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四川|“天花板价”也买不来的合约——出清价格对于合约市场的影响

作者: 乐山新闻网 发布时间: 2020年10月22日 16:02:53

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:

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?

(来源:微信公众号“硕电汇” ID:power268com 作者:硕电小硕)

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)。

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:

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。

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。

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。

乐山新闻网讯:10月21日,在D-2日连续交易集中平台交易中,计划外品种出现了169.15元/兆瓦时的政策上限价格而买不到电的情况,这意味着随着本次现货结算试运行的连续推进,在现货市场出清价格的持续走高的情况下,D-2合约交易也进入了一个新的阶段。

四川电力现货结算试运行已经处于收官阶段,新的情况不断凸显,不过这也使四川电力现货后续交易政策的不断完善有了更多的针对性!

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。