率，然而却会导致电费偏高（报价高，返还电价也少）；低报价（高降价幅度）可降低电费（低报价，返还电价也高），相应地成交几率和成交电量也会降低。因此，购电侧最终成交电价之差大于报价之差，电价返还机制加剧了需求侧电价与电量的博弈。从前面模拟举例的数据可以看出，购电主体“甲”申报降幅最小，为10厘/千瓦时，最终结算降幅为23.64厘/千瓦时；购电主体“戊”申报降幅最大，为150厘/千瓦时，最终结算降幅为354.55厘/千瓦时。甲与戊申报价之间相差140厘/千瓦时，而最终结算价之差被返还机制扩大到330.91厘/千瓦时。因此对于购电方来讲，激进地报低价可以得到更多的返还电价“奖励”，拉大与其他竞争对手的价差，但是却要承担更大的不能成交的风险；保守地报高价可以提高中标几率，但是相应地能够获得的返还电价也将减少。购电方的量价博弈被复杂化。而对于供电方而言，低报价（高降价幅度）虽然使电厂加大了主动让利，但是返还电价上升，部分弥补了报价降低带来的电价下降，同时提高了成交量和成交几率；高报价（低降价幅度）则减少了主动让利，相对的返还电价也相应减少，而成交量和成交几率也同步降低。因此，电价返还机制使得供给方最终成交电价之差小于报价之差，高报价与低报价策略之间对最终成交电价影响减小，低价策略呈现优势。从前面模拟举例的数据可以看出，发电厂A报价降幅最大，达到500厘/千瓦时，最终成交降幅为183.1厘/千瓦时；发电厂E报价降幅最小，为300厘/千瓦时，最终成交降幅为109.86厘/千瓦时。A与E的报价之间相差200厘/千瓦时，而最终成交价之间仅相差73.24厘/千瓦时。对于发电厂A来讲，尽管报出电价比E低2毛钱，但是最终成交价却仅比E低7分钱，且由于报价很低，成交的几率要比E大得多。因此，发电厂量价博弈被简单化，报价策略出现“最优解”，即在保证成交电价能够覆盖发电边际成本的前提下，尽量报低价以争取成交。返还机制对于供需双方影响不同的主因为：返还电价对购电方的作用机制为“奖励”，而对于发电方的作用机制为“补偿”，从电价层面均“鼓励”双方报出更低的价格。然而对于需求方来讲，低报价意味着承担更高不能成交的风险，而对于供应方来讲，低报价则提升了成交的几率。因此需求方的量价博弈更显激烈，发电方则是削弱了此类博弈。在3-5月的集中交易中，由于返还系数设置为25%，电厂方能够获得较多的返还电费，出现了发电厂报价策略向地板价单方面倾斜的现象。经信委设立交易容量上限，供需双方均以单侧竞争为主广东电力交易中心为响应中发9号文“逐步放开工商业集中竞价交易”原则，自2014年首次竞价交易开始便设置的交易容量上限，并采取逐年放开的方式。根据《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，广东2014、2015和2016年直接交易电量规模分别为150亿、227亿、306亿千瓦时，达到上一年内发电量的4%、6%和8%。其中，2014及2015年集中竞价撮合交易电量规模分别为20亿和57亿千瓦时，2015年单月交易上限为5.7亿千瓦时，2016年3-6月交易电量上限提升至10.5亿、14亿、14.5亿和18.7亿千瓦时。尽管广东经信委不断上调集中交易容量限制，仍无法满足市场的需求。2016年3-6月集中竞价中，供需双方申报容量均超过了允许成交的电量上限。由于交易电量的限制，致使供需双方均以单侧竞争为主：在供应方看来，市场上的发电能力超过了交易规模，市场呈现供大于求的状态；在需求方看来，购电主体的购电需求量也超过了交易规模，市场呈现供不应求的状态。因此，供需双方的实际对应关系被交易规模限制硬生生隔开，双方报价均主要围绕本侧其他竞争对手而展开。广东省乃至全国的实际供需情况均为供应大于需求，电源严重过剩。由于真实情况确为供大于求，因此经信委及南方监管局设置的交易上限对发电厂的竞价策略影响不大，供应侧反映了实际的供需情况。而需求侧的情况较为特殊，成交规模上限的设置使得需求侧呈现供不应求的状态，与现实情况相悖，导致需求侧报价策略较为保守，不利于实现通过供需调节价格。广东省集中竞价交易流程解析为方便理解，此处模拟举例说明广东省电力交易中心供需双方竞价、配对、成交以及最终结算情况：模拟申报阶段：假设供应方共有4家参与报价，总申报电量6500万千瓦时，最高申报价差为-400厘/千瓦时，最低申报价差为-200厘/千瓦时；需求方共4家参与报价，总申报电量为7000万千瓦时，最高申报价差为-10厘/千瓦时，最低申报价差为-100厘千瓦时。本次交易规模上限为6000万千瓦，具体数据如下表：价差对配对阶段：对于各方申报数据，交易中心首先生成价差对匹配。由于供需双方各有4家主体参与报价，故最终将形成4*4=16对价差对，并按照从低到高的成交优先顺序排列。集中撮合阶段：交易中心按照价差对从低到高依次撮合。成交一：根据上表，首先撮合价差对相同的第1、2对，即发电企业A、B与购电企业甲的交易撮合。由于A、B报价相同，则按申报电量比例满足甲的购电需求。其中，A申报电量为1000万千瓦时，B申报电量为1500万千瓦时，则A与B的电量比例为2:3，即A与甲成交40%的电量，B与甲