叶泽：从理顺中长期市场与现货市场关系入手深化电力市场改革

从2002年国家发布关于电力体制与电力市场改革的五号文件开始，我国电力市场改革已历经20年。总结目前我国电力市场改革的现状，虽然在市场体系与交易规模等方面取得了显著的成绩，但是，在市场机制方面的改革进展还相对不够。当前，电力市场改革已经进入深水区，面临着许多复杂问题和挑战，如市场价格风险、不同电源同台竞争、现货市场容量补偿机制和新型市场主体进市场等问题。认真梳理目前存在的问题，笔者认为许多问题与目前我国中长期市场与现货市场的关系定位不合理和不准确有关。因此，理顺中长期市场与现货市场的关系，是推进电力市场深化改革的当务之急。

中长期市场与现货市场关系问题

第一，国家政策关于中长期市场与现货市场的关系界定。2015年九号文件的第二个配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》在“总体要求”中对中长期市场与现货市场的关系描述为：“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制;逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。”许多省电力市场改革文件也参照国家文件这样描述中长期市场与现货市场的关系，如某省电力现货市场运营规程明确规定，电力市场以“中长期交易规避风险、现货市场发现价格”的原则建设，主要由中长期电能量市场、现货电能量市场和辅助服务市场构成。

第二，合理性与准确性分析。国家有关中长期市场与现货市场的关系界定分两个层次，第一个层次所谓电力电量平衡上的主、补关系描述欠准确，甚至恰恰相反。以目前我国各省现货市场采用的“中长期差价合同+现货市场全电量交易”模式看，无论从电量交易规模，还是在实现电力电量平衡的关键作用上，甚至在对传统电力电量平衡模式的改变上，现货市场都是最主要的和最重要的，不存在中长期市场“为主”和现货市场“补充”的关系。进一步分析，国外许多电力市场没有中长期市场，只有现货市场;电力市场就像一般商品市场一样，电力电量平衡完全靠现货市场实现。有些国外电力市场如北欧电力市场和英国电力市场，中长期合同交易数量规模可能较大，甚至是现货市场物理交易的许多倍，但是，中长期市场并不负责电力电量平衡，只是纯粹的金融交易或者需要配套建立独立的平衡市场机制。在这样的电力市场体系中，显然也还是现货市场为主。因此，在电力电量平衡上，国内外市场实践都不是中长期市场为主，现货市场为补充;相反，现货市场才是电力电量平衡的主要市场。第二个层次有关中长期市场规避风险与现货市场发现价格的陈述虽然是正确的，但是不明确，结果大家理解并不透彻，以至于目前我国现货市场设计并没有充分体现这种关系。中长期市场规避风险和现货市场发现价格这句话可以理解为：现货市场形成价格只要符合市场经济规律，所产生的价格风险都可以通过中长期市场规避。国外现货市场价格就是这样，用电紧张时现货市场价格以用户失负荷价值计算，某时段价格可以高到正常水平的450倍。目前我国现货市场最高限价1.5元/千瓦时，低于部分省目录分时电价中的尖峰电价。从另一个角度看，目前我国现货市场既没有充分“发现价格”，中长期市场规避风险的作用也就有限。之所以产生这些问题，与我们对中长期市场与现货市场的关系认识不深不透有关。实际上，在“中长期市场差价合同+现货市场全电量交易”模式下，中长期市场与现货市场不存在主、补或主、辅关系，两者主要是职能或分工不同，现货市场实现电力电量平衡，中长期市场实现价格风险管理，两者分别解决电力市场的两个根本问题，组合起来形成一个电力市场运行的有机整体。

中长期市场与现货市场的组合或整体运行模式

第一，为什么现货市场需要价格风险规避机制或中长期市场。一般商品市场只有现货市场。从制度经济学角度看，中长期市场的存在是为了弥补现货市场的不足。电力现货市场的主要不足是什么?虽然有与技术相关的限制因素，但主要是价格风险。首先，与一般商品市场甚至其他能源如石油、煤炭市场不同，电力日负荷需求变化大，季节性差异明显，生产、输送和使用瞬间同时完成，电能不能储存并由买卖双方通过存货调整供求差异;有时面对短期负荷变化，即使有生产能力也由于技术因素或机组出力爬坡限制不能及时响应等等。有太多的因素导致电力市场电价发生难以预期的多种变化。其次，电力市场交易电量规模较大，存在体量效应，即较小的价格差异经过电量规模放大后也能产生较大的收益风险。最后，电力商品没有替代品，市场主体不能通过类似股票市场的投资组合机制分散风险。在这种情况下，规避市场价格风险就成为电力市场运行的前提和基础，好比没有车险就不会有人开车一样，价格风险管理机制是现货市场的互补品，而不是简单的并列关系。从相反的角度看，如果有了价格风险管理机制，现货市场价格只要符合经济规律，不是市场势力作用的结果，就可以任意变化而不会出现问题。

