电力现货市场|从结算方式看发售电企业如何适应现货

 

《从结算方式看输配电价制度落地情况》一文中是这么说的:“交易的结算工作往往是市场设计者和价格管理部门在市场建设初期不容易注意的地方,即所谓的“灯下黑”,从结算内容占大部分交易规则中的篇幅不足5%可见一斑。输配电价制度的正确打开(结算)方式,应当是业内讲的“顺价”方式,即按照中发9号文的描述,交易价格+输配电价+基金和附加=用户价格。”《从》一文总结了各地实际交易过程中四种主要电费结算方式:

(来源:微信公众号“享能汇” ID:Encoreport 作者:享能汇工作室)

标准“顺价”模式:最符合【中发9号文】精神的结算方式;

“半顺价”模式(及其变种):采用省份最多的结算方式,达三分之二以上;

标准“价差“模式:采用省份第二多的结算方式;

“半价差”结算模式

图:国家能源局综合司关于征求电力中长期交易基本规则(暂行)征求意见稿的函第43条

享能汇读完这4组结算方式计算过程后,直呼”灯下黑“确实形容得非常到位。有的人看懂了4个公式并点了赞,有的人看完还晕晕乎乎。

我们也乘机整理一下手上的案例,结合谷峰的分析过程,分别从结算方式、结算权、用户负荷、发电侧报价等角度,漫谈一下售电公司和发电企业如何适应现货。

文章分3个部分,篇幅略长,建议晚间阅读。

1.两个零售侧亏损案例的比较

享能汇曾经报道过两则零售侧亏损案例,亏损原因以及背后所隐含的意义其实很有代表性——当然,话说在前面,亏损肯定是企业或者交易员都不愿意揭开的伤疤,但商业的世界不可能只存在盈利。

我们需要了解的是亏损的成因、发展的方向,以及可以形成的解决方案。

零售侧亏损案例1: 河南市场售电公司2019年8月直接交易单位每度电净亏损1.38厘。背景:2019年河南省中长期市场交易价格整体低靡,该年年度双边交易价差均价约1.16分。下表为河南省2019年8月市场商业数据。

以2019年5月第二轮输配电价核定为标准,河南售电市场存在着输配电倒挂情况:即大工业用户的售电市场价格比电网销售目录电价高1.446分,一般工商业及其它用电类别的售电价格比目录电价高1.69分。

8月竞价结果,假设售电公司当时把发电侧让利的0.01551元全部传导给用户,则每一度电都为商业客户承受0.00138元的亏损,而在向大工业客户传导的度电里,优惠也不过是1.05厘,售电公司盈利空间十分紧缩。(参考河南价差那么低,能不能怪计价方式?一文)

据了解,河南市场的售电公司一般与单个用户签订价差分成零售合同——用发电侧让利减去输配电价倒挂后,再与用户进行剩余价差的分成(河南当月实际用电量先按月度撮合成交形成的电价和电量结算),那么这次亏损有以下几个特点;

  • 用单一的价格乘以单一的量,当价格低于0,成交量越大,亏损越严重;

  • 河南省于2019年5月执行了第二轮工商业电价下降方案,而案例中,零售侧合同中的价和量,并不对标调整后的目录电价,售电公司的盈利方式与目录电价调整无关。

  • 从理论上来讲,商业类用户峰电比例大,售电公司为该用户带来的降价优惠幅度大于大工业用户。但该案例中,由于零售侧合同采用价差分成制,在输配电价倒挂的情况下,售电公司代理峰电多的商业用户反而出现了亏损,代理谷电多的大工业用户却保持了相对盈利。

  • 案例中,售电公司采用电压等级分类法对用户分类,分为大工业用户及商业用户,而不是针对用户的负荷特性分类。

  • 案例中,售电公司要么就是和发电企业博弈批发价,要不就是同自己的用户博弈分成,甚至可能放弃利润,倒贴用户。

诚然,在中长期交易开展的初期,独立售电公司在这类“价差传导”模式下容易获得短期的收益。(参考享能汇公众号入口“8省调查”)。但长期来看,这类价差传导结算模式,存在以下几个风险:

