电改：我国电力市场交易实务及案例

华创电新分析师王秀强：

各位投资者大家好，欢迎参加华创证券电改主题电话会议。

我们今天邀请到华北电力大学市场研究所教授黄辉交流当前电力市场交易现状、试点地区交易规则。黄老师研究电力市场数十年，近期对云南、广东、甘肃等地电力市场做了深入调研。

在本轮电改要完成的任务中，有两项与电力市场交易有关，一是推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制;二是建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。电改改变旧有的电力交易秩序，转而由市场决定交易电量、形成市场价格，交易方式的改变衍生新的交易规则和交易需求。

从试点地区交易规则看，竞价交易、撮合交易、挂牌交易、日前交易、日内交易等形式正在被推向市场。全新的交易规则一是改变供应和需求侧传统经营方式，二是对电力调度、交易系统提出更高的需求。从投资价值挖掘看，交易、调度系统的改造升级是电改带来增量市场，初步测算全国交易系统、调度系统开发改造投资规模在亿元规模以上。推荐关注相关标的：国电南瑞(旗下科东公司负责国网电力系统改造)、中恒电气(电力软件+能源云平台+O2O 能源服务)、恒华科技(智能电网软件服务商)。

嘉宾：华北电力大学市场研究所教授 黄辉

一、中长期电力交易方式类型

电力中长期交易主要通过双边协商、集中竞价和挂牌等方式进行。

(1)双边协商场外交易。在电力交易中心之外，电力供需双方自由签订双边合同，独立决定成交电力交易数量和价格。在已经执行的电力交易中以双边协商场外交易居多。

(2)集中撮合交易。集中撮合交易是集中买卖双方报价和电量，卖方报价从低到高排序，买方报价从高到低排序，将买卖双方报价进行报价匹配，如果双方报价存在价差(买方报价高于卖方报价)则成交，成交价格在双方给出的报价之间。

未单独核定输配电价地区，买卖双方按照价差(降价幅度)报价，若卖方幅度低于买方幅度，则成交;单独核定输配电价地区，买方报价扣除输配电价(含线损)和附加以后，折算到发电侧的报价，如果高于卖方报价则成交。

(3)挂牌交易。交易主体在市场挂牌，报价需求包括报价和交易量; 其他交易主体愿意交易可以摘牌，先来先得; 如果出现同时竞争关系，可以再次竞价，价优者得， 如股票交易的主动买卖。

在云南电力市场交易规则中，摘牌优先顺序取决于相比目录电价的降价程度，交易中心根据摘牌者的降价贡献率(以量和价作为参考依据)排出优先顺序，然后进行摘牌。挂牌交易是一种补充交易方式，目前电力交易主要以双边协商场外交易和集中撮合交易为主。

二、甘肃和云南电力交易形势分析

甘肃省电力市场供过于求现象严重，全省4500万千瓦装机只有1600万千瓦负荷，2015年弃风率达60%。甘肃电力市场规定所有火电都在市场上直接交易，利用小时数达到3800小时左右，但有些电厂面临困境。如甘肃平南250万千瓦机组电厂2015年电力交易量为零，原因是公司不愿意降低价格，仍依赖电网公司分配电量，但实际上没有发一度电的计划电量。

2015年公司停产令平南电厂面临巨大压力，电厂在2016年市场交易总报出0.16元/千瓦时的低价，这一价格比度电成本低0.02元/千瓦时。

在云南的调研中我们发现，云南受国际和国内经济下降和产能过剩影响，2015年首次出现电量负增长。省内主要行业平均开工率低，2013-2015年平均开工率分别为61.39%、58.66%、53.12%。

但电力装机方面则保持较快增长，全省装机容量由2010年3600万千瓦增加到2015年7915万千瓦，年均增长率为17%;装机增量包括3300万千瓦水电装机，580万千瓦火电装机和110万千瓦光伏装机。预计2016年底云南省发电能力超过3000亿千瓦时，而省内总需求约为2100亿千瓦时。

云南电力市场各方博弈激烈，争取交易规则话语权。其中，电网公司规则倾向于电网企业，能源管理部门规则倾向于用户和发电企业，在发电量过剩的条件下，水电对风光、发电对电网、发电侧对用户侧都存在不同程度利益冲突。

云南电力交易规则

三、对广东电力市场的观点

广东电力市场2014-2016年直接交易电量占总电量的比重分别为4%、6% 和10%，按照国家能源局的要求2018年实现工业电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开。

广东省电量交易包括双边协商和集中竞价两种，2016年双边280亿，140亿月度竞价，总交易占到10%。集中竞价交易是指电力大用户与发电企业在指定时间内通过交易平台申报电量和价格，根据买方、卖方申报价差空间由大到小排序成交;申报价差相同时，综合煤耗低的发电企业优先成交，经安全校核和交易中心确认后，由交易中心对外发布成交结果确定的直接交易。

广东制定差额电费返还制度，在交易初期买卖双方差额电费25%返还给用户，75%返还给发电厂。具体而言，比如在某成交价位上买卖价差总额为68万元，某发电厂降价贡献率为41%，则该电厂返还68万元中的41%。贡献率=电厂降价电费/总降价电费，降价电费=申报价差*在该成交价位成交的电量，该价位最终的结算价格=申报价-返还价差，用户侧结算价格原则与发电侧相似。

在当前的规则下，广东电力交易并不是买卖单独匹配，而是双向单边市场交易，交易结果由电量交易上限决定，并不取决于买卖价差空间。考虑到一些售电公司体量大，会在不同价位上申报电量，低报价带来的交易剩余的电厂和用户结算后形成的交易剩余将会补贴交易排序比较低的市场主体，返还机制的存在令主体博弈动机很强。

从结算双方买卖价差与结算价差来看，在返还机制的作用下，发电侧申报价差大、结算价差小;用户侧正好相反，结算价差在申报价差较小的基础上被放大，这使买卖双方在参与交易过程中有很大博弈空间。但问题在于，这种机制下报价低的买方和报价高的卖方获益，实际是在鼓励落后产能和高成本企业。

返还电费取决于申报电费价差在所有价差中所占的比例;返还系数由0.25调整为0.5使发电侧结算价差变大、用户侧返还电费增加，引导发电合理报价。从3月份到8月份的交易情况来看，用户侧最高报价没有明显变化，但用户最低报价起伏较大，报价主力分布贴近最低报价。原因是用户侧有大量售电公司参与，这些售电公司体量较大，报价相对集中，使得最低报价向售电公司报价中枢靠拢。

从以往成交数据来看，买卖双方有较大博弈空间，从4月到5月买方成交报价出现突降，报价从-0.076元/千瓦时下降到-0.03元/千瓦时，这超乎预料。我们推测有可能是体量较大的市场主体采取一致行动，通过降低报价获得收益。

5月份之前由于发电侧申报价格竞争十分激烈，发电侧在高返还系数下愿意报低价抢占电量;6月份返还系数降低使得发电侧报价整体抬高。除此之外，发电侧报价抬高还有另外一个因素：10月份开始签订第二年“长协”，其协议价格与发电企业申报价格有一定关联性。因此，发电企业一致抬高了申报价格。

总体来看，售电公司的报价策略是比较成功的，以70%的中标电量分享了90%的发电厂让利。

四、广东、江苏与京津冀电力市场的比较

1、分段数不同。

江苏分段数为1，京津冀为1-5段，广东为3段。从博弈的角度来看，由于广东控制交易总量，为取得理想中标电量及价格，大体量用户或售电公司要牺牲部分电量。