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摘要:根據國際上的電力改革經驗,說明發(fā)電側與售電側雙向開放,構建多買多賣的市場格局,是電力市場建設的一個普遍規(guī)律。介紹用戶側自由競爭的市場前提條件,強調售電環(huán)節(jié)應大力發(fā)展售電公司,以便加強大用戶與發(fā)電商之間的聯系。描述國際上售電公司定價和規(guī)避風險的策略,并以實例深入闡述售電公司如何根據用戶的偏好來提供合身定制的差別化產品。結合我國電力市場發(fā)展的實際,對我國售電側市場的建設提出建議意見。

關鍵詞:售電側市場;定價策略;市場風險;產品差別化

0引言

電力行業(yè)的廠網分開、競價上網可以促進發(fā)電廠之間的競爭,從而優(yōu)化發(fā)電資源,降低發(fā)電成本。但如果僅在發(fā)電側展開競爭,而用戶側不放開,仍由電網作為單一買方,將無法將價格信號有效地傳遞到用戶端,用戶無法根據市場價格調整自己的用電模式,市場雙向調節(jié)的作用就無法發(fā)揮;另一方面,發(fā)電側價格的波動造成市場盈虧集中,對電廠以及電力公司都是很大的市場風險。

用戶側市場放開后,供電商和大用戶都可以直接在電力市場中買電(即競價下網),用戶也可以自由選擇供電商。這種多買方、多賣方的市場結構,可以有效地提高市場穩(wěn)健和競爭程度。上網電價和下網電價的聯動,也有助于電力企業(yè)規(guī)避市場價格風險,增加電價的穩(wěn)定性。輸配電網則變?yōu)殡娏灰椎钠脚_,電網公司的業(yè)務將著重于電網的建設、經營及非放開用戶(captivecustomer)的供電。這些壟斷業(yè)務的計費國際上通常由電力監(jiān)管部門審核批準。

大用戶的用電量大,用電靈活性也大,可以一定程度上根據市場電價改變其生產過程的用電特性,從電力市場中獲得較大的效益。對于家庭用戶及小型工商業(yè)用戶,一方面其用電量不大,參與電力市場所帶來的效益并不明顯,因而參與的積極性不高;另一方面數量太多,商務流程繁瑣,會造成市場操作成本太高。從各國電力市場發(fā)展經驗看,盡管100%的用戶側放開是最終發(fā)展目標,但都是從大用戶開始放開,并逐步降低用戶參與市場的準入門檻,以較小的市場建設成本促進市場的大力發(fā)展。

本文將根據國際上成熟電力市場的發(fā)展經驗,對大用戶放開、參與自由競爭的市場條件及售電公司的經營策略等作一簡要描述。

1用戶側自由競爭的市場前提

為營造良好的競爭環(huán)境,實現真正意義上的用戶側自由競爭,需要在市場規(guī)則、市場建設和系統(tǒng)支持等方面大力發(fā)展和完善。各國電力市場的發(fā)展經驗表明,這不是一蹴而就的易事,需要經過多年的建設和積累。從市場的角度來說,成熟的電力期貨市場、現貨市場以及實時平衡市場是用戶側能夠積極參與電力市場的前提條件。

1.1現貨市場(SpotMarket)

電力現貨市場一般指日前競價市場,即交易的對象是電力在第2天各時段的物理交割[1]。在歐洲一般為每小時一個價格,即每天24個價格點。由于電能不能大規(guī)模有效存儲以及電力供需的實時平衡性要求,一方面導致現貨價格隨著用電曲線的變化,展現出強烈的周期性模式;另一方面現貨價格受節(jié)假日、氣候等因素影響很大,波動劇烈。

1.2期貨市場(ForwardMarket)

