售电侧市场风险管理建设探讨论文
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摘要:根据国际上的电力改革经验,说明发电侧与售电侧双向开放,构建多买多卖的市场格局,是电力市场建设的一个普遍规律。介绍用户侧自由竞争的市场前提条件,强调售电环节应大力发展售电公司,以便加强大用户与发电商之间的联系。描述国际上售电公司定价和规避风险的策略,并以实例深入阐述售电公司如何根据用户的偏好来提供合身定制的差别化产品。结合我国电力市场发展的实际,对我国售电侧市场的建设提出建议意见。
关键词:售电侧市场;定价策略;市场风险;产品差别化
0引言
电力行业的厂网分开、竞价上网可以促进发电厂之间的竞争,从而优化发电资源,降低发电成本。但如果仅在发电侧展开竞争,而用户侧不放开,仍由电网作为单一买方,将无法将价格信号有效地传递到用户端,用户无法根据市场价格调整自己的用电模式,市场双向调节的作用就无法发挥;另一方面,发电侧价格的波动造成市场盈亏集中,对电厂以及电力公司都是很大的市场风险。
用户侧市场放开后,供电商和大用户都可以直接在电力市场中买电(即竞价下网),用户也可以自由选择供电商。这种多买方、多卖方的市场结构,可以有效地提高市场稳健和竞争程度。上网电价和下网电价的联动,也有助于电力企业规避市场价格风险,增加电价的稳定性。输配电网则变为电力交易的平台,电网公司的业务将着重于电网的建设、经营及非放开用户(captivecustomer)的供电。这些垄断业务的计费国际上通常由电力监管部门审核批准。
大用户的用电量大,用电灵活性也大,可以一定程度上根据市场电价改变其生产过程的用电特性,从电力市场中获得较大的效益。对于家庭用户及小型工商业用户,一方面其用电量不大,参与电力市场所带来的效益并不明显,因而参与的积极性不高;另一方面数量太多,商务流程繁琐,会造成市场操作成本太高。从各国电力市场发展经验看,尽管100%的用户侧放开是最终发展目标,但都是从大用户开始放开,并逐步降低用户参与市场的准入门槛,以较小的市场建设成本促进市场的大力发展。
本文将根据国际上成熟电力市场的发展经验,对大用户放开、参与自由竞争的市场条件及售电公司的经营策略等作一简要描述。
1用户侧自由竞争的市场前提
为营造良好的竞争环境,实现真正意义上的用户侧自由竞争,需要在市场规则、市场建设和系统支持等方面大力发展和完善。各国电力市场的发展经验表明,这不是一蹴而就的易事,需要经过多年的建设和积累。从市场的角度来说,成熟的电力期货市场、现货市场以及实时平衡市场是用户侧能够积极参与电力市场的前提条件。
1.1现货市场(SpotMarket)
电力现货市场一般指日前竞价市场,即交易的对象是电力在第2天各时段的物理交割[1]。在欧洲一般为每小时一个价格,即每天24个价格点。由于电能不能大规模有效存储以及电力供需的实时平衡性要求,一方面导致现货价格随着用电曲线的变化,展现出强烈的周期性模式;另一方面现货价格受节假日、气候等因素影响很大,波动剧烈。
1.2期货市场(ForwardMarket)
电力期货交易是防范、化解电力现货市场价格风险的有效工具。在电力市场成熟的国家中,电力交易的电量绝大部分都通过期货交易来实现。根据电力期货交割期的长短,可分为月度期货、季度期货和年度期货等;根据期货交割的曲线形状可分为峰荷期货(peak,星期一至星期五的8:00—20:00)和基荷期货(base,每日0:00—24:00)等;根据期货的交割方式又可分为金融结算期货和物理交割期货[1]。高的市场流通性(liquidity)是自由竞争市场的基础。市场流通性是指在市场上快速买卖一项物品,不导致价格大幅波动的能力。假如一个市场上有许多买家和卖家的话,那么这个市场的流通性就很高。在这样的市场中订货对货物价格的影响不大,从而单个公司的市场力(marketpower)也会很有限。电力期货市场能够吸引大量的市场参与者,不仅仅是发电商和售电商等电力企业,还包括银行及投资公司等大量金融投机商。众多的参与者增强了市场的流通性,从而有利于电力市场的公平和高效竞争[2]。
1.3实时平衡市场(BalancingMarket)
基于日前现货市场交易而形成的生产计划与第2天的实际调度情况终归会有偏差。一方面是日前所作的负荷预测不可能100%的精确;另一方面发电机组在实际运行时可能会发生事故,从而偏离所编制的发电计划。电网调度在实时平衡市场中购买调频备用容量,并通过调用此备用容量来维持电力系统中发电和用电的时实平衡[3]。
