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如果合同约定的时间是明年1月份,等到明年1月份,如果实时的电价比最初合同定的价格高,那么这时电力市场的价格减去合同价格的差价(图中45澳元之上的灰色柱状),乘上10兆瓦,就是发电方每小时给售电方的应付款。如果实时电价低于合同价格,则反过来是售电方给发电方补偿差价(图中45澳元之下的红色柱状)。一个月下来,差价合同的收入与支出抵消实时电价的波动,其净结果是这10兆瓦在1月份的平均价是合同每兆瓦小时45澳元,而不是实时电力市场的平均价。这就基本给基荷电厂提供了一个可预知的相对稳定的收入。因为基荷电厂有很大一部分稳定的电量,将合同电价定得比电厂短期边际高一点就有助于收回固定成本。发电企业参与市场竞争,希望能够固定这个价格,这样就有一定的把握能保证每年开工资、交贷款和营运开支。当零售商进入市场后,它与客户确定好销售价格却面临购电成本的不确定性,也会有降低市场风险的需求。双向差价合同的作用就是让发电方和售电方都可以规避实时电力价格风险。
单向差价合同也是常见的交易品种,有些发电企业愿意签单向差价合同是因为这对机组的可靠性要求很高。这项工作主要由调峰电厂承担。因为对机组的可靠性要求很高,平时需要检修,调试好机组,夏季或冬季高负荷导致电价升高的时候,机组在十几分钟内就可以发满,这就是调峰电厂的收益特点。
在实时电价在电力市场竞争中形成的情形下,可能出现高价的幅度、频度以及持续时间都有极大不确定性,特别是受天气影响很大。调峰电厂的收入很大程度上是未知的。另一方面,实时电力价格攀高对零售电商的购电成本造成上升压力。如上图所示,调峰电厂与零售电商协商交易一个单向差价合同。这个合同有一个很高的启动价格每兆瓦小时300澳元。只有当实时电力价格超过启动价格时,调峰电厂需为零售电商补偿差价,即超过300澳元的灰色柱状部分。为了获得差价补偿,零售电商需付给调峰电厂一定的“保险金”。图中底部每兆瓦小时8澳元的红色柱状就是无论实时电价是否高于合同启动价格零售电商每个小时的应付款。在实时电力市场没有单设容量市场的情形下,这样交易就实现了容量价值。不过这是在电力金融市场实现的。电力金融市场单向差价合同的价格便是调节调峰电厂的市场价值。如果两三年实时电力市场也不出现高价,那么零售电商对单向差价合同需求不旺,容量的价格会走低,反之亦然。
电力现货市场的Merit-Order效应
在一个边际成本决定市场价格的电力市场中,这种低边际成本将无限压低市场整体的价格水平,这称之为“merit-order”效应(优先次序效应)。
由于缺乏以成本为基础的竞争市场,这种市场的视角在我国还难以找到对应。我们以德国风电发展的效应来说明。德国地区平均意义上的趸售电价水平,在2008年之后,从60欧元/兆瓦时以上,一路下跌,到现在,平均已经不到40欧元/兆瓦时,也就是3-4欧分/度的水平,在某些时段时不时出现负的电价水平。
从下图上周德国电力现货价格曲线可以看出,现货市场的价格波动非常厉害,所以售电公司必须要做的工作就是现货市场价格预测。
(2017年第41周德国电力供需和现货价格曲线)
那么,如何进行电力现货价格预测?有很多算法模型可以解决此问题,国际上已经有很成熟算法。而国内推行现货市场最大的难点之一是没有可靠的历史数据进行分析预测。
所以售电公司提前备战现货市场需要提前对用户数据进行采集,提前布局用户侧用能数据监测,才能在现货市场真正开始的那一刻,利用数据积累进行较精准的价格预测。所以未来售电公司报价策略并不是指真正意义上的策略设计、人为判断,而是大数据的比拼以及巧妙运用数据模型做更精准的价格预测
当然影响现货市场电价有以下多方面因素,是售电公司需要考虑的:
售电公司不应仅盯着当前的报价策略,应该用更长远的眼光考虑问题
宏观层面:如未来售电公司的定位和路径规划,到底应该分化成哪类售电公司?做哪些业务布局?
中观层面:如何做好竞价交易、如何做更好的增值服务。
更深层面的就是要去思考下图中“术”和“计”的问题。
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