省级电力市场中长期交易模式优化探讨

省级中长期市场电力交易模式

优化设计回归资源优化配置的改革目标

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：罗朝春等）

通过优化资源配置降低用电成本

与自然垄断体制相比，电力市场改革的实质是通过市场竞争机制释放更加准确的价格信号，通过价格信号引导发电企业和用户（售电公司）调整用电行为，短期内实现高效率机组对低效率机组的电量替代和其它有经济效益、资源和环境效益的电量替代；节约发电成本，凭借市场价格机制产生的“削峰填谷”效应提高设备利用效率，降低发电和电网投资，节省发电和电网投资成本、发电和电网设备运行成本和安全成本；最终提高资源优化配置效率，获得社会净收益，然后用净收益降低电价，使社会分享改革的成果。近年来省级电力市场改革主要满足降低用电成本目标，以发电企业让利为主。在目前发电企业让利空间受限的情况下，要落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）提出“充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求，省级电力市场就必须回归到九号文件提出的优化资源配置的根本目标上来，提高电源或电量替代规模与比例，明显改善电力系统年、日负荷率指标，并用这些指标取代发电企业让利指标作为评价电力市场改革成效的新指标，用优化资源配置产生的净收益满足降低用电成本目标。

明确资源优化配置路径

图1显示了资源优化配置的路径。电力市场分时段价格变化会导致发电企业生产行为的相应变化，在生产能力相对过剩情况下，市场价格变化必然会导致部分低效率发电机组减少生产甚至退出，由此产生高效率机组对低效率机组的电量替代。比如两台60万千瓦火电机组A和B的供电煤耗分别为300克/千瓦时和310克/千瓦时，目前规定每台机组年发电利用小时（包括基数电量和市场交易电量）不超过3500小时。从资源优化配置角度，应该由机组A替代机组B发电，即机组A的利用小时为7000，而机组B的利用小时为0。假设标煤单价1000元/吨，这样每年可产生60×10000×7000×（310-300）÷1000×1000÷1000=2100万元。另一方面，电力市场价格信号也会引导用户优化用电，在高电价或负荷高峰时减少用电，把高峰用电转移到低谷，甚至在低电价或低谷时增加用电，用户优化用电不仅会直接降低用户电费，所产生的“削峰填谷”效应还会减少发电和电网投资，提高系统设施利用率，改善系统运行安全可靠性。近年来省级电网年负荷率不断降低，以年最大负荷4000万千瓦的电网为例，假设年负荷率为75%，假设用户“削峰填谷”年负荷率提高到80%，在电量不变的情况下，则最大负荷可降低到4000×75%÷80%=3750，可节省250万千瓦的发电投资及配套的电网投资，按单位千瓦投资4000元和电网对等配套投资计算，可节约200亿元投资。年负荷率的提高还会提高设备运行经济性和安全可靠性水平，其经济效益虽然难以估算，但是也应该不小。因此，只要电力市场能够产生明显的价格变化，就会引导发电企业和用户的积极响应，并产生显著的资源配置效益。

电力中长期交易品种优化设计

基于市场需求驱动与风险决策的交易品种

如果按“切块电量交易”模式组织分时段和带曲线交易，必然会出现交易合同的时段或负荷曲线与实际市场需求的时段或负荷曲线在机制上不吻合的问题，这样可能会产生合同交易价格引导的市场主体行为与实际市场需求所要求的市场主体行为偏离甚至背离的问题，因此，必须建立以市场需求为驱动的交易机制。另一方面，不同交易品种的交易电量和价格是市场主体经营决策的主要内容，价格变化越大，市场主体的风险也越大，市场主体经营决策的价值也越大，市场交易规则和机制设计越应该尊重和反映市场主体经营权力。综合市场需求驱动和市场主体经营决策两个因素，根据《规则》有关中长期交易品种的规定和目前省级电力市场中长期交易的实际，我们提出将目前的“切块电量交易模式”改为“链状电力交易”模式，主要内容包括：第一，以市场需要驱动为核心建立中长期交易品种的链状联系。如图2所示，首先，在上年12月初以前，由市场主体根据年度市场供求平衡状态及预测平均价格等信息，按照分时段和带曲线要求，形成年度电力电量（包括分月计划等）和电价交易合同；其次，在每月月底，由市场主体根据下月市场供求平衡状态和预测价格等信息，在年度分解电力电量合同及分时段和带曲线电力电量合同和价格的基础上，按照分时段和带曲线要求，形成月度电力电量和价格交易合同，月度交易是市场主体根据下月最新的市场供求平衡与价格信息对年度交易分月合同的滚动平衡。然后，依此类推组织周交易或者多日交易，周交易是市场主体根据下周最新的市场供求平衡与价格信息对年度交易分月合同与月度交易合同叠加后分解到下周的电力电量合同的滚动平衡。根据最新市场需求驱动的电力电量滚动平衡交易机制形成了不同周期交易品种的链状结构。

