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在目前现货交易政策限制下,出清价格影响计划外D-2合约交易有两个关键节点,第一个关键节点是155元/兆瓦时。下面我们就来看看这个关键节点的由来:
按照四川省现货结算试运行交易规则,发电侧报量在一般情况下会被分为十段,其中第一段为省内优先电量和省间中长期电量之和,这一段不参与现货市场,物理执行强制出清,第二段(最大)为省内中长期合约量,之后剩余的发电能力会被平均分为8段,每段不足1兆瓦时减少分段数量直至大于1兆瓦;同时政策还规定了最低报价75元/兆瓦时,除第一段与第二段价差最小可为0外,其余每段价差最小为10元/兆瓦时,下图为发电侧最低报价示例:
由此我们可以看出,第十段的价格就是155元/兆瓦时,这也是电厂第十段可以报的最低价。那么这个价格将会产生什么影响呢?
首先,需要了解的是,目前四川参与现货交易的电厂只有水电,相比火电,水电的边际成本很低,在最低限价75元/兆瓦时(这是综合考虑用电侧改革红利和发电侧经济效益下的政策限价)以下,基本可以忽略,所以对于电厂尤其是中小电厂,采用最低报价就能在现货市场中游刃有余。
其次,由于第二段是由省内中长期合约决定的,增持合约可以增加第二段的量,从而使报价的竞争力更高(报价更低)。
通过以上的介绍,我们不难发现,一但出清价格高于155元/兆瓦时,整体发电侧增持合约的需求就会降低,因为增持合约所带来的提高报价竞争力的驱动消失了。在价格低于155元/兆瓦时的时候,发电侧还有可能为了提高出清量,而低价增持合约,那么在出清价格普遍高于155元/兆瓦时后,这种驱动力就直接降为“零”,因为在155元/兆瓦时的价格下,合约量已经不能左右出清量了,那么发电侧增持合约的动力就剩下唯一一种,那就是合约价高于出清价的收益。
由此,我们不难反应过来,一旦出清价格被推高至155元/兆瓦时,那么D-2合约市场将迎来一个大幅度涨价的过程。
如果出清价格持续走高,我们就会遇到第二个关键节点,那就是丰水期计划外品种的最高限价169.15元/兆瓦时。
由于限价原因,169.15元/兆瓦时成了购电侧计划外品种能够出到的最高买价,当出清价格普遍高于169.15元/兆瓦时的时候,由于价格越过第一价格节点155元/兆瓦时的原因,发电侧已经没有任何增持低价合约的驱动力,计划外品种用电侧出天花板价也买不到合约成为了必然。
对于用电侧,政策要求了合约量的占比必须达到95%,但是对于合约品种的划分计算没有明确规定,一但采用现行交易思路,分开计算是否达到95%,用电侧将面临计划外合约无处购买的问题;但倘若不分开结算,那么会导致丰水期计划内合约在年度交易中将成为冷门,毕竟大多数时间出清价格在计划内限价以下,而且还受到配火成本的影响。
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10月26日0时,随着国网四川省电力公司现货实时市场最后一批出清结果执行完毕,四川水电竞价现货市场首次长周期结算试运行结束。9月26日至10月25日,四川电网依据现货市场出清结果开展水电机组实时调度,实现四川水电竞价现货市场首次连续720小时结算试运行,共有200余家四川省调直调水电厂参与。国网四
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