一般来说,调频备用机组的成本要高于普通机组发电成本。为保证市场参与者尽可能准确地运行在日前现货市场所排制的生产计划,避免整个系统出现大的偏差,市场规则通常规定:在实时平衡市场中购电时价格会很高,即市场参与者出现负偏差时,要从电网调度购买高价不平衡电量;反之卖电价格则要很低,即市场参与者出现正偏差时,要卖出不平衡电量给电网调度。
2售电公司定价和规避风险策略
用户侧放开后,往往只有极少数超大型用户有足够的人力物力组建自己的购电部门,直接参与电力市场。因此,在售电环节应该大力发展售电公司,为大中型用户服务。售电公司的主要业务是:一方面从电力市场中或通过双边合同从发电集团购买电力;另一方面把电力销售给大用户(有必要的话也可包括非开放用户)。这样众多售电公司在大用户和发电商之间穿针引线,可有效地提高市场竞争程度。
在放开的市场中,大用户需支付的电力费用由2部分组成,即电能费用和电网使用费。售电公司将在电能费用方面展开激烈竞争。而电网使用费是用户支付给电网公司的费用,无论是哪个售电公司供应电力,同一用户的电网使用费都应该是相同的,且该价格通常是由电力监管部门审核并批准的。
售电公司通常会和大用户签订为期数月至数年的供电合同。纯粹的售电公司,即自己不拥有电厂的售电公司,每签订1份供电合同,自己就形成一个空头部分(shortposition)。而电力市场中价格波动较大,售电公司存在着较大的购电成本风险。对于售电公司来说,合理地计算供电合同的价格至关重要。因为过低的报价将使卖电收益低于购电成本,过高的报价则会吓退用户,失去市场份额>具体签订供电合同的流程一般如下:大用户提供过去几年历史用电曲线和供电期间内的用电量预测值;售电公司根据其负荷特性及市场价格水平,计算出相应的购电成本(在有些电力市场中还要加上横向输电成本,根据具体市场规则设计,该分量与输电距离、电网区域、网损等因素相关),加上一定的利润后,给出报价;由于市场价格时刻在波动,此报价有一定的有效期,如果用户在有效期内接受此价格,合同成立;过了报价的有效期,原报价作废;如果用户再需要,售电公司可以重新计算出新的价格。售电公司可以利用市场中多种避险产品,来有效规避价格风险。本论文由整理提供下面将以一实例介绍一种常见规避风险和价格计算的方法。
2007年6月,某大型化工厂向某售电公司询问2008年全年供电量的报价,该化工厂同时提供了过去几年的用电曲线数据,并预计其2008年总用电量为500GW•h。
2.1购买标准期货(InitialPurchase)
一个较为保守的策略是,售电公司在每签订一份售电合同时,要根据用户在合同期间的预测用电量,在期货市场上买入相应的电量,即所谓的“背靠背购电”,以保证售电公司的购电组合(PurchasePortfolio)和售电组合(salesPortflolio)时刻匹配。售电公司根据化工厂历史负荷曲线,选择购买适合的期货产品。例如购买45MW的2008年基荷期货,30MW的2008年峰荷期货。如上所述,在期货市场上只有年度、季度、月度等时段,以及峰荷和基荷等标准产品。而真正的用户用电曲线多种多样,无法完全通过这些标准期货产品拼合起来。因此,会造成有的时间段里,在期货市场上所购得的电力会超过用户实际所需(见图1中的“+”号部分);而在另一些时间段里,在期货市场上所购得的电力则少于用户实际所需(见图1中的“-”号部分),即形成所谓的差额电量。
2.2现货市场调整(SpotAdjustment)
上述差额电量可以在2008年的现货市场上买卖出去。尽管在用户询问价格时(此例中为2007年6月)2008年期货价格是已知的,比如说2008年基荷期货价格是40欧元/(MW•h),2008年峰荷期货是60欧元/(MW•h),但2008年中每一天的现货市场价格并不知道。总体上讲,期货价格和现货价格的相关程度很大。如果观测期足够长的话,期货价格应该接近于现货价格的期望值。此外现货市场价格有着明显的周期性模式,因此可以根据现货市场的历史价格数据建模,推算出2008年每小时的现货价格曲线(见图2),其期望值应该接近于当前已知的2008年期货价格。
售电公司根据折算现货曲线计算,该化工厂2008年差额电量会导致平均每1MW•h要多付出2欧元的购电费用。
2.3灵活分量(FlexibilityPremium)
在计算合同定价时,只是基于用户历史曲线来外推未来一段时间的用电情况。而到了2008年用户实际用电时,肯定会和历史曲线有一定的偏差。这会给售电公司日前制订现货交易计划带来困难,且会带来较大的不平衡电量风险。