不同交易品种的电力（电量）形成机制

从发电企业和用户（售电公司）的角度，不同周期中长期市场交易电量和价格是经营决策的关键内容。如果年度市场交易电量签约比例大，而后来发电成本和市场需求发生预期外的较大变化，市场主体就会面临较大的风险损失或收益。比如今年年度市场签约时，没有估计到市场需求明显增加和燃料成本大幅度增加双重叠加的因素，高比例签约年度市场交易电量的结果是用户（售电公司）获得了风险收益，而发电企业却承担了巨大的风险损失；相反，如果当时主体选择低比例签约年度市场交易电量，则发电企业获得风险收益，而用户承担风险损失。在相对稳定的经营环境中，不同周期交易品种的成交电量比例对市场主体影响不大，但面对充满变化的经营环境，市场主体应对不确定性风险的主要措施可能是少签年度合同，而多签订周期更短的月度和周合同。因此，不同周期交易品种的交易电量和价格是市场主体综合多种影响因素自主经营决策的结果，政府所要做的是为市场主体提供风险管理平台，如电力金融市场和工具如差价合同等。

另外，交易周期越短，交易双方对市场供求信息的掌握就越准确，所形成的分时段和带曲线交易合同就越符合真实的市场负荷曲线，市场交易越接近真正的电力交易。这样，从实现电量交易模式到电力交易模式转变的角度，交易周期越短越好。综合考虑市场主体风险管理和电力交易模式转变两个因素，不同周期交易电量规模应该由市场主体在相应的市场交易中通过协商或投标而自主决定，不设年度或其他周期交易品种电量规模，也不需要因为年度交易电量规模没有在双边协商交易中完成而再组织交易并直到完成规定的电量规模为止。

与现有交易品种的对接

目前各省中长期交易品种在执行《规则》相关规定上有很大不同，其中主要是根据本省实际设计了许多特色专场交易品种。《通知》规定“不得组织开展电力专场交易”，对许多省中长期交易现状会产生较大的影响。考虑到有些专场交易实质上是对过去中长期电量交易模式不足的完善和补充，在符合国家文件规定的前提下，可以把这部分专场交易纳入从电量交易到电力交易模式转变的整体设计中，而不是简单地关停，这样既能更好地落实国家政策，也有利于省级电力市场稳定运行。目前各省许多专场交易可以通过周期更短的中长期交易品种解决，如丰水期专场交易可以通过周交易解决，针对弃水、弃风和弃光问题的专场交易可以通过多日交易解决。有些专场交易如针对新兴信息产业的专场交易其实也有一定合理性，这些用户年负荷率很高甚至达到100%，单位电量用电成本相对很低，在电力交易模式下的批发市场和零售市场中引入负荷率因素，就可以在市场框架内解决或部分解决支持这些行业发展的问题。进一步分析，电力交易模式下批发市场分时段价格的较大变化会诱导零售市场多种价格套餐及其他增值服务的出现，比如针对夜间低谷时段、午间光伏出力时段的低电价套餐、全年季节性尖峰的高电价套餐和针对特殊用户的合同能源管理，使零售市场体系更加丰富，市场机制作用更加明显，与批发市场协调和整合效果更好。

中长期电力交易价格形成机制

明确价格的信号价值与风险价值

在目前省级电力市场中长期交易中，交易价格主要有引导资源优化配置的信号价值和导致市场主体收益变化的风险价值。从目前的市场制度分析，价格的风险价值似乎被更多关注甚至夸大了，而电力市场本身最基本的信号价值却没有得到应有的关注和获取。电力市场改革的核心就是通过价格变化引导资源优化配置，但是，各省年度市场化交易实施方案几乎都通过变化幅度较小的价格上下限，把不同供求平衡状态、不同供电成本结构和不同峰谷负荷时段的交易价格限制在一个相对较窄的箱体内运行，部分电力现货市场试点省的分时电价变化幅度还不及目录分时电价的变化幅度，有些省在电力供应紧张和有序用电时期的月度市场交易价格仍然维持降价状态。这样，在限制价格变化控制市场主体风险的同时，市场机制优化资源配置的功能也就失去了。

