电力交易体系的基本架构是什么?电力交易的主要分类有哪些?

电力交易体系的基本架构是什么?电力交易的主要分类有哪些?
发言人 答:电力交易体系在国内以市场化为主线,由市场和计划两部分组成。自2014年39号文件实施
以来,工商业用户全部进入市场进行交易,而居民农业及公益性事业用户仍沿用政府核定的目录电
价,并享有优先用电权。发电侧则包含已全面入市的煤电以及部分入市的风光水等非计划电源。电场上
的定价按照时间维度分为年度、月度、日前现货和实时现货。电力交易主要分为按交易途径分类的直接
交易(适用于大型有交易能力的用户)、委托售电公司交易(降低中小用户的交易风险)和电网代理购
电(适用于无直接参与市场的小型用户)。此外,还有按交易方式进行的双边协商、挂牌交易以及集中
竞价等不同模式,其中双边协商和挂牌交易强调买卖双方自主确定电价并直接签订合同,而集中交易则
是所有参与方在平台上竞标并由交易平台自动匹配成交。
发言人 问:工商业用户终端电价是如何构成的?
发言人 答:工商业用户终端电价由上网电价(占比约60%至65%)、线损费用、输配电价、系统运行费
用、政府基金和附加五部分组成。具体案例中,浙江和安徽七月份的代理购电数据显示,终端电价由上
网电价决定的比例较高,其余各项成本也相应体现在总电费中。各地区的终端电价构成略有差异,但总
体上体现出了“管住中间、放开两头”的改革方向。
发言人 问:长协与现货合同如何衔接,以及现货定价的核心因素是什么?
发言人 答:为稳定生产和用电需求,各地煤电企业和市场化用户需保证长期电量占上年度电量和用电
量的80%,并在之后逐步达到90%。长协合约通常会分解为按季度、月度甚至日度分配的比例。签约的长
协价格有两种类型,一是全年统一结算,二是分时结算,以反映实际用电峰谷差异。现货合同通过及时
补充长协与实际用电之间的偏差来实现互补作用,即通过日前市场和实时市场逐层修正偏差,确保电厂
最终收益来自长期合约、日前市场及实时市场各自的收益。现货普遍采用全电量结算方式,同时结算中
长期价差合约带来的价差变化。
发言人 问:现货市场的定价规则及其主要因素有哪些?
发言人 答:现货市场的定价规则采用集中市场共同定价和边际出清的方式,即满足负荷需求的最后一
台机组(边际机组)的报价成为所有机组的成交价。边际机组的报价直接影响现货价格。其中,风能和
太阳能由于可变成本极低,边际电价较低;而核电尽管存在燃料等一部分可变成本,但总体仍低于火
电,火电通常因报价最高且电量占比大而主导了边际出清机制。
发言人 问:哪些因素可能影响现货电价?
发言人 答:影响现货电价的主要因素包括电源结构的变化(如风光发电量占比提升导致高边际成本机
组被淘汰)、煤炭成本波动(特别是对火电燃料成本的影响)、电力供需状况(如水电占比增大时,会
对高成本机组产生挤出效应),以及基础竞争格局的不同(分散竞争格局可能导致价格战,稳定竞争格
局则有利于提高定价权)。此外,煤炭价格中枢的下降也是推动近年来各地现货电价走低的重要原因。
发言人 问:当前我国现货试点的运行情况如何?未来发展趋势预测如何?
发言人 答:截至2021年上半年,山西、广东、山东已转入正式运行阶段,广西和甘肃省监进入连续结
算试运行,多地也逐渐进入结算试运行阶段。预计随着煤价中枢企稳、风光机组大规模并网及地方政府
对于降低固定电价的认可度提高,未来一两年内各试点省份推进现货进度将加速。已进入正式连续运行
或连续结算试运行的五个省份(除蒙西外)两年来的现货电价均呈现下降趋势,幅度约为百分之二三
十。另外,在考虑细分电源时,风光机组的集中发电时段表现为绿电,而火电在用电高峰时期占据主导
地位,使得风光电价普遍低于整体平均水平。
发言人 问:浙江和上海的火电市场竞争格局如何?
发言人 答:浙江和上海两地的火电市场竞争格局较为集中,主要上市公司集中在少数几家大型企
业,如浙江地区的智能电力、国电电力和华能国际,它们的合计发电量占比高达73%,形成较强的定价
权。而上海电力、申能股份和华龙国际三家公司则占据上海火电市场约69%的份额。
发言人 问:广东火电行业的特点及竞争状况如何?
发言人 答:相比之下,广东火电行业的竞争格局较为分散,共有七家上市公司参与。由于过去四年新
增大量火电装机,并且基准电价较高,导致火电内部价格竞争激烈,但广东火电企业的电量占比普遍较
低,大约在10%以下。
发言人 问:现货电价是否会显著影响长期电价?特别是今年现货电价下行趋势是否会影响年底长协电
价?
发言人 答:尽管今年现货电价下行明显,但对长期电价的影响程度有限。长协作为双边交易为主,其
价格与现货价格的价差会在动态过程中收窄,但由于固定成本未完全由容量电价覆盖,所以长协价格不
太可能降至过低水平,同时考虑到长协合同旨在锁定量价并规避市场风险,因此长协价格出现较大溢价
的可能性较小。最终结果还需看年底煤价情况及电厂收益保障。
发言人 问:现货市场对火电和绿电的不同影响是什么?
发言人 答:火电在现货市场上的表现较好,由于可灵活调整出力以应对市场价格变化,现阶段现货电
价对其压力相对较小。而绿电因上网时点集中、不可预测性强,导致现货电价低,存在一定偏差电量考
核风险。但综合考虑分时电价差距及绿电电量规模等因素,火电现货收益的具体分析需进一步探讨。
发言人 问:综合电价是否会大幅下降?
发言人 答:综合考虑电力交易结构(长协占比较高,且火电竞争格局较集中),预计短期内综合电价
波动性会小于现货市场的集中竞价定价,但从中长期角度看,随着风光电量占比上升及长协和现货价格
间的动态平衡,正能量电价中枢确实可能会下行。然而,由于风光电量发展不稳定性和清洁性带来的额
外系统费用增加,整体运营成本将提高,因此综合电价大幅下降的风险较低。
发言人 问:各省如何通过保护机制应对电费与风险?
发言人 答:在当前阶段,各省份均具备较强的保护机制来应对电费与风险。例如,在成熟的现货试点
中,最终按现货定价结算的比例通常只有约10%。山东和广东等地甚至实施了风险回收机制,保证月度
电容量结算价格基本能弥补标杆电价的75%,从而限制了整体综合电价波动幅度不能完全参照现货电
价。
发言人 问:新能源电价短期内的走势如何?当前电价风险较低且发电量较为稳定的省份有哪些特点?
发言人 答:虽然短期内因风险兜底机制及长协机制的存在,新能源电价不像现货市场那样悲观,但随
着新能源市场化占比提高,整体电价下行的风险仍然较大。未来可能需依靠政府授权合约制(PPA)等
方式来稳定电价,并在市场需求提振后体现出来。当前电价风险较低且发电量较为稳定的省份主要集中
在绿电占比低、火电行业格局良好的东部长三角地区。对于短期和长期价格、电量电价的降幅不必过于
悲观,因为现货电价占比相对较低,长协多以双方协商为主,波动较小。而在绿电进程加快的过程
中,中期维度上的电量电价中枢可能会下行,但由于火电仍具有量电价辅助服务收益,加上绿电未来的
环境溢价,因此从新型电力系统用电成本角度看,对综合电价下降的担忧无需过度。

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