广东电力现货市场交易试结算小结系列二（2019. 5.15）

声明：以下部分为估算值，非官方公布数据，仅供参考！

一、交易过程回顾：

1、结算方式:（顺价模式）

2、2019.5.15日前申报系统信息：

数据来源：广东电力交易中心

3、现货交易数据：

1. 总盘数据

   中长期电量包含双边协商，年度挂牌及月度竞价电量，总电量5.82亿千瓦时；

    曲线分解按照市场用户总负荷系数比例统一分解，

    日前申报电量5.62亿千瓦时；

   

2. 分解数据 

4、结果分析：

1. 中长期交易电量占103%，且分解曲线是按照统调负荷曲线作为参考的，现货价格波动对价格影响不大；

2. 用户侧综合分时电价，峰谷价差很小（中长期价格锁定价格）；

3. 用户侧日前、实时分时电价，峰谷价差也不大（0.28元）。

二、问题思考：

1、全部主体的中长期电量分解统一按照市场化用户总负荷曲线比例系数，不同负荷曲线的售电公司/用户收益的影响。

     以下模型A 、B售电公司参数均相同，具体如下：

•   双边电量比例70%，价差0.0450元

•   挂牌电量比例10%，价差0.0388元

•   月竞电量比例24%，价差0.0293元

•   日用电量一样。

1. A售电公司
   

   
   

2. B售电公司
   

   

3. A、B两家售电公司代理电量均一样，中长期电量价格均一样。

4. A售电公司购电成本如下：
   

   
   

5. B售电公司购电成本如下：
   

   

6. 结果对比：0.4115 - 0.3760 = 0.0355
   

7. 结论：

         按照统一分解曲线去分解中长期电量，A售电公司比B售电公司多支出3.55分/千瓦时。由于零售侧采用目录电价价差传导机制，并保障用户收益不变（不吃亏），A售电公司采购成本无法传导到用户侧，所以，可能亏损。

   盈亏平衡的点为 0.4115<? (0.426-X)

   X--零售合同价差。

8. 是否有方案解决上述呢？

   出现A、B售电公司购电成本的差异在于两者代理的用户总负荷曲线差异，统一分解曲线必然带来差异。

   本人提出按照各自预测日负荷曲线比例分解曲线，如果各主体预测得跟统调预测一样准，那么各自结算结果就基本一致，难点在于监管。

9. 模型参考如下：有兴趣的朋友可以对比

10. 重新调整分解曲线后，A售电公司结算如下

    

11. 重新调整分解曲线后，B售电公司结算如下

    

12. 综合电价分别为0.3864、0.3870。

13. 跟总用户侧实际数据对比

    