造成两种功能在实践中对立，与我们对这两种功能存在认识误区有关。价格的信号价格功能强调价格变化，而价格的风险功能则强调价格水平。实际中我们把价格变化等同于价格水平，对可能出现的短期价格大幅度上涨异常敏感，对低谷时段或丰水等特殊时期应该下跌的电价也不允许下跌，不懂得价格大幅度上涨和下跌情况下平均交易价格可以保持不变，甚至短期内如尖峰负荷时段和电力供应紧张时段的价格即使大幅度上涨2至3倍，但由于持续时间有限，对年度交易平均价格或市场主体收益的影响其实十分有限。结果是为了获得较小的风险价值，却牺牲了巨大的信号价值。事实上，风险价值与信号价值两者之间并无内在矛盾。如果把目前的不同交易品种的交易价格限制调整为“放开市场交易价格限制+以基准价为基础的市场主体年度交易平均价格管制”，就可以在控制市场价格风险的同时也获得资源优化配置效益。如图3所示，在市场交易平均价格P0不变的情况下，目前采用价格下限（P下1）和价格上限（P上1）的管制政策，应该采用价格下限（P下2）和价格上限（P上2）的管制政策。

建立基于分时供电成本的分时段价格形成机制

电力市场交易价格大幅度变化是电力市场基本属性。即使不考虑电力供应紧张时期市场需求因素引起的价格变化，仅仅考虑由于电力负荷需求年内、月内和日内大幅度变化所引起的发电侧供电成本的变化，电力市场交易价格也应该分季节、分时段大幅度变化。图4是某省一年内分小时单位电量平均成本的模拟测算结果，这个结果可以作为年度带曲线交易合同价格的依据。从图中可以看出，年内单位电量平均成本虽然总体稳定，但变化也十分明显，夏季和冬季明显较高。年内平均发电成本为0.2310元/千瓦时，最大发电成本为1.0756元/千瓦时,最小发电成本为0.0652元/千瓦时,最大值是最小值的16.5倍。因此，夏季和冬季市场交易价格高及日内高峰负荷时段交易电价高有客观的成本依据。国家发展改革委《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）要求尖谷电价比不低于4.8倍，中长期交易合同中分时段电价“原则上峰谷电价价差不低于目录分时电价的峰谷电价价差”。《通知》甚至规定对分时段市场交易价差比低于分时电价政策时，直接按分时电价价差比结算，说明国家高度重视运用价格机制改善用电负荷特性。目前许多省中长期交易分时段电价中峰谷价差比大约为4倍，这样的峰谷价差比还没有真实地反映分时发电成本比例，还有较大的上升空间。

市场交易电量形成机制

在价格大幅度变化的情况下，不同效率发电机组生产的经济性差异和用户侧不同用电行为的电费差异就会明显地显示出来，由此就会引导发电侧的电量替代和用户侧的用电行为调整。

取消发电机组电量限制

除安全、技术和国家政策等原因引起的电量限制外，省级电力市场应该把政策公平性与市场效率性分开考虑，首先取消参与市场的发电机组的市场交易电量限制，尽可能最大限度地促进不同效率电源（机组）之间电量替代，获得电量替代产生的净效益，然后再统筹考虑与公平性或搁浅成本相关的政策。

电量替代限制取消后，发电企业在中长期交易市场是否按照真实边际成本报价是能否实现有效电量替代的关键。可能存在发电企业为了多发电量不按实际成本报价而人为报低价的问题，这样会产生相反的资源配置效果。为了避免这种不合理情况发生，同时也为了解决被替代电量的发电企业收入平衡问题，有必要建立由替代发电企业向被替代发电企业的收入返还机制，即替代发电电量×（市场交易价格—被替代发电企业燃料成本）。替代发电电量和市场交易价格相对容易确定，但被替代发电企业的燃料成本则难以确定。实际操作中可以由政府相关部门或交易机构市场管理委员会根据省内同类机组的平均供电煤耗和购煤单价研究决定。