電力期貨交易是防范、化解電力現貨市場價格風險的有效工具。在電力市場成熟的國家中,電力交易的電量絕大部分都通過期貨交易來實現。根據電力期貨交割期的長短,可分為月度期貨、季度期貨和年度期貨等;根據期貨交割的曲線形狀可分為峰荷期貨(peak,星期一至星期五的8:00—20:00)和基荷期貨(base,每日0:00—24:00)等;根據期貨的交割方式又可分為金融結算期貨和物理交割期貨[1]。高的市場流通性(liquidity)是自由競爭市場的基礎。市場流通性是指在市場上快速買賣一項物品,不導致價格大幅波動的能力。假如一個市場上有許多買家和賣家的話,那么這個市場的流通性就很高。在這樣的市場中訂貨對貨物價格的影響不大,從而單個公司的市場力(marketpower)也會很有限。電力期貨市場能夠吸引大量的市場參與者,不僅僅是發(fā)電商和售電商等電力企業(yè),還包括銀行及投資公司等大量金融投機商。眾多的參與者增強了市場的流通性,從而有利于電力市場的公平和高效競爭[2]。

1.3實時平衡市場(BalancingMarket)

基于日前現貨市場交易而形成的生產計劃與第2天的實際調度情況終歸會有偏差。一方面是日前所作的負荷預測不可能100%的精確;另一方面發(fā)電機組在實際運行時可能會發(fā)生事故,從而偏離所編制的發(fā)電計劃。電網調度在實時平衡市場中購買調頻備用容量,并通過調用此備用容量來維持電力系統(tǒng)中發(fā)電和用電的時實平衡[3]。

一般來說,調頻備用機組的成本要高于普通機組發(fā)電成本。為保證市場參與者盡可能準確地運行在日前現貨市場所排制的生產計劃,避免整個系統(tǒng)出現大的偏差,市場規(guī)則通常規(guī)定:在實時平衡市場中購電時價格會很高,即市場參與者出現負偏差時,要從電網調度購買高價不平衡電量;反之賣電價格則要很低,即市場參與者出現正偏差時,要賣出不平衡電量給電網調度。

2售電公司定價和規(guī)避風險策略

用戶側放開后,往往只有極少數超大型用戶有足夠的人力物力組建自己的購電部門,直接參與電力市場。因此,在售電環(huán)節(jié)應該大力發(fā)展售電公司,為大中型用戶服務。售電公司的主要業(yè)務是:一方面從電力市場中或通過雙邊合同從發(fā)電集團購買電力;另一方面把電力銷售給大用戶(有必要的話也可包括非開放用戶)。這樣眾多售電公司在大用戶和發(fā)電商之間穿針引線,可有效地提高市場競爭程度。

在放開的市場中,大用戶需支付的電力費用由2部分組成,即電能費用和電網使用費。售電公司將在電能費用方面展開激烈競爭。而電網使用費是用戶支付給電網公司的費用,無論是哪個售電公司供應電力,同一用戶的電網使用費都應該是相同的,且該價格通常是由電力監(jiān)管部門審核并批準的。

售電公司通常會和大用戶簽訂為期數月至數年的供電合同。純粹的售電公司,即自己不擁有電廠的售電公司,每簽訂1份供電合同,自己就形成一個空頭部分(shortposition)。而電力市場中價格波動較大,售電公司存在著較大的購電成本風險。對于售電公司來說,合理地計算供電合同的價格至關重要。因為過低的報價將使賣電收益低于購電成本,過高的報價則會嚇退用戶,失去市場份額>具體簽訂供電合同的流程一般如下:大用戶提供過去幾年歷史用電曲線和供電期間內的用電量預測值;售電公司根據其負荷特性及市場價格水平,計算出相應的購電成本(在有些電力市場中還要加上橫向輸電成本,根據具體市場規(guī)則設計,該分量與輸電距離、電網區(qū)域、網損等因素相關),加上一定的利潤后,給出報價;由于市場價格時刻在波動,此報價有一定的有效期,如果用戶在有效期內接受此價格,合同成立;過了報價的有效期,原報價作廢;如果用戶再需要,售電公司可以重新計算出新的價格。售電公司可以利用市場中多種避險產品,來有效規(guī)避價格風險。本論文由整理提供下面將以一實例介紹一種常見規(guī)避風險和價格計算的方法。

2007年6月,某大型化工廠向某售電公司詢問2008年全年供電量的報價,該化工廠同時提供了過去幾年的用電曲線數據,并預計其2008年總用電量為500GW•h。

2.1購買標準期貨(InitialPurchase)