售电公司一般会根据用户负荷特性,计算出一个灵活分量附加费。该费用的大小和用户负荷的波动性及预测能力相关。例如冶金行业负荷波动大,灵活分量附加费相应较高,如图3a)所示;造纸和玻璃等行业的负荷则很平稳,如图3b)所示,预测精度高,相应的该附加费也较低。
需要指出的是,大的售电公司有着很大的用户群和销售组合(salesportfolio),可以提高预测精度,并降低相对波动,从而体现出规模效益,可降低该灵活分量费用。上述的售电公司都没有自己的电厂(相当于由我国各省市供电公司演化而来),如果售电公司有自己的电厂(一般为发电集团成立的售电公司),则避险策略会灵活一些。例如可以提供各种与电厂生产成本相关的合同(indexedcontracts),售电价格可以与煤、天然气及排污费价格等因素挂钩,但基本营销策略类似。有着发电集团背景的售电公司,一般会设置一个发电组合和售电组合,两部分运作独立,内部交易采取市场化结算。这里牵涉到发电集团销售渠道控制策略,本文对此不作进一步的描述。
3多种电力产品满足用户需求
一般的产品会在功能、质量、价格及服务等方面展开竞争,而电力产品则有其特殊性。对于售电公司,电力的功能和质量是完全一样的,因为供电质量完全是电网公司的职责范围。尽管如此,售电公司还是可以抓住用户的需求,在价格策略和服务上下功夫,根据用户的偏好来提供合身定制的差别化产品,从而在市场竞争中占据有利地位。随着电力市场的发展,市场上出现了多种多样的电力销售产品,以下给出一些最常见的例子。
3.1“预测走廊”供电
不平衡电量的费用在售电公司的购电成本中占有一定的比重,若想降低此部分的费用,可以在合同中作出以下规定:在合同供电期间,用户每天向售电公司提交其第2天的预测用电曲线;还可以在供电合同中定义该预测曲线所允许的误差范围,例如定义偏差不能超过±10%(见图4)。如果用户第2天的实际用电曲线在此走廊内,用户所需支付的电力价格就很便宜。如果实际用电越过了上下限,超出部分的电力价格要高很多。
该产品适合在中短期能够较精确预测其用电负荷的用户。这类用户可以通过提高自己负荷预测精度来得到较为便宜的电力;售电公司也相应地减少了由负荷预测误差造成的不平衡电量的需求,从而降低购电成本。
3.2“现货优化”供电
现货市场上价格波动很大,且与整个系统中负荷大小的相关程度很高。在峰荷时段现货价格非常高,而在谷荷时段则价格很低。如果用户负荷曲线不合适,会给售电公司造成额外的购电费用。这种“现货优化”供电产品特征是:在签订供电合同时,用户就要提交在合同供电期间的指导性用电曲线。售电公司根据此曲线在期货市场上购置所需电量。在真正供电期间,用户每天要向售电公司提交其第2天的预测用电曲线。该预测用电曲线与签订合同时期所给出的指导性用电曲线的偏差,将在现货市场买入卖出,用户将承担所需费用或者获得应有收入。该产品适合于可以短期内灵活调整生产方式的用户。例如在现货市场峰谷价格差很大时,用户可以相应地调整生产方式,把用电生产改到夜间价格低谷的时间段内,把节约下来的高价电量变为现金收入(见图5)。而在市场价格全天波动不大、峰谷差很小时,用户则没有必要调整自己的生产方式。这在一定程度上实现了用户参与电力现货市场,通过价格信号达到需求侧管理的目的。
3.3“分批购电”产品
由第3.2节可以看出,计算合同价格时的期货价格对合同价格的影响非常大。如果在期货价格高时签订供电合同,合同价格也将相应地提高,会给用户带来不必要的损失。为解决此问题,可以把合同电量分解成很多部分,在不同的时间多次在期货市场上买入,这样分散买电的价格风险。甚至可以由用户来决定什么时期买入多少电力,售电公司只是提供价格计算参数。
现以实例说明该产品特征:2007年6月某用户希望售电公司能提供其2008年的电力。双方约定从2007年7月至10月为计价期,用户可根据市场价格波动,自己确定购电时期,每次购入1/3的2008年用电量。用户经过几个月的市场观察,分别在2007年7月15日、8月10日和9月1日通知售电公司可以购电,售电公司也随即按要求在期货市场上购入相应的电量(见图6中①、②及③)。
式中:a、B参数及灵活性分量F根据用户历史用电曲线计算;2008年基荷期货价格B2008和峰荷期货价格P2008取决于用户所选的购电时间。
该产品对用户的好处是,价格计算透明且用户可以决定买电的时间,在一定程度上参与了电力期货市场。对售电公司,只需按用户要求在期货市场上购买电力,自己不再承担期货市场价格风险。
4对我国售电市场的借鉴意义