最大限度地满足用户选择权

用户选择权在电量形成机制中需要被发现和尊重。个别省上网电价高，峰谷价差比低和年负荷率低同时存在，95%最大负荷年持续时间低于35小时，但是还在规划建设相当规模的新电厂，这样只会陷入“电价不变或价差太小→发电企业和用户不参与→负荷尖峰化→用电缺口→新建电厂→利用小时低→高电价”的恶性循环。应该优先通过价格机制吸引用户参与市场，调动和满足用户选择权，通过“削峰填谷”解决缺电问题。最大限度满足用户选择权的基本手段就是使价格按市场规律充分变化，政府可以通过年度清算机制控制年度均价。具体措施包括改交易价格上下限为年度均价清算，允许交易价格大幅度变化，包括夏季、冬季和枯水季节高电价和深谷电价；改缩短中长期交易周期，至少安排周交易品种，在特殊时期可安排多日交易和日前交易；把需求侧响应机制纳入中长期市场交易范围；指导和激励售电公司开展包括负荷管理、电价套餐等内容的增值服务等。

建立市场主体自我风险管理机制

电力市场交易价格变化越大，潜在的资源配置效益也越大，同时产生的财务风险也越大。目前我国省级电力市场由政府在交易规则中通过价格上下限管制和电量限制人为地控制市场风险，但是，却牺牲了难以估计的资源配置效益。国外电力市场改革尊重电力市场规律，允许市场价格大幅度变化，政府和交易机构建立健全价格风险管理的市场体系如电力期货期权市场，设计提供市场主体规避风险的金融工具如差价合同等，由市场主体自行管理价格风险。两种风险管理思路的结果是，国外电力市场价格变化大，资源配置效果好，市场风险也得到了较好的控制；我国市场价格变化小，风险控制好，但资源配置效果差。在目前必须提高资源优化配置效益的背景下，为了应对市场价格变化大及财务风险大的挑战，政府和交易机构应该为市场设计和为市场主体提供适用的金融工具，建立健全市场主体风险自我管理机制。

以年度市场交易为例，如果大比例签约年度交易电量，在目前电力市场经营环境变化大且难以预料的情况下，市场主体在交易合同签订前很难准确预测各种因素及其对市场价格的影响，市场主体承担的风险很大，客观上需要有相应的金融工具帮助市场主体规避风险，否则市场主体不会自愿大比例签约年度交易电量。这是发电企业向政府提出要求重签年度交易合同的一个原因。在目前电力期货期权市场难以应用的情况下，为了让市场主体规避大比例签约年度交易电量的风险，建议针对年度交易电量采用双边区间差价合同备案结算机制，供市场主体选择使用。双边区间差价合约备案结算机制的主要内容有：第一，在市场主体年度交易合同之外提供双边区间差价合同备案结算机制，由市场主体双方自由选择并作为年度交易合同的附件同时签订，对年内市场交易价格出现的大幅度变化进行风险管理。第二，市场主体在签订年度交易合同时约定高位合同价（P1）和低位合同价（P2)，对高出高位合同价和低于低位合同价的风险采用双边区间差价合同备案结算机制进行管理。第三，当月度市场集中交易价格或月度市场交易加权平均价格（P）大于高位合同价或低于低位合同价时，对年度交易合同分月电量（Q0）启动双边区间差价合同备案结算机制。其中，当P大于P1时，用户（售电公司）获得了年度交易电量的价格变化的风险收益，而发电企业承担了价格变化的风险损失，由用户（售电公司）向发电企业支付高于高位合同价之上的价差电费，即Q0×（P-P1)。当P小于P2时，发电企业获得了年度交易电量的价格变化的风险收益，而用户（售电公司）承担了年度交易电量价格变化的风险损失，由发电企业向用户（售电公司）支付低于低位合同价之下的价差电费，即Q0×（P2-P)。第四，签订双边区间差价合同的市场主体将其合同到电力交易机构登记备案，并在双方年度交易合同中明确由电力交易机构和电网公司根据年度交易合同和双边差价合同结算机制进行结算。例如，假设发电企业与用户（售电公司）签订年度交易电量12亿千瓦时，合同交易价格0.38元/千瓦时，分月分解电量1亿千瓦时，市场主体协商的高位合同价为0.41元/千瓦时，低位合同价0.35元/千瓦时，当月度市场交易价格为0.45元/千瓦时，年度合同交易中发电企业承担了风险损失，由用户（售电公司）补偿发电企业每月400万元［1亿千瓦时×（0.45－0.41）］，实际电费结算每月4200万元（3800+400）。相反，当月度市场交易价格为0.30元/千瓦时，年度交易中用户（售电公司）承担了风险损失，由发电企业向用户（售电公司）每月补偿500万元［1亿千瓦时×（0.35－0.30）］，每月实际结算电费3300万元（3800－500）。

