2021年中长期市场交易合同重签现象及其分析

2021年年度交易合同改签换签现象

2021年10月国家发展改革委出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”）后，各地根据文件精神迅速调整电力市场交易电价，对已签订的年度交易合同但在10月15日还未执行的燃煤发电机组电量，要求合同各方于11月5日前本着平等协商原则按照价格政策完成合同改签、换签和补签。由于年度交易合同签订时没有充分估计到燃料价格大幅度上涨因素，燃煤机组年度交易合同价格明显偏低，改签、换签的实质是废除2020年底双方签订的还没有执行的年度交易合同，由原来的市场主体按新的文件即更高的价格签订2021年后2个半月的电量交易合同。由于原来的年度合同交易价格一般低于基准价，而1439号文件允许燃煤发电企业在基准价的基础上最高提高20%，因此，改签的年度合同交易价格一般比原来的年度合同交易价格至少高出20%。对许多发电企业来说，改签换签可以获得相当的经济补偿，如大唐三门峡发电公司年度交易合同改签换签后价格提高85.5元/兆瓦时，收入增加1.03亿元。因此，2021年年度交易合同的改签换签在原年度交易合同的基础上明显维护了发电企业的利益，相应地也直接减少了售电公司或用户的利益。虽然有关文件要求市场主体本着平等协商的原则按照价格政策完成改签换签工作，但很显然按价格政策执行才是实质，平等协商只是形式。

全国范围的2个半月的年度市场交易合同的改签换签涉及数千亿千瓦时电量的交易价格及市场主体利益的大幅度调整，虽然这种调整合理、合情，也有1439号文件作为依据，但是，在推进电力市场改革的大背景下，这种通过行政方式对市场交易结果进行事后调整的做法在我国还是第一次，也给电力市场改革提出了许多挑战。如果市场风险特别是系统性风险是可以事后调整的，今后市场主体交易中是否可以不考虑风险因素特别是系统性风险因素。比如，如果今年煤价在年度交易合同签订后出现大幅度下降，售电公司或用户是否可以提出以降低年度合同交易价格为主要修改内容的改签换签要求？电力市场需求和燃料价格变化是正常的市场现象，为什么目前的中长期市场交易体系与机制不能对这种市场变化做出合理的反应？是市场体系与机制设计不合理，还是这种风险无法规避？正确回答这些问题，对我国电力市场改革有非常重要的现实意义。

改签换签的原因分析

2019年，国家发展和改革委员会《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见（发改价格规〔2019〕1658号，以下简称1658号文）》提出将当时燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。执行标杆上网电价的燃煤发电电量，和参与市场交易的具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。配合当时供给侧改革，为确保工商业平均电价只降不升，文件同时提出2020年暂不上浮，并明确国家发展改革委可根据情况对2020年后的浮动方式进行调控。实际执行中各省都按一定的下浮比例或以价差形式组织中长期市场交易。国家发展改革委、国家能源局在《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知（发改运行〔2020〕1784号，以下简称“1784号文”)》中提出了“六签”的要求，其中，“全签”指年度以上中长期合同力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，通过月度合同签订保障合同签约电量不低于90%-95%。

与月度及更短周期包括现货市场交易不同，年度市场交易对市场供需及其平衡状况预测和假设的时间较长，面临的不确定性因素较多，可能发生的变化幅度较大。而且更重要的是，目前我国年度交易基本上全部采用固定价格形式，市场体系没有提供基于风险管理的年度合同交易机制。1658号文件把年度市场交易价格确定了较小的降价范围，而1784号文把年度交易电量确定在较大的比例上，两个文件同时作用，客观上为年度交易合同垒起了较高的价格风险。事实上，2021年5月后，在市场需求增加和燃煤价格大幅度上涨的同时作用下，月度市场交易价格大幅度上涨，部分上涨需求还因为1658号文件规定只能转变为上涨压力。燃煤电厂电量的年度和月度市场交易价格甚至低于燃煤成本，运营资金短缺，抑制了燃煤电厂发电积极性，对燃煤发电企业正常生产产生了严重影响，并在9月前后引发了全国性的用电紧张甚至有序用电现象。10月，1439号文通过对市场交易价格变化方向和范围的调整等措施，集中解决燃煤电厂因燃煤价格上涨出现的严重亏损问题，维护燃煤发电企业的正常生产经营秩序。仅仅从文件看，我们看到了取消工商业用户目录电价，工商业用户要求全部进市场，暂时没有进入市场的工商业用户由电网企业按月度市场价格代购等，以上重要的市场改革措施其实都服从于解决燃煤电厂亏损这个中心问题，比如工商业用户全部进市场和电网企业代购是因为需要有更多的用户或电量分担燃煤电厂上涨的成本。文件发布后立即执行，甚至已经签订的年度交易合同也要按新的政策调整后执行也是这个原因。