从国际电力市场化改革的经验来看,“两头放开”(即发电侧与售电侧开放)是电力市场建设的一个普遍规律。无论是从发电侧开放起步(如英国),还是从售电侧开放起步(如日本),最后的方向都是实现双向开放。构建多买多卖的电力市场格局,这符合商品市场的一般规律。引入用户参与竞争,建立“两头开放”的电力市场,可以带来诸多好处。
(1)发挥市场双向调节作用,促进市场供需环境和价格的相对稳定。通过建立灵敏的用户侧响应机制,起到稳定市场、抑制价格剧烈波动的作用。
(2)用市场手段实现需求侧管理,调节用户负荷特性。通过用户的主动性策略,提高整体发电和用电效率,实现电力工业的节能降耗。
(3)通过用户参与市场,建立了上网价格和销售价格联动的市场机制,有效地规避了购售双方风险和经营市场的经济风险。
(4)销售侧引入竞争后,各售电公司之间竞争激烈,迫使它们在市场化经营方面下功夫,抓住用户的需求,提供优质而价廉的服务。而电网企业则可以集中精力做好主业,以便为用户提供更为优质、高效、便捷的专业服务。
我国的电力市场建设是从发电侧竞争起步的,东北、华东2个电力市场试点均采用了发电集中竞价上网作为起步模式,这种模式具有某些固有缺陷,如市场风险集中、市场盈亏集中、对市场宏观供需状况依赖程度较大等。东北电力市场试运行以来,由于受供需环境趋紧、煤价上涨等因素的影响,2006年度竞价平衡帐户出现了大幅亏空(约34亿元),这与社会希望通过竞价上网降低电价的预期目标产生较大差距,价格联动难以付诸实施。目前准备修改完善市场方案和运营规则。东北市场如果能够实现用户侧开放,或部分开放大用户,市场运营的经济风险就会小很多。本论文由整理提供只要有用户参与,价格联动也就是顺理成章的事了。所以,以发电侧竞价起步的电力市场需要尽快引入用户参与机制,过渡到“两头开放”的电力市场模式。
国内外的实践证明,开放用户是构建安全、稳健、灵活、高效的电力市场的重要条件。国家电监会已将开展大用户直购电试点列为2007年的工作重点之一。引入用户参与市场竞争应重点做好几项工作。
(1)按照2006年11月国务院常务会议通过的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》的有关要求,切实做到输配业务分开独立核算,加快研究输、配分开问题,结合电力市场建设开展试点,为核定清晰的输、配电价打下基础,为培育更多的购电主体创造基本条件。
(2)加快电价体制改革,尽快出台独立的输、配电价。国际经验证明,独立的输、配电价是引入用户参与竞争的必要条件,缺少独立的输、配电价,就无法建立稳健的“两头开放”的电力市场。2005年国家印发了《电价改革方案》的配套实施办法,明确了输配电价改革的具体思路,2006年还出台了各省(自治区、直辖市)电网输配电价暂行标准,向电力市场的要求逐步迈进。下一步需要在此基础上,结合市场建设需要,核定独立的输、配电价,要反映不同电压等级、不同地理位置的合理接网价和用网价,为用户参与市场提供顺畅的价格体系。超级秘书网
(3)加快研究解决销售电价的交叉补贴问题。我国由于历史原因,销售侧交叉补贴问题比较突出,现在已经成为阻碍大用户参与市场的重大障碍。短期内可能无法完全解决交叉补贴问题,但可以尝试将交叉补贴由暗补改为明补,在保证各类用户之间利益格局不做大的调整基本原则下,逐级开放用户参与市场竞争。
(4)加强各相关电力企业市场知识的学习和积累。售电侧的放开,对电网公司、售电公司以及大用户来说都是全新的内容。无论是由省、市供电公司演化而来的纯粹的售电公司,还是有着发电集团背景的售电公司,都要发展自己的营销策略,抓住用户需求,并合理地管理市场风险。这方面可以借鉴国际上成熟的市场运作理论和实践经验。
开放用户是电力市场化改革的必然要求,应结合我国国情,充分借鉴国际成熟经验,加快有关体制和机制改革,逐级开放用户,培育售电侧市场,建设符合国情的电力市场体系。
参考文献:
[1]EuropeanEnergyExchange.Productinformationpower[EB/OL].[2007-01-30]
[2]张显,王锡凡.电力金融市场综述[J].电力系统自动化,2005,29(20):1-9.
ZHANGXian,WANGXi-fan.Surveyoffinancialmarketsforelectricity[J].AutomationofElectricPowerSystems,2005,29(20):1-9.
[3]EuropeanTransmissionSystemOperators.CurrentstateofbalancemanagementinEurope[EB/OL].[2004-4-8].