一個較為保守的策略是,售電公司在每簽訂一份售電合同時,要根據用戶在合同期間的預測用電量,在期貨市場上買入相應的電量,即所謂的“背靠背購電”,以保證售電公司的購電組合(PurchasePortfolio)和售電組合(salesPortflolio)時刻匹配。售電公司根據化工廠歷史負荷曲線,選擇購買適合的期貨產品。例如購買45MW的2008年基荷期貨,30MW的2008年峰荷期貨。如上所述,在期貨市場上只有年度、季度、月度等時段,以及峰荷和基荷等標準產品。而真正的用戶用電曲線多種多樣,無法完全通過這些標準期貨產品拼合起來。因此,會造成有的時間段里,在期貨市場上所購得的電力會超過用戶實際所需(見圖1中的“+”號部分);而在另一些時間段里,在期貨市場上所購得的電力則少于用戶實際所需(見圖1中的“-”號部分),即形成所謂的差額電量。

2.2現貨市場調整(SpotAdjustment)

上述差額電量可以在2008年的現貨市場上買賣出去。盡管在用戶詢問價格時(此例中為2007年6月)2008年期貨價格是已知的,比如說2008年基荷期貨價格是40歐元/(MW•h),2008年峰荷期貨是60歐元/(MW•h),但2008年中每一天的現貨市場價格并不知道。總體上講,期貨價格和現貨價格的相關程度很大。如果觀測期足夠長的話,期貨價格應該接近于現貨價格的期望值。此外現貨市場價格有著明顯的周期性模式,因此可以根據現貨市場的歷史價格數據建模,推算出2008年每小時的現貨價格曲線(見圖2),其期望值應該接近于當前已知的2008年期貨價格。

售電公司根據折算現貨曲線計算,該化工廠2008年差額電量會導致平均每1MW•h要多付出2歐元的購電費用。

2.3靈活分量(FlexibilityPremium)

在計算合同定價時,只是基于用戶歷史曲線來外推未來一段時間的用電情況。而到了2008年用戶實際用電時,肯定會和歷史曲線有一定的偏差。這會給售電公司日前制訂現貨交易計劃帶來困難,且會帶來較大的不平衡電量風險。

售電公司一般會根據用戶負荷特性,計算出一個靈活分量附加費。該費用的大小和用戶負荷的波動性及預測能力相關。例如冶金行業(yè)負荷波動大,靈活分量附加費相應較高,如圖3a)所示;造紙和玻璃等行業(yè)的負荷則很平穩(wěn),如圖3b)所示,預測精度高,相應的該附加費也較低。

需要指出的是,大的售電公司有著很大的用戶群和銷售組合(salesportfolio),可以提高預測精度,并降低相對波動,從而體現出規(guī)模效益,可降低該靈活分量費用。上述的售電公司都沒有自己的電廠(相當于由我國各省市供電公司演化而來),如果售電公司有自己的電廠(一般為發(fā)電集團成立的售電公司),則避險策略會靈活一些。例如可以提供各種與電廠生產成本相關的合同(indexedcontracts),售電價格可以與煤、天然氣及排污費價格等因素掛鉤,但基本營銷策略類似。有著發(fā)電集團背景的售電公司,一般會設置一個發(fā)電組合和售電組合,兩部分運作獨立,內部交易采取市場化結算。這里牽涉到發(fā)電集團銷售渠道控制策略,本文對此不作進一步的描述。

3多種電力產品滿足用戶需求

一般的產品會在功能、質量、價格及服務等方面展開競爭,而電力產品則有其特殊性。對于售電公司,電力的功能和質量是完全一樣的,因為供電質量完全是電網公司的職責范圍。盡管如此,售電公司還是可以抓住用戶的需求,在價格策略和服務上下功夫,根據用戶的偏好來提供合身定制的差別化產品,從而在市場競爭中占據有利地位。隨著電力市場的發(fā)展,市場上出現了多種多樣的電力銷售產品,以下給出一些最常見的例子。