进一步分析年度交易合同价格风险产生的过程，两个原因至关重要，第一是燃煤成本变化的市场化机制设计不合理。1658号文件明确提出用“基准价+上下浮动”价格机制取代原来的标杆电价加煤电联动价格机制，在基准价按标杆电价确定的情况下，相当于煤电联动引起的价格变化只能在标杆电价的[-15%，+10%]的范围内变化。在燃煤价格市场化，理论上变化范围不受限制的前提下，这个范围显然缺乏客观性和科学性；没有客观依据，用确定的变化范围界定一个不确定的变化在方法上也不成立。第二，年度交易合同的价格风险由于“全签”又进一步放大。在年度交易价格范围事先确定的前提下，80%以上的年度交易电量比例要求又通过“体量效应”进一步埋下了风险隐患。事实上，如果年度交易电量比例较低，更多的月度交易电量可以通过月度交易价格或者现货市场价格反映燃煤发电机组的成本变化，可以按10%的价格上限交易，相对减少燃煤价格大幅度上涨产生的损失。

改签换签反映的问题

简单地分析有关政策对电力市场年度交易合同改签换签的影响可能只会产生政策的更替，并不能促进电力市场深化改革。笔者认为，2021年电力市场中燃煤价格变化引发的年度交易合同改签换签客观地反映了目前我国电力市场建设中风险管理体系与机制缺失的问题。

首先，对市场交易合同改签换签的性质认识不清。电力市场经济是法治经济，年度市场交易合同是市场主体签订的具有法律效力的经济合同。改签换签年度交易合同的核心是提高原合同中的交易价格，弥补燃煤发电企业因燃煤价格上涨所造成的损失。如果2021年发电企业利益受损可以通过事后改签换签合同进行调整，市场主体讨价还价确定年度交易合同就没有意义。如果市场主体不追求利益最大化，电力市场也就缺乏微观机制，福利最大化或成本最小化等用于市场出清的目标函数就不存在。进一步分析，如果今年或以后售电公司（用户）利益受损是否也应该通过重签合同进行平衡调整。许多省公开发文组织年度交易合同改签换签，充分说明了这个问题及其严重程度。国家有关部门在《关于做好2022年能源中长期合同签订履约工作的通知（发改电(2021) 365 号，以下简称365号电文》中虽然相比于上年文件在文件名上强调了“履约”两字，但是，在文件内容中对年度交易价格风险及可能存在的改签换签问题没有提出针对性的措施，说明“改签换签”不仅公开化，而且正常化。

其次，电力市场价格风险应该通过市场体系与机制解决。政府在电力市场风险管理中的重要作用是为市场主体风险管理提供市场体系和机制，而不是直接管控风险和解决风险。政府直接管控市场主体风险的做法属于传统经营体制，与电力市场格格不入。九号文件发布以来，我国电力市场交易电量规模逐年迅速增大，但市场交易价格水平始终在政府政策规定下，由市场主体通过多种交易模式和方式产生。这种风险管理体制使得市场主体主要是发电企业把市场交易价格降低当做政策性让利，把企业由此产生的亏损当做政策性亏损。市场主体并没有因为市场竞争产生压力和动力，主动开展成本节约，通过技术创新消化降价的损失，而是简单而直接地让利，发电企业采用价差模式直接让利给售电公司，售电公司再采用价差模式直接让利给用户。有关电力市场改革红利的计算只考虑用户减少的电费支出，不考虑发电企业的让利损失；计算结果看起来很可观，但是，方法上根本不对，结果带有很大的欺骗性。因此，政府必须转变观念，建立健全市场化的风险管理体系与机制，比如建立合同交易市场，期货期权市场，差价合同制度甚至价格保险制度等，让市场主体自我管理和控制市场价格风险。相对而言，目前我国电力市场通过信用评价与履约保证金或保函制度等市场体系与制度，可较好地解决市场主体之间的交易结算风险。我们应该总结这方面的经验，在电力市场建设中通过市场体系与机制建设解决价格风险问题，年度交易合同的改签换签不是市场化的解决办法。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于长沙理工大学。