  • 当发用市场基本面趋于平衡,竞争情况加剧,信息不对称情况消失的时候,售电公司的利润则逐渐缩小。

  • 用户习惯了“粗放”的降电价合同,形成了“你在批发侧拿优惠,必须在零售侧给我降价”的甲方思维,忽视了降电价背后的逻辑——分时发电、输配电价、分时用电都起到作用。

  • 在上一条作用下,用户对未来重新开启的新零售侧合同谈判,可能会产生抗拒心态。电价风险会完全倾斜到售电公司身上。换言之,售电公司的可替代性也很强,一旦有其他公司提出更便宜的方案,用户则会更换乙方。

  • 售电公司习惯采用“价差传导”分成模式,或者保底模式,不了解用户负荷曲线。尽管做到了降电价,但对用户的用电习惯掌握几乎没有帮助。

  • 售电公司工作难度加大——如果无法在中长期市场搞清楚峰平谷电量交易,那么过度到分时电力的现货市场,难度极大。

再看我们另一则零售侧亏损案例(严格说应该是亏损算例)。

零售侧亏损案例2: 浙江市场售电2019年代理谷电用户而亏损的算例。背景:这是一则2019年底中长期交易开启前夕的“算例”,而非真正的案例。

B售电公司与C零售用户签订了《浙江省 售电公司与电力用户购售电合同(2019 年版)》,双方约定 11 月月份交易电量为 100MWh,交易价格为 400 元/MWh(即交易基准价降低 20 元/MWh),11 月份实际C零售用户实际用电量100MWh,其中尖峰、高峰、 低谷用电量分别是 2、42、56MWh。

浙江案例采用的是峰谷结算规则,也就是谷峰在《从结算方式看输配电价制度落地情况》一文提到的“ 标准顺价模式”。(标准顺价模式计算过程如下):

C零售用户峰谷分时电价按市场用户交易价格和对应的目录电价同幅增减,因此B售电公司交易结算尖峰、高峰、低谷分时电价(不含输配电价、基金) 为:799、624、160 元/MWh(即尖峰、高峰、低谷每度电 便宜 2 分钱)。用户应交电费(不含输配电价、基金)具体为:尖峰用电量 2MWh,电费1598 元 + 高峰用电量 42MWh,电费 26208 元+ 低谷用电量 56MWh,8960 元=36766 元。交易机构应向B售电公司出具结算依据为: 用电量 100MWh、电价 400 元,应付电费 40000 元。

售电公司亏损3234元,出现亏损的原因是什么呢?

  • 如果把该用户放在案例1的市场环境中,售电公司在批发侧拿到了2分价差,和用户采取分成四六模式的话,每度电赚8厘。理论上不应该亏损。但请参考案例1分析的这种模式未来存在的四个主要风险。

  • 案例2中的谷电用户本身已经享受了全网其他用户交叉的补贴,在本次售电过程中,再次获得降电价优惠,相当于获得了双重补贴。如果采用“管住中间,放开两头”的计算方式,即输配电价不变的情况下,亏损看起来则变成了从电网转嫁给了售电公司。这也就是为何当时这则算例在当时引起了非常大反弹的主要原因,“为什么我还没开始进入市场,就需要承担亏损?”

