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交易申报阶段每户发用电企业作为一个单元申报,每个交易单元申报一个电量与电价。售电公司代理园区企业的按照一个单元申报。售电公司代理独立用电企业的可按照每个用电企业一个单元申报。此规则计划之手表现明显,其实要求在交易申报阶段,售电公司便需做好电量和电价的分配。令人欣慰的是,针对结算价格,在《关于申报4月、5月园区用户交易电量和委托代理协议的通知》文件中已明确售电公司在交易后提交委托价格,在结算价格上面有了更大的自主权。
5、交易规则简单有效
据悉,山西交易同其他非广东已开展交易的地区类似,发电集团“抱团”现象明显(原因在后续文章中依据数据详细阐述),最终304厘/千瓦时的均价极有可能是由电厂侧抱团的300厘/千瓦时价格与用户端(含售电公司)308厘/千瓦时的均价而成。仔细推敲,小电驴认为300厘/千瓦时已基本接近电厂的边际成本(简单由山西30万机组平均煤耗330g/千瓦时,电煤成本650元/吨、坑口电站成本约250厘/千瓦时,和平均运输距离500KM综合推算),建议售电公司在承诺用户价格时需谨慎再谨慎。
6、偏差考核重但概率低
山西偏差考核采用费用考核与核减电量上限两种方式。偏差考核价格参考上网标杆电价的90%,比广东的正负价差1倍或者2倍超出不止一个数量级。售电公司在偏差电量平衡上是否有优势,售电公司是否会被核减电量上限,如何核减在文件中并未明确提及。但依照文件描述,售电公司作为偏差考核的考核对象,则售电公司作为你一个独立的市场主体的话,原则上可以通过自身内部冲减,此两点有待于交易中心在之后的文件或实操中明确。
整体来看,山西售电市场在时间紧、市场电量占比高、直购电用户参会数量多时间久、发电主体多(火电、风电、光伏均可参与,且电厂数量超过100)、平衡外送电与自用电、用户产业集中等背景下,对所有市场主体均是巨大的挑战和机遇。
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