2017上半年云南电力市场化交易分析及下半年形势预测报告

表 3.6 2017 年上半年月度双边协商交易成交电量对比

 

单位：亿千瓦时

 

 

图 3.6 2017 年上半年月度双边协商交易成交电量对比

 

月度双边协商交易通过实行“基准价格+浮动机制”的价格调整机制，为市场主体提供了一种科学的价格避险手段，促进市场主体在集中市场开启之前尽可能多成交电量，在防范市场风险的同时不断提高市场的资源配置效率。2017 年上半年，通过调度机构安全校核的2430 份合同中，市场主体对 696 份合同的成交电价进行了修改，占总合同数目的 28.64%，有力促成成交电量 16.96 亿千瓦时，占全部月度双边协商成交电量的 33.73%。上半年，月度双边协商交易发电侧最终平均成交价每千瓦时 0.21697 元，较初始成交价每千瓦时 0.2167元提高了 0.00027 元。

 

表 3.7 2017 年上半年月度双边协商交易成交电价对比

 

单位：元/千瓦时

 

 

图 3.7 2017 年上半年月度双边协商交易成交电价对比

 

3.2.3.3 月度集中撮合交易

 

2017 年上半年，昆明电力交易中心按月组织开展了集中撮合交易，共有逾 3200 户用户参与申报，累计申报电量 131.55 亿千瓦时；售方累计申报电量 350.38 亿千瓦时；上半年集中撮合交易累计成交电量 67.83 亿千瓦时，占省内市场化成交电量的 21.04%。

 

与去年所不同的是，随着市场规则的不断完善和市场主体市场意识的不断增强，选择通过中长期交易来参与市场的市场主体越来越多，集中撮合交易成交电量占月度市场成交电量比例较去年同期有所下降，最高占月度市场成交电量的 53.54%，最低占月度市场成交电量的 13.34%，较去年同期分别下降 38.81 和 44.68 个百分点。 

 

表 3.8 2017 年上半年集中撮合交易成交量与市场化成交量对比

 

单位：亿千瓦时

 

 

图 3.8 2017 年上半年集中撮合交易成交量与市场化成交量对比

 

虽然月度集中撮合交易市场占比明显下降，但是月度集中撮合交易作为发现市场价格信号的作用进一步突显，其平均成交价与月度市场化交易平均成交价走势高度一致，主要体现在：(1)双边交易中，集中撮合成交电量 市场化成交电量 集中撮合交易电量占比很多市场主体以集中撮合交易平均成交价为“标杆”，按照约定的浮动机制来确定双边交易电量的最终成交价;(2)自主挂牌交易中，市场主体通常将集中撮合交易平均成交价作为摘牌的“底线”;(3)售电公司的价格保底服务模式中，通常将用户成交价低于集中撮合交易平均成交价作为收费的前提条件;(4)在偏差处理机制中，将售方集中撮合交易平均成交价作为上调服务价格的上限。2017 年上半年，月度集中撮合交易售方平均成交价每千瓦时 0.23569 元，在枯平期的 1 至 5 月价格比较平稳，6 月份集中撮合交易平均成交价环比有所下降，为每千瓦时 0.20916 元。

 

表 3.9 2017 年集中撮合交易平均成交价格与市场化交易平均成交价格对比

 

单位：元/千瓦时

 

 

撮合交易平均成交价格 市场化交易平均成交价格