同样是亏损,我们比较一下案例1和案例2的区别:

  • 案例2用户的负荷特征明显:案例中的用户负荷按照2、42、56MWh的峰平谷划分,是非常典型的浙江谷电用户。案例1中,我们并不知道用户的负荷特点。

  • 案例2,用户应缴费用由售电公司根据零售合同约定出具结算依据。案例1中,由电网公司向售电公司出具单用户结算,

可能在1年后或者若干年后,当我们真正进入电力现货模式的,再次回首2019年底的发生的这段插曲,会忍住不说,“在浙江,民营企业真的很厉害,敢于直接向政府叫板。“但在当下,我们也佩服政府,面对成熟的外省售电公司,和不太成熟的本土主体,坚持公布了这则算例,同时也带给了我们新的视角:

  • 算例有两个特点,特点一是全国电力改革以来,首次采用批发侧与零售侧完全分离模式结算,特点二是由售电公司提供用户结算依据;

  • 浙江售电公司在不知不觉中比别的省更在意用户的“负荷特性”,而非单纯的量。一个几十亿度电的谷电用户在别的省份绝对是香饽饽,但在浙江市场,售电公司却可能不签;而具有操盘能力的售电公司,可能会盘算着合理签下这类用户。

  • 正是因为市场设计者对“顺价”模式的坚持,浙江的结算方式使电价的组成更加透明,完全理顺了价格体系,对尖峰谷进行分段结算已经十分接近于现货的运作。

  • 浙江省一些专业性的售电公司已经开始着手布局收集不同类型的用户的负荷曲线并对用户进行分类建模,力求尽早模拟出不同类型用户的典型负荷曲线,从而提高风险控制能力,完善自身的定价机制和策略,加强市场竞争力。进行技术投入,为未来更加复杂的现货市场做好准备。

  • 算例反映出,该亏损谷电用户原本就享受了全网内其他用户的补贴。也就是说,把这个单独的用户放入售电市场,与现在补贴电价比,不论是由售电公司代理,还是由国网公司代理都是亏损的,只能放置在全网整体大盘中才能平抑了亏损。

  • 上一点反映出了厘清电力价格的最大难点——如何厘清交叉补贴问题。此处引用谷峰在《从结算方式看输配电价制度落地情况》一文提到的“部分地方应改变将电网企业作为宏观调控工具的做法:“部分电网企业未采取顺价方式结算的很大原因,是承担了当地经济调控工具的任务,部分成本难于得到输配电成本监审的承认,或者被要求成为未来“蓄水池”,发挥调控价格水平的作用。要认识到,电网企业执行输配电价之后,电网企业所有发生的有效成本都需要电力用户买单,电网企业并没有“活钱儿”解决地方政府的困难,电网企业也不应当是资源配置的主体。如果仍然保持原有做法,增加了电网企业执行输配电价制度的阻力和难度。“

“管住中间,放开两头”看起来是非常简单的8个字。通过这两个案例。享能汇对这句话则有了更深层次的理解——孰先孰后?

案例1选择了先放开两头,案例2则选择了先管住中间。无论采用哪种做法,都说明市场设计者在初期,都是基于各省电力情况的特色,把重心放在了不同的领域。浙江省,则是“ 先管住中间,再放开两头”的典型代表。诚然,我们在过往的文章中质疑过浙江电力市场开放的“量”。(参考享能汇3月份发表的《浙江责之切1》一文)。但如果浙江的市场设计,能够秉持先管住中间输配电价的理念,那么再换个角度看浙江电力市场的设计思路,享能汇觉得这点时间也许值得等待。(代表市场主体发出心声:浙江电改政策的宣贯确实不如其他省份做的好。)

2.为何结算方式是发售电企业适应现货的基础?

从2020年6月开始,个别现货试点省份将真正迈入深水区,展开以月为周期的连续现货结算。

刚才我们提到的两个案例,都是售电公司最熟悉的中长期交易市场结算案例。我们先跳过中长期规则和现货规则,通过学习了解现货市场设计框架,重新思考一个问题:未来如何适应现货市场,并开展工作。

这里以浙江现货市场框架为例:

  • 浙江省电网阻塞较少,可以形成节点电价。浙江电网关联的很紧密,阻塞情况不是特别多,网阻塞较广东少。但是浙江电网存在一定的穿越潮流(比如从从福建来的电,通过浙江电网,卖给上海电网)。

