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8.3结算后划拨机制
在电力市场价格激烈动荡时,零售电商面临筹资交付购电费用的问题。即使零售电商最终能够利用电力差价合约抵消购电成本(细节见本节附录),可巨额的现金周转循环和准备高额的信用保证金都增加了企业经营成本,降低市场效率。零售电商可以利用市场清算过程中的结算后划拨机制来减缓资金压力。
澳洲电力市场清算过程中的结算后划拨是发电方和购电方与市场营运机构在双方账户上的财务约定。市场主体双方须向市场营运中心提出注册结算后划拨的请求,核准后方能生效。市场清算机构在按交易时段执行结算后划拨时,在一方的账户借方记入一定数目金额,同时在另一方的账户贷方记入同样数目金额。结算后划拨是单向执行的,借方和贷方账户固定不变,反向执行的结算后划拨需要重新请求注册。结算后划拨分体量补偿和金额补偿两种方式,体量补偿使用双方同意的负荷曲线与电力市场价格决定入账金额,而金额补偿直接指定入账金额。市场主体通过市场营运中心的结算后划拨服务网页在规定时间期限内提交提供注册结算后划拨请求,贷方或借方一方提交请求即可,但在核准时需要另一方授权。市场主体可以在实时电力市场交易之前提出注册结算后划拨请求(事先划拨安排),也可以在实时电力市场交易发生之后提出(事后划拨安排)。如果请求的结算后划拨属于事先结算安排,结算将在未来执行,那么市场营运中心要确认贷借双方已经签定了相应的中长期合同或者具有其它形式契约关系。
结算后划拨机制也适用于发售一体公司发电与用电财务拨划。发售一体公司的发电厂与售电公司是两个分别注册的市场主体,市场清算中心有各自的市场结算账单。安排结算后划拨为总公司的资金周转和降低准备信用保证金费用都提供了极大帮助。
我们通过8.2节中的举例可以看到零售电商在电力供需紧张时面临着巨大的市场风险。在另一方面,发电企业在电力市场价格低迷期间会陷于无法回收发电成本的困境。电力差价补偿合约为发电企业和零售电商都提供了规避市场风险的手段,专栏7介绍澳洲最常见的两种电力差价补偿合约。
专栏7:电力差价合约简介-差价互补合约与高价补偿合约
差价互补合约交易时由发电方和用电方事先协议一个固定的合约价格,例如每兆瓦时40澳元与以兆瓦(不是兆瓦时)为单位的合约体量,例如10兆瓦。合约期限一般是未来的一个季度或一年。在合约期限包含的时间内,当实时电力市场价格高于合约价格时,发电方按差价补偿用电方。当实时电力市场价格低于合约价格时,用电方反过来按差价补偿给发电方。这样的双向交替补偿机制为合约双方规避了实时电力市场价格波动风险。我们举例来进一步解释差价互补合约。假设合约价格是每兆瓦时40澳元,合约体量是10兆瓦。如果在某个30分钟时段的实时电力市场价格是每兆瓦时70澳元,那么发电方10兆瓦出力的收入为70澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=350澳元,它也是用电方10兆瓦负荷的购电成本。因为发电方和用电方已经交易了差价互补合约,而且实时电力市场价格高出合约价格每兆瓦时30澳元,所以发电方要补偿给用电方30澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=150澳元,实际收入降成200澳元,等同于电力价格是合约价格每兆瓦时40澳元的收入。用电方在计入来自发电方要补偿后实际购电成本减少至200澳元,也是等同于按合约价格计算的成本。我们考虑相反的情形,如果在某个30分钟时段的实时电力市场价格是每兆瓦时32澳元,即低于合约价格每兆瓦时8澳元,那么发电方这10兆瓦出力的收入为32澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=160澳元,它也是用电方10兆瓦负荷的购电成本。现在执行差价互补合约的结果是用电方要补偿给发电方8澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=40澳元,实际成本变成200澳元,还是等同于电力价格是合约价格每兆瓦时40澳元。而发电方在计入来自发电方要补偿后实际收入增加至200澳元,也是等同于按合约价格计算的收入。从这个例子我们看到差价互补合约为发电方和用电方提供了规避了实时电力市场价格波动风险的手段,即无论实时电力市场价格高于或低于合约价格,发电方(用电方)出力(负荷)的实际收入(成本)都等同于按合约价格计算的。
差价互补合约不仅事后补偿发电企业低电价时的收入,也事先影响它们的报价策略。在发电企业购买了与发电能力相当的差价互补合约后,它必须用发电量来保证稳定收入的实现,因而选择尽可能地报低价来争取多发满发。这样的市场逻辑在澳大利亚电力市场实践中已经得到反复地验证。我们可以毫不夸张地说,差价互补合约是抑制市场力的有效手段。
相关阅读:《世界各国电力市场综述》澳大利亚篇(上)
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