14. 结果偏差比0.380偏差在1分以内。
    

三、用户侧分时电价跟目录电价对比，结果是颠覆性的，需重点研究：

1、用户侧取加权平均值，导致峰谷价差分时电价比目录电价小很多：

（1.0039-0.3042=0.70） : （0.362-0.082=0.28）。

2、综合电价、目录电价对比。

3、峰谷价差变小主要原因：

1. 中长期合约锁定了103%电量的价格，现货价格比中长期价格还低。

2. 用户侧取加权平均值。

3. 发电侧报价上限、出清上限偏低。

4、峰谷价差变小后果影响有多大？

   参考资料：

点击：广东电力现货市场探讨系列（总结）

 点击： 广东电力现货市场实施后对分布式光伏电站收益的影响

 点击：广东电力现货市场实施后对用户侧储能收益的影响

5、取消目录电价后带来的问题：

1. 在电网统销统购模式下，执行具有明显峰谷差异的分时电价，对促进错峰用电，削峰填谷有积极的作用。电网公司可以在总盘收益中去平衡各电价。

2. 在现货市场中，电网在指定周期内收固定输配电价，用户侧的峰谷电价由发电侧竞价结果自然形成。

3. 从发电厂来说，如果发电小时数有4500小时，平均电价0.45元，没有多大问题。如果5500小时以上，0.4元也没问题。

4. 但是对于用户侧，价格上下限就很关键：

   0-8时谷段综合均价高于0.15元，就不利于冰蓄冷、储能等对削峰填谷有积极作用的资源投入。

   10时-20时，i峰段电价不高，分布式光伏、节能等合同能源管理投资就没有积极性。

5. 电厂侧如果峰段没有高电价，那么谷段电价也低不到哪里去。
   

附录1： 广东省2019年电力需求响应实施细则（节选）

    需求响应是指在电力供应紧张、电网严重故障或系统安全可靠性存在风险时，电力用户接收到供给侧发出的诱导性减少负荷的服务补偿通知后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷的响应，从而维护用电秩序平稳的短期行为。电力需求响应是缓解电网电力不平衡和支撑系统可靠性的方式，但不能替代或削弱保障电网安全稳定运行的常规错峰、强制错峰等调控措施。

     近年来，广东省经济维持快速增长，全省全社会用电量从2013年的4830亿千瓦时增长至2018年的6323亿千瓦时，年均增长5.5%；全省全年统调最高负荷从2013年的8407万千瓦增长至2018年的10896万千瓦，年均增长5.3%；全省最大峰谷差从2013年的3525万千瓦增长至2018年的5016万千瓦，年均增长7.3%。全省部分区域存在季节性、时段性的电力缺口，持续增长的用电负荷使保持电力供需平衡的压力不断增大。用电呈现以下特点：一是负荷尖峰时长较短，2018年用电尖峰（5%）持续时间仅25小时；二是季节差异特点显著，空调负荷逐年上升，缺乏有效调控手段。

   2019年，预计我省统调最高负荷需求11800万千瓦，全年电力供应基本满足需求，但部分时段电力供应偏紧。通过实施需求响应，运用经济杠杆，引导电力用户有效调节峰谷负荷，提高自身电能精细化管理水平，对缓解电网运行压力、保障正常生产、优化能源配置具有十分重要的意义。

    对需求响应进行合理补偿。需求响应是电力运行辅助服务的重要手段，对参与需求响应的用户应给予服务补偿，服务补偿标准原则上不高于20元/千瓦·自然日，负荷集成商（售电公司）与其代理的电力用户分摊服务费用比例由双方自行协商确定。有效需求响应的市场化交易用户，当月具备申请市场化交易月度偏差免考核资格。需求响应服务补偿用按日计算，按年结清。

1．需求响应用户应具备以下任一条件：

（1）2019年参与广东省电力市场化交易的用户。

（2）具备一般纳税人资格、具有独立的省内电力营销账户、具备完善的负荷管理设施及用户侧开关设备且运行状态良好的专变工商业电力用户。

2．满足上述条件的电力用户可选择自主参与需求响应，或通过负荷集成商（具备售电公司资格）参与需求响应，售电公司对当年与之签约的市场化交易用户有优先代理权。负荷集成商参与需求响应视为单个用户，其集成的电力用户需满足上述条件，原则上负荷集成商（售电公司）的响应能力不小于1万千瓦。

3．单个参与用户约定需求响应的负荷应为不影响其正常生产的可调节负荷，工业用户需求响应能力原则上为该用户最高用电负荷的5%-20%，且不低于500千瓦。对于响应负荷不足500千瓦的用户，原则上通过负荷集成商打包参与。

附录2：现货市场套利小技巧

     价差传导模式下，广东执行最严格的偏差考核，N多公司苦不堪言，甚至有些公司盈利与否取决于偏差控制能力。但是现货市场，预测偏差，不一定都是被罚钱的，也有可能带来不错收益。

1、套利机制：

2、套利解读：

      简单一句话概括：预测实时电价比日前电价高的时间段，都可以多买，反之少买。

3、套利案例  （略）

温馨提示：市场有风险，下注需谨慎！

不 忘 初 心

电改九号文指出电力行业面临亟需通过改革解决的问题

1.    交易机制缺失，资源利用效率不高。

售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。

2. 价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。

现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。

3. 政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。

各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。

4. 发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。

光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。

5. 立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。

现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。