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本次11月、12月交易开启了两个交易窗口，采用集中交易以复式撮合方式开展。两月交易买卖双方均有4家和12家参与。11月成交277937.601兆瓦时，12月成交269842.602兆瓦时；两月成交价格完全相同，均为最高价700元/兆瓦时,最低价699元/兆瓦时,均价699.29元/兆瓦时。 从四川电力交易中心发布的《年度交易公告》中披露数据，2021年铝电合作批发价格为172.3元/兆瓦时，简单综合计算，配火后的铝电合作企业的市场购电成本为382.98元/兆瓦时，相比全水电度电均价涨幅高达122%。而从明年来看，铝电合作水电价格优惠也将伴随政策取消，大概率转化为常规直购电量，由此带动度电成本继续抬升，仅以今年常规直购的行情测算，2022年铝电企业度电购电成本将达到437元/兆瓦时左右。 除度电成本成倍上升外，电解铝企业的也面临着两个方面的偏差考核风险。按照最新的《关于组织2021年11、12月电解铝企业与燃煤发电企业市场化交易的通知（川经信电力〔2021J 218号）》要求，水电部分电量的偏差考核依旧维持现有规则，同时增加了火电电量的偏差考核。电解铝企业一旦超用(即实际用电量大于合同电量)，超用考核价格在当月铝电燃煤火电市场化交易中燃煤火电的最高申报价格与枯水期超用结算价格(415.63元/兆瓦时)+燃煤火电标杆电价(401.2元/兆瓦时)*1.2两者中取其低。也就是说当月最高申报价格在897.07元/兆瓦时以下时，超用结算以最高申报价格为准，而当最高申报价格超过897.07元/兆瓦时时，则以897.07元/兆瓦时的价格进行结算。这或许就是本次成交均价为699.29元/兆瓦时的内在逻辑之一。 目前看来，电解铝企业需要直接参与火电部分市场批发交易，自行承担偏差考核风险。而未来，火电部分能否承袭水电交易规则，让售电公司代理交易，是一个值得关注的政策重点。 激增的成本与风险为电解铝企业带来的挑战在本次成交电量中也可以略窥一斑。四川电力交易中心已经发布的《月度信息披露报告》显示，铝电合作品种自今年1月~9月月均需求超过9亿千瓦时，涉及主体为六家。根据此数据，小硕通过对配火电量进行计算，本场交易结束后电解铝企业的需求缺口应该还有1亿千瓦时电量、至少两家电解铝企业未参与首次交易。而按照规则，11月、12月电解铝企业无法选择配置风光电量，在高额超用偏差结算费用的规则约束下，造成此部分待采购火电电量的原因，应该是成本因素的考量。生产成本较高的电解铝企业在水火电量转换过程中，在度电成本倍增的情况下，如果没有后续增量交易，大概率选择了减产或停产，从而保护自身的经济利益。
政策空间增加了火电企业发电意愿 火电企业历史上首次参与了更加市场化的复式撮合交易。据交易中心最新数据披露显示，以11月为例，燃煤机组发电计划预安排共涉及12家主体，这就意味着所有燃煤发电主体均参与首次复式撮合交易。在本场交易中,集中竞价阶段有两家火电主体参与,其余主体在双挂双摘阶段才”姗姗来迟”，且价格预期较高，最高挂牌价格达799元/兆瓦时。高昂的发电成本影响到火电发电主体的价格申报策略，699元/兆瓦时或许并未达到其发电成本，此部分主体也只好提高自身挂牌电价。 除成本因素外，电解铝企业火电偏差政策也在一定能程度上影响了电厂报价策略。新规下，电解铝企业火电部分超用结算与当月最高申报价格挂钩，虽并未明确超用考核结算费用的分配，但高昂的申报价格或许会为发电主体带来额外收益。
本次交易无论对火电企业还是对电解铝企业来说，都具有里程碑的意义。首场电解铝火电交易已经结束，但更加依靠市场市场调节的机制才刚刚开始。伴随”能涨能跌”的市场机制不断深化，”成本”和”政策空间”一定是未来交易策略制定的主要逻辑，而未来也必将有更多的主体迎来市场改革带来的挑战和机遇！ 【小硕观察、持续洞察】 供服务、应需求、链交易 电力交易服务商 |
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