  • 形式上,浙江市场是一部制的市场设计。所有的发电电源全部进入市场,所有的跨省交易全部进入市场。这也就意味着浙江的市场边界是稳定的:所有的电源和用户全部在市场里面。售电公司通过可以通过优化、仿真、模拟进行预测市场。

  • 浙江的卖电方:省统调水火发电企业、外省外来电(点对网)、浙江电网(代理跨省电(浙江电网代理)、新能源发电(浙江电网代理)

  • 浙江的购电方:终端直接用户、浙江电网的外送电、计划用户(居民用户、农用电,还有政府用电等等这一块。这块计划用户也可被浙江电网代理了)。

  • 用户如何全部进入市场?浙江的购电侧分为我们熟悉的终端直接用户、浙江电网的外送电、计划用户。计划用户(如居民、政府、农业等)由浙江电网代理,通过政府授权合约一样进入市场。考虑国情,在这个市场的初期要保护计划用户,避免计划用户的用电价格暴露在现货市场的价格上面,受到不确定的价格风险。也保护一部分成本很高的小发电企业,所以这部分政府合约主要是起到这么一个过渡性的缓冲作用,政府授权合约现在占比较大,未来会逐渐减少,一直到最后取消。

  • 浙江电网的角色。浙江电网既代理发电侧,也代理负荷侧,一共扮演了四个角色:代理外来电、代理新能源发电、代理外送电,代理计划用户。

  • 现货市场的工作:市场主体参与两个市场,一个是日前市场,一个是实时市场。

  • 日前市场:实际上交易的就是电能量,结算的也就只有电能,但考虑一些备用约束。

  • 实时市场:电能量、调频、一级备用和二级备用。应当注意:购买方在实时市场不能改报价电能量,参与市场的方式是:一个是负荷削减,或者消减负荷。所以在实时市场,最忙碌的是发电公司。发电机组报价:每天48个时段,每个时段段都可以报不同的线。粗略计算浙江省一台机组一天可以申报960条数据。

  • 售电负荷单元:售电公司可以有多个负荷单元,这一点相比广东省不一样,广东省售电公司代理一定数量的用户,不分负荷单元。浙江市场里面,用户参与市场是按节点、按地点来进行交易的。比如,售电公司代理的用户不在同一个地点,有温州的、有杭州的,两个用户上网节点肯定不同。这里的意思是说售电公司在温州这边有一个负荷单元、杭州这边有一个负荷单元,每个负荷单元下面可能会有若干用户,一个负荷单元就是指一组上网节点的组合。

  • 交易时间:日前市场30分钟为一个时段,每天48个时段。实时市场5分钟一个时段,每天288个时段。

  • 结算时间:日前市场30分钟一个时段,每天48个时段,实时市场30分钟一个时段,每天48个时段。

从时间段安排可以看出,浙江市场一旦进入现货,所有的市场主体24小时都很忙,不可能间歇。火电企业在实时市场需要实时调整参数。而且每分钟都有决策进行,每分钟都需要参与进来。售电公司则需要把中心放在负荷单元的管理,以及节点电价方面。

理解了浙江电力现货市场的框架设计后,我们再思考:什么类型的售电公司能够在这个现货环境里生存得更好:

  • 用户的负荷管理能力强

  • 零售合同的设计能力强

  • 有强大的交易团队(交易能力、交易时间安排)

  • 有力的现货系统支撑

  • 有金融合约操盘能力

既然在现货市场对售电公司有如此高的要求,应该用什么样的视角再回过来看待中长期交易市场?是害怕?还是转型?