3.1“預測走廊”供電

不平衡電量的費用在售電公司的購電成本中占有一定的比重,若想降低此部分的費用,可以在合同中作出以下規(guī)定:在合同供電期間,用戶每天向售電公司提交其第2天的預測用電曲線;還可以在供電合同中定義該預測曲線所允許的誤差范圍,例如定義偏差不能超過±10%(見圖4)。如果用戶第2天的實際用電曲線在此走廊內,用戶所需支付的電力價格就很便宜。如果實際用電越過了上下限,超出部分的電力價格要高很多。

該產品適合在中短期能夠較精確預測其用電負荷的用戶。這類用戶可以通過提高自己負荷預測精度來得到較為便宜的電力;售電公司也相應地減少了由負荷預測誤差造成的不平衡電量的需求,從而降低購電成本。

3.2“現貨優(yōu)化”供電

現貨市場上價格波動很大,且與整個系統(tǒng)中負荷大小的相關程度很高。在峰荷時段現貨價格非常高,而在谷荷時段則價格很低。如果用戶負荷曲線不合適,會給售電公司造成額外的購電費用。這種“現貨優(yōu)化”供電產品特征是:在簽訂供電合同時,用戶就要提交在合同供電期間的指導性用電曲線。售電公司根據此曲線在期貨市場上購置所需電量。在真正供電期間,用戶每天要向售電公司提交其第2天的預測用電曲線。該預測用電曲線與簽訂合同時期所給出的指導性用電曲線的偏差,將在現貨市場買入賣出,用戶將承擔所需費用或者獲得應有收入。該產品適合于可以短期內靈活調整生產方式的用戶。例如在現貨市場峰谷價格差很大時,用戶可以相應地調整生產方式,把用電生產改到夜間價格低谷的時間段內,把節(jié)約下來的高價電量變?yōu)楝F金收入(見圖5)。而在市場價格全天波動不大、峰谷差很小時,用戶則沒有必要調整自己的生產方式。這在一定程度上實現了用戶參與電力現貨市場,通過價格信號達到需求側管理的目的。

3.3“分批購電”產品

由第3.2節(jié)可以看出,計算合同價格時的期貨價格對合同價格的影響非常大。如果在期貨價格高時簽訂供電合同,合同價格也將相應地提高,會給用戶帶來不必要的損失。為解決此問題,可以把合同電量分解成很多部分,在不同的時間多次在期貨市場上買入,這樣分散買電的價格風險。甚至可以由用戶來決定什么時期買入多少電力,售電公司只是提供價格計算參數。

現以實例說明該產品特征:2007年6月某用戶希望售電公司能提供其2008年的電力。雙方約定從2007年7月至10月為計價期,用戶可根據市場價格波動,自己確定購電時期,每次購入1/3的2008年用電量。用戶經過幾個月的市場觀察,分別在2007年7月15日、8月10日和9月1日通知售電公司可以購電,售電公司也隨即按要求在期貨市場上購入相應的電量(見圖6中①、②及③)。

式中:a、B參數及靈活性分量F根據用戶歷史用電曲線計算;2008年基荷期貨價格B2008和峰荷期貨價格P2008取決于用戶所選的購電時間。

該產品對用戶的好處是,價格計算透明且用戶可以決定買電的時間,在一定程度上參與了電力期貨市場。對售電公司,只需按用戶要求在期貨市場上購買電力,自己不再承擔期貨市場價格風險。

4對我國售電市場的借鑒意義

從國際電力市場化改革的經驗來看,“兩頭放開”(即發(fā)電側與售電側開放)是電力市場建設的一個普遍規(guī)律。無論是從發(fā)電側開放起步(如英國),還是從售電側開放起步(如日本),最后的方向都是實現雙向開放。構建多買多賣的電力市場格局,這符合商品市場的一般規(guī)律。引入用戶參與競爭,建立“兩頭開放”的電力市場,可以帶來諸多好處。

(1)發(fā)揮市場雙向調節(jié)作用,促進市場供需環(huán)境和價格的相對穩(wěn)定。通過建立靈敏的用戶側響應機制,起到穩(wěn)定市場、抑制價格劇烈波動的作用。