建立年度清算机制

电量替代情况下火电企业年度清算机制

火电机组电量在电力市场中充分替代后，会产生利益不平衡和不公平问题。由于电量替代能够产生资源优化配置净收益，因此，可以通过建立年度清算机制，在现有的政策框架内解决电量替代产生的利益问题。仍以上面所举的电量替代问题为例，假设批发市场平均交易价格为0.38元/千瓦时，机组A替代机组B多发电量60×10000×3500小时=21亿千瓦时，增加收入21×0.38=7.98亿元，这个收入扣减机组B的燃料成本（60×3500×310÷1000×1000÷1000=6.51亿元）后返还给机组B，即机组A把机组B不被替代发电的收益1.47亿元（7.98亿元-6.51亿元）返还给机组B，这样，机组B在电量替代中的收益并没有减少。机组A的收入=60×7000×0.38-60×7000×300÷1000×1000÷1000-14700=159600-126000-14700=1.89亿元，相比于没有电量替代情况的收入净增加了0.21亿元（60×3500×0.38-60×3500×300÷1000×1000÷1000=0.21亿元）。因此，机组B的电量被替代后，可以通过年度清算机制保证其收益不变，在发电企业收益上维持现有的利益格局，但是，机组A却增加了0.21亿元的净收益，即电量替代产生0.21亿元的净收益。政府可以把这个净收益用来降低电价，或者在机组A和机组B之间分享，或者在用户和机组A和B之间共同分享。目前许多省电力市场化交易实施方案中都有年度清算机制，再增加基于电量替代的清算机制在政策上并没有困难。

在实际执行中，由于交易机构并不掌握发电机组的真实燃料成本信息，因此，也可能出现高成本机组通过人为报低价替代低成本机组发电的可能。假设市场规则为按边际成本报价，上例中机组B的边际成本为0.31元/千瓦时（310克/千瓦时/1000/1000/1000元/吨），机组A的边际成本为0.30元/千瓦时。假设机组B通过报低价0.29元/千瓦时获得了全部7000小时发电量，相对于机组B按真实成本报价电量被替代同时获得机组A的收益返还，机组B人为报低价增加收入60×7000×（0.38-0.31）÷10000-1.47=1.47亿元，但是，由于机组B替代机组A发电后，需要按照机组A的报价0.29元/千瓦（300克/千瓦时/1000/1000/1000元/吨）即返还机组A的发电收入1.68亿元（60×3500×（0.38-0.30）÷10000）。这样机组B人为报低价替代机组A发电增加收入1.47亿元，但是，却要返还机组A1.68亿元，净亏损0.21亿元。在这种情况下，机组B就不会人为报低价。因此，年度清算机制不仅维护了原有政策的公平性，还提供了一种发电机组“说真话”的机制。

针对市场势力的年度清算机制

《通知》扩大燃煤电厂市场交易价格范围后，许多省已经开展的市场交易基本上按上涨上限成交。《通知》强调扩大分时段交易中的峰谷差价比例，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预。在扩大交易价格变化幅度的同时，《通知》也提出“加强煤电市场监管”，“及时查处市场主体价格串通、哄抬价格、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为”，但是，并没有提出具体的依据和标准。这样，不排除煤价下跌后，发电企业仍然按上限或较高的价格报价；分时段交易价格上限确定后，发电企业尽可能按各时段价格上限报价，应该大幅度降低电价时也不降低。为了通过价格变化引导资源优化配置，同时又避免市场主体滥用市场势力，应该给市场主体特别是发电企业以明确的政策指导，建议制定基于基准价的发电企业年度收益清算机制。发电企业按现有市场体系和交易规则及相关政策参与中长期交易，按现有规则分月结算电费。但在年底时对发电企业全年市场交易成交均价进行统计，并与基准价进行比较，超过基准价或基准价一定比例的收入被认为是与市场势力相关的超额收入，不能计入发电企业准许收入，要在最后月份电费结算中扣回，不足部分从下年度分月电费结算中继续扣回，相应资金纳入政府价格调整空间统筹管理。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年11期，作者罗朝春、葛亮供职于湖南电力交易中心有限公司，叶泽供职于长沙理工大学