发用两侧极限报价 国内售电市场首现正价差！

其实新疆3、4月份的集中竞价交易情况就已为5月份的正价差埋下伏笔。

3月份88家电力用户和售电公司，29家火电企业参与了申报，最后只有24家电力用户（售电公司）和7家发电企业成交。成交电量2.9亿千瓦时，成交价格189.1元/兆瓦时，价差-60.9元/兆瓦时。

4月份96家电力用户（售电公司）和28家火电企业参与申报，最后只有21家电力用户（售电公司）和8家发电企业成交。成交电量2.9亿千瓦时，成交价格220.5元/兆瓦时，价差-29.5元/兆瓦时。

5月份集中竞价市场，发电侧边际价差报价-200元/兆瓦时，需求侧边际价差报价268元/兆瓦时，统一出清价差价格为34元/兆瓦时。结合3月及4月发用侧报价边际，发电侧边际报价基本维持不变，需求侧边际价差3月30元/兆瓦时、4月161元/兆瓦时，5月268元/兆瓦时，发电侧本着维持风险收益的策略，报价谨慎，而需求侧随着新增用户越来越多，购电需求增大，报价策略普遍粗放，纷纷抢夺电量，致使价差收益每月都在缩小，直至5月交易价差已经出现前所未有的正价差，由于交易规则没有做出报价限制，缺少政策兜底，导致交易主体交易风险大大增加，甚至导致部分购电主体血赔。

下面进行详细分析：

售电公司加价买电，发电企业赔钱卖电

值得注意的是电力用户3月份最高申报价差450元/兆瓦时，最低申报价差-230元/兆瓦时，成交边际价差30元/兆瓦时。4月份最高申报价差837元/兆瓦时，最低申报价差-76元/兆瓦时，成交边际价差161元/兆瓦时。

电厂侧3月份最低申报价差-201元/兆瓦时，最高申报价差-55元/兆瓦时，成交边际价差-151.8元/兆瓦时。4月份最低申报价差-252元/兆瓦时，最高申报价差194元/兆瓦时，成交边际价差-220元/兆瓦时。

从交易结果可以看出，用户侧报价越来越高，电厂侧报价也是继续下探。但是只有不到三成的电力用户和电厂成交，市场竞争是相当激烈。

那么为什么新疆的电力用户（售电公司）和电厂纷纷极限报价？

1、最核心的原因是抢不到电量

同时2020年新疆全面放开了工商业用户参与电力交易。大量的中小用户通过售电公司办理了入市手续，这些新入市的公司都需要通过月度交易来购买电量，可谓是需求量巨大。

另外2020年年度全疆直接交易电量为330亿千瓦时，可是参与年度交易的北疆用户年用电需求大约400亿千瓦时，南疆大约70亿千瓦时，合计470亿千瓦时，这多出来的100多亿电量也必将参与到月度交易中去，这样就更加加剧了月度市场的竞争激烈程度。

2、交易规则缺少限制

目前新疆每月月度电力交易规模仅为2.9亿千瓦时。所以电力用户的申报价格越来越高，不惜涨价8毛钱，来抢到成交电量。电厂也使劲降价来获得成交机会。

站在售电公司的角度看，一旦发电企业集体减小价差报价，那么用户将面临着涨价的风险。

根据自治区发改委此前公布的关于征求《关于明确2020年售电公司及其代理用户结算事宜的通知》及《疫情防控期间交易结算清算方案》意见的函中指出，售电公司代理用户的的当月优先购电计划由售电公司代理用户当月实际用电量减去售电公司代理用户当月交易计划计算确定。这就导致售电公司为了规避月内竞价的正价差风险，很有可能不参与月内集中交易。

通过5月份的交易情况，结合新的征求意见函，6月份的月内集中交易，需求侧购电风险骤增，参与积极性会大大降低，市场活力趋于萎靡，不利于电力市场化交易的政策实施，期望政府根据现有交易实际情况作出合理的应对政策，新疆19年底才开放了全面经营性用户注册参与电力交易，刚刚打开的交易市场，不能由于本身规则制定的缺失，就把这大好的开端白白葬送。

（来源：整理自中能售电）