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售电观察之---安徽竞价交易结果原因分析

2019-04-17 17:39:14 深度能源观察  点击量: 评论 (0)
自2015年中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》(以下简称”电改9号文”)以及配套文件以来,各省开展售电以来,交易规则原来越完善,交易规模逐渐扩大,交易规则的执行越来?#28966;?#33539;化流程化。

2019年竞价价格跳水原因初探及趋势分析

作者:王林申 联系方式:18031211035

自2015年中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》(以下简称”电改9号文”)以及配套文件以来,各省开展售电以来,交易规则原来越完善,交易规模逐渐扩大,交易规则的执行越来?#28966;?#33539;化流程化。

安徽电力交易市场的规模也在一年比一年的扩大,2018年三种交易模式,其中双边协商交易电量450亿千瓦时、年度集中70亿千瓦时、?#38706;?#38598;中60亿千瓦?#20445;?#20849;计580亿千瓦时市场电量[1]。2019年双边交易760亿千瓦时[2]。

表1:2018年5月至今的竞价情况

为了探寻安徽月竞价格变化背后的原因,我们首先需要了解安徽电力市场交易的背景情况,也是买卖双方所面临的局限条件。2018年安徽电力竞价交易背景情况和买卖双方最优结果和报价策略分析。

背景情况:

一、规则比较完备,有清晰的交易模式,交易结算制度。交易模式为四种:多年双边协商、年?#20154;?#36793;协商,年度竞价、?#38706;?#31454;价,竞价是统一出清模式。

二、交易电量安排为固定供给规模,交易规模是:多年双边和年?#20154;?#36793;450亿千瓦时、年度竞价70亿千瓦时、?#38706;?#31454;价为60亿千瓦?#20445;以露?#31454;价交易6个月,每个月10亿千瓦时。需求方准入5131家用户,电量需求约770亿千瓦?#20445;?#22823;概率事件是需求大于770亿千瓦?#20445;?#22240;为?#38706;?#21482;交易了6个月。

三、供需比为0.5,买方每月电量需求为20亿千瓦时左右,卖方可供给40亿千瓦时左右,买卖双方报价上限为384.4元/兆瓦时(安徽燃煤标杆上网电价)。而成交电量限制为10亿千瓦时[见交易公告]。

买卖双方最优结果和报价策略分别分析如下:

买方的最优结果是成交(不成交面临考核费用或者违约电量考核),因为只要成交价格就不会高于标杆电价。由机会成?#31454;?#31454;争(需求量高于成交量)的角度分析,买方报价策略是最高上限报价且需要快(快才能排位靠前)。买方的竞争对手是买方。

卖方可卖电量高于成交电量,卖方的最优结果是在成交价格尽可能靠近384.4元/兆瓦时时成交。但是由于卖方电量大于成交电量,且是统一出清模式,如果报低价(?#23545;?#23567;于384.4元/兆瓦时)的卖方电量过多(大于10亿千瓦时),俗称搭便车报价策略,那么成交价格会?#23545;?#20302;于384.4元/兆瓦?#20445;?#32780;我们看见的结果是成交价格极其接近384.4元/兆瓦时[见表1]。什么原因导致这个结果呢?我们的分析是,要搭便车的发电厂可报电量远不足10亿千瓦时(由2019年截止4月的竞价成交价格我们可知的确存在搭便车的企业,且搭便车的企业的最优结果是成交电量,成交价格是第二位选择),并且这一信息在供给方是“?#21496;?#30342;知”的(信息费用很低),并?#39029;?#20102;搭便车的供给方,其他供给方竞争意愿不足(电量成不成交无所谓)或者(和)其他供给方比?#31995;?#19968;。如此,供给方的售卖策略是觅价方式,且尽可能榨取消费者盈余[见上篇文章]。所以月竞价格是极其接近384.4元/千瓦时。

对于安徽省在2018年竞价中“搭便车”的发电厂来说,由于上头成本[见张五常经济解释]的原因,电量不成交的机会成本是巨大的,也就是说“搭便车”的发电厂最优结果是成交,其次再看价格。

2019年安徽电力竞价交易背景:

规则进一步完善,在各方主体权利义务和交易安排上越来越清晰?#34892;?能减少市场的信息费用)。

供给方:30万常规:不低于1400小?#20445;?#19981;高于2200小时;60万常规?#32479;?#20020;界:不高于2600小时;60万超超临界:不高于2900小时;100万超超临界:不高于3400小时。

2019年双边协商成交电量770亿千瓦?#20445;?#24180;度竞价成交电量5.4408亿千瓦?#20445;?#26159;其双边的0.7%。?#38706;?#31454;价电量占?#38706;人?#36793;电量估计在0.6%左右。这结果是由于2018年竞价交易价格对于购买方的双边协商价格差好多,所以2019年购买方几乎所有电量都安排双边协商交易。

买卖双方最优结果和报价策略分别分析如下:

购买方剩余电量不到总电量1%,而考核标准为+5%,-3%,所以在?#38706;?#31454;价交易中,购电方的机会成本及其低(电量成不成交损失不大),如此购电方的最优结果是成交价格尽可能低的情况下成交。之所以说成交交个尽可能低,是因为在电力竞价的市场结构是卖方“觅价模式”[见上篇文章,请联系作者]。

电厂在2019年的背景条件下,最优结果是成交价格尽可能高的情况下成交,而又由于2018年“搭便车”的发电厂?#26377;?#21040;2019年(?#26377;?#30340;原因是因为安徽有多年双边),且其对于购电方的情况不了解(信息费用高),所?#20113;?#23548;致2019年年初的年度集中竞价和2/3月份的价格大跳水。

上面的分析有三个问题需要说明,第一个问题,在2019年年度竞价交易中,购买侧报价依据是什么?答:购买侧的报价依据来源于2018年竞价的信息,2018年“搭便车”发电厂的报价信息对于市场是“?#21496;?#30342;知”,这一点是毋庸置疑的,要不开始的竞价交易不会这么“成功”。第二个问题,为什么卖方“觅价”到4月月竞才到“合理价格”(对觅价方),需要那么长时间?答:由于年度竞价是2019年1月28-30日,且2月竞价是2月18-19日,3月竞价是2月21-22日,期间赶上春节和元宵节。时间紧迫下,卖方企业在分析信息,?#33539;?#20449;息和调整报价需要一定时间(企业的制度成本)。第三个问题也是?#29575;担?019年3月、4月购买方电量没有完全成交,具体怎么分析出来的可以联系作者得到答案。

如此,我们分析了安徽省2018年到2019年4月份竞价交易以来的情况。除了以上明确的结论,我们还有如下两个结论得出:

第一,安徽省电力交易供给侧“贫富不均”,且“富”的发电厂几乎没有相互竞争的意愿。

第二,对于“搭便车”的发电厂,最优策略是在发电权转让交易中拿一部分电量,使自己摆脱不利地位。

我们有一个预测,如果“贫”的发电厂一直不能在发电权交易中或者其他交易(合理价格下)拿到足够电量,那么等到安徽大部分的多年期双边协议同时到期?#20445;?#37027;么安徽省的协商交易的价格对于发电侧来说又是一场血雨腥风,四个月过去了,发电权交易没有发电侧的成交记录,我很替他们着急呀!!!

何为市场??#31995;?#30340;归?#31995;郟?#20975;撒的归凯撒。

参考资料:

[1] 安徽电力交易中心的2018年电力市场交易报告。

[2] 安徽电力交易中心发布的《关于发布安徽省2019年度电力双边直接交易成交结果的公告》。

大云网官方微信售电那点?#38706;? border=

责任编辑:?#23454;?#36130;

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