(2)用市場手段實現需求側管理,調節(jié)用戶負荷特性。通過用戶的主動性策略,提高整體發(fā)電和用電效率,實現電力工業(yè)的節(jié)能降耗。

(3)通過用戶參與市場,建立了上網價格和銷售價格聯動的市場機制,有效地規(guī)避了購售雙方風險和經營市場的經濟風險。

(4)銷售側引入競爭后,各售電公司之間競爭激烈,迫使它們在市場化經營方面下功夫,抓住用戶的需求,提供優(yōu)質而價廉的服務。而電網企業(yè)則可以集中精力做好主業(yè),以便為用戶提供更為優(yōu)質、高效、便捷的專業(yè)服務。

我國的電力市場建設是從發(fā)電側競爭起步的,東北、華東2個電力市場試點均采用了發(fā)電集中競價上網作為起步模式,這種模式具有某些固有缺陷,如市場風險集中、市場盈虧集中、對市場宏觀供需狀況依賴程度較大等。東北電力市場試運行以來,由于受供需環(huán)境趨緊、煤價上漲等因素的影響,2006年度競價平衡帳戶出現了大幅虧空(約34億元),這與社會希望通過競價上網降低電價的預期目標產生較大差距,價格聯動難以付諸實施。目前準備修改完善市場方案和運營規(guī)則。東北市場如果能夠實現用戶側開放,或部分開放大用戶,市場運營的經濟風險就會小很多。本論文由整理提供只要有用戶參與,價格聯動也就是順理成章的事了。所以,以發(fā)電側競價起步的電力市場需要盡快引入用戶參與機制,過渡到“兩頭開放”的電力市場模式。

國內外的實踐證明,開放用戶是構建安全、穩(wěn)健、靈活、高效的電力市場的重要條件。國家電監(jiān)會已將開展大用戶直購電試點列為2007年的工作重點之一。引入用戶參與市場競爭應重點做好幾項工作。

(1)按照2006年11月國務院常務會議通過的《關于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》的有關要求,切實做到輸配業(yè)務分開獨立核算,加快研究輸、配分開問題,結合電力市場建設開展試點,為核定清晰的輸、配電價打下基礎,為培育更多的購電主體創(chuàng)造基本條件。

(2)加快電價體制改革,盡快出臺獨立的輸、配電價。國際經驗證明,獨立的輸、配電價是引入用戶參與競爭的必要條件,缺少獨立的輸、配電價,就無法建立穩(wěn)健的“兩頭開放”的電力市場。2005年國家印發(fā)了《電價改革方案》的配套實施辦法,明確了輸配電價改革的具體思路,2006年還出臺了各省(自治區(qū)、直轄市)電網輸配電價暫行標準,向電力市場的要求逐步邁進。下一步需要在此基礎上,結合市場建設需要,核定獨立的輸、配電價,要反映不同電壓等級、不同地理位置的合理接網價和用網價,為用戶參與市場提供順暢的價格體系。超級秘書網

(3)加快研究解決銷售電價的交叉補貼問題。我國由于歷史原因,銷售側交叉補貼問題比較突出,現在已經成為阻礙大用戶參與市場的重大障礙。短期內可能無法完全解決交叉補貼問題,但可以嘗試將交叉補貼由暗補改為明補,在保證各類用戶之間利益格局不做大的調整基本原則下,逐級開放用戶參與市場競爭。

(4)加強各相關電力企業(yè)市場知識的學習和積累。售電側的放開,對電網公司、售電公司以及大用戶來說都是全新的內容。無論是由省、市供電公司演化而來的純粹的售電公司,還是有著發(fā)電集團背景的售電公司,都要發(fā)展自己的營銷策略,抓住用戶需求,并合理地管理市場風險。這方面可以借鑒國際上成熟的市場運作理論和實踐經驗。

開放用戶是電力市場化改革的必然要求,應結合我國國情,充分借鑒國際成熟經驗,加快有關體制和機制改革,逐級開放用戶,培育售電側市場,建設符合國情的電力市場體系。

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