2020年,已经不同于2016年售电公司刚刚进入市场的环境了。分析案例2的时候我们说,“可能在1年后或者若干年后,当我们真正进入电力现货模式的,再次回首2019年底的发生的这段插曲,会忍住不说,在浙江,民营企业真的很厉害,敢于直接向政府叫板。“ 但享能汇认为2020年会成为一个“勇者进,弱者退”的一年,有的售电公司有可能急流勇退,有的交易能力强的团队有可能脱颖而出。

浙江在电改初期,确实因为开放时间晚和开放量小这两个缺陷,承受了舆论的压力。通过结算规则可以看出,浙江市场和其他市场不一样的地方,就是考虑了先解决” 管住中间”的问题——即输配电价结算模式,再逐步放开两头——逐步按照行业来放开用户,逐步引入售电公司参与竞争。

进入现货,售电公司更准确的称呼应当改为能源零售商:零售合同设计能力、零售合同结算能力、市场风险防控能力应当是衡量公司实力的标准,而不是通过对上游电厂的价格游说能力判断。

而中长期的结算方式,就是发售电企业适应现货市场的基础。

在浙江提现货,应当是实时市场和日前市场两部分。浙江市场现货市场存在着两种对冲情况:一个是合约与日前市场进行金融对冲,另一个则是日前市场和实时市场之间进行物理对冲的市场,实时市场每5分钟进行一次出清,分时电价上出现波动造成盈亏属于正常现象。售电公司如果习惯于中长期的差价结算,恐怕无法接受现货市场的分时电价,也无法习惯现货市场的出清频率。

既然8个试点省份,都设计了不同的现货规则,那么市场主体对中长期市场结算模式的理解,应该把标准建立在,如何同本省的现货规则做好衔接的基础上。

所以,在浙江的电力市场,判断优质用户的标准也发生了变化——用户处在什么节点、峰谷比例如何、有多少刚性负荷、多少柔性负荷、用电量大小等都成为了判定因素,而不是简单的“以量取胜”。同样是10亿电量的用户,极有可能发生“香饽饽”和“剩菜”的区别待遇。

3.“顺价结算模式“对发电企业的要求

从谷峰《从结算方式看输配电价制度落地情况》一文中摘录目录销售电价和四种中长期市场电价结算方式的过程。

某用户基础数据表:

如果该用户使用目录销售电价(改革前模式),结算结果如下:

如果该用户使用顺价模式,结算结果如下:

如果该用户使用半顺价模式,结算结果如下:

如果该用户使用价差模式,结算结果如下:

如果该用户使用半价差模式,结算结果如下:

我们聚焦这四类中长期结算模式的“ 具体计算过程”,发现以下线索:“ 顺价” 模式:第一顺位结算用户电费,第二顺位结算输配电费,第三顺位为发电电费“ 半顺价” 模式:第一顺位结算用户电费,第二顺位结算发电电费,第三顺位为输配电费“ 价差” 模式:第一顺位结算用户电费,第二顺位结算发电电费,第三顺位为输配电费“ 半价差” 模式:第一顺位结算用户电费,第二顺位结算发电电费,第三顺位为输配电费

后三种模式中,发电电费统一由批发价差0.39 * 电量30000来结算,那么从这三种模式中过度到电力现货模式的发电企业,也会碰到一个老问题——如何打破过去习惯——已经习惯了在双边协商中谈判降几分钱的价差,那么这些固定价差对于现货市场有什么样的参考意义?

而唯独第一个“ 顺价” 模式,发电收入不是通过批发价差0.39*电量30000来结算的,而是=购电费用-输配电价费用。这就意味着,使用“ 顺价” 模式的中长期电力市场,发电侧并没有被一口价限制,不一定会陷入和售电公司博弈差价的生存游戏。发电量可以做拆分,发电价格上也可以做拆分。这个模式下的中长期市场发电报价,有机会与现货模式做更好的衔接。

更好的条件也带来了更难的操作。“ 顺价” 结算模式的发电企业参与市场,难度系数比别的省要高很多。首先,发电企业在中长期市场就需要分段报价,否则“ 顺价” 结算模式为发电企业创造的灵活的盈利空间就等于作废。在浙江电力现货市场的设计中,火电企业全电量进入市场,无需再依靠标杆电价报价。

今天就结算论结算,开个小头,如果数据有误或分析有误,欢迎指正。