第二，国外中长期市场与现货市场组合模式。由于风险管理需要使用金融工具和金融市场，中长期市场与现货市场的组合也可以表现为金融市场与物理市场的组合。国外中长期市场与现货市场或金融市场与物理市场的组合模式分为两种：一种以北欧电力市场和英国电力市场为代表，以中长期市场金融交易+现货市场全电量物理交易模式为特征，中长期市场提供风险规避机制，现货市场实现电力电量平衡。其中北欧电力市场更有代表性，中长期市场是纯粹的合同交易市场，市场主体通过与现货市场的组合交易，规避现货市场的价格风险。另一种是以美国电力市场为代表的现货市场全电量物理交易+电力金融市场。美国电力市场虽然只有现货市场，但同时有专门用于市场主体规避现货市场价格风险的电力期货期权市场。市场主体可以购买相应的期货期权合同，对冲现货市场价格风险，只需要支付一定手续费，这种机制与市场主体购买汽车保险一样。由于价格风险管理市场与物理市场有机组合，国外现货市场价格经常有较大幅度的变化，同时也并没有给市场主体带来不可承受的风险，没有看到因现货市场价格风险而破产的电力公司和用户的报道。

第三，我国中长期市场与现货市场组合运营现状分析。目前我国电力市场正在经历从中长期物理交易到中长期市场差价合同+现货市场全电量物理交易的转变。由于价格风险的客观存在，目前我国中长期市场采用物理交易实现电力电量平衡，价格风险通过浮动比率或价格上下限管制人为控制的做法。值得注意的是，我们把中长期市场的电力电量平衡与价格风险管理的做法不自觉地带到了现货市场中。与国外中长期市场与现货市场的功能有机组合运营模式相比，目前我国两个市场的功能并没有充分发现，也没有有意识地进行组合运营。首先，中长期市场交易价格形成不完全符合市场主体意愿。近年来，我国中长期市场交易价格基本在政府的指导下形成，一方面有上下浮动比例的限制，另一方面有降价的任务要求，中长期市场交易价格偏低，这种差价合同规避现货市场价格风险的作用就打了折扣。其次，由于没有充分认识和运用中长期市场的价格风险规避功能，我们在设置现货市场价格上、下限时并没有遵循经济规律，分别按用户和发电机组失负荷价值定价，产生合理的更高的上限和下限，而是按平均成本设置价格上限和下限，不允许价格充分变化，结果电力电量平衡是实现了，但是实现效率不高。比如在现货市场试点地区，负荷尖峰化现象越来越明显。最后，没有自觉地组合运营。如果中长期市场能够规避风险，现货市场可以完全放开价格，实现更高效率的资源配置。目前我国现货市场缺乏明确而系统的这种组合设计，现货市场虽然建立起来了，但是现货市场价格信号引导资源优化配置作用没有充分发挥出来，中长期市场规避价格风险的功能也失去存在价值。

第四，我国电力市场中长期市场与现货市场的组合运营模式。从中长期物理交易市场到中长期差价合同+现货市场全电量交易市场，我国电力市场运营体系与功能模式实际上发生了很大的变化。根据电力市场规律，借鉴国外经验，我国电力市场要实施中长期市场与现货市场的组合运营。中长期市场以差价合同的形式开展金融交易，形成结算价格和结算电量。而现货市场开展全电量物理交易，实现有效率的电力电量平衡，同时产生结算基准价和结算偏差电量。要实现这种组合模式有效运行，关键是要解决中长期差价合同的形成机制问题。

国家文件强调中长期合同的风险规避作用，并且形象地称为风险管理的“压舱石”，其条件是市场主体能够真正形成合理的价格，比如正常供求平衡状态下能够让发电企业弥补成本并获得合理收益的价格。如果不能满足这个条件，比如发电企业在政府指导下形成的低于平均成本的价格，这种情况下，中长期市场的价格风险规避作用就不存在;甚至相反，中长期合同电量签约比例越大，风险反而越大。有了这个条件，现货市场价格可以符合经济规律地任意变化，才能够产生最有效率的全时段电力电量平衡，这是电力市场改革的最高境界。

进一步分析，现货市场是相对的，中长期市场与现货市场的功能组合机制也能适用于中长期市场。假设中长期市场只有年度市场和月度市场，那么年度市场就是中长期市场，月度市场就是现货市场。月度市场虽然较之日前市场难以形成更加准确的价格信号，但是，相比于年度市场，却能够获得更加准确的市场供求信息，产生更加准确的市场价格信号。因此，如果在目前中长期市场中，把年度市场改为非物理执行的差价合同，年度市场交易分解到月度的电量与月度供求平衡变化产生的新需求叠加后，在月度市场全电量物理交易，这样就会形成一个相对简单粗糙的中长期市场与现货市场的组合。年度市场交易结果在月度市场按差价合同结算，月度市场发现真实价格。由于月度市场价格更准确，这种中长期市场组合模式显然比中长期市场物理交易更有效率。实际上，经历2021年中长期市场价格风险后，2022年许多省采用年度交易定量不定价、月度市场定价等做法，就间接地采用这种市场制度。

中长期市场与现货市场的功能组合模式能够解决什么问题

第一，解决电力市场充分竞争与价格风险的矛盾。目前通过限制价格以符合市场经济规律变化的做法，虽然维护了市场稳定，但是，却牺牲了资源配置效益，好比为了避免高速公路交通事故而把车速限制在明显偏低水平如50千米/小时一样。中长期市场规避风险为现货市场价格机制充分发挥作用提供了保证。这样，我国现货市场价格也可以像国外现货市场一样充分变化而不会产生市场主体风险和市场风险。理论上，在供求基本平衡的情况下，现货市场会按系统发电平均成本出清，形成中等水平价格，并合理补偿发电成本和收益;在供过于求的情况下，现货市场会按系统边际成本出清，形成低水平价格，发电企业在亏损的同时向市场主体释放控制投资的信号;在供不应求的情况下，现货市场会按用户失负荷价值出清，产生极高的价格，在用户侧通过效用替代产生资源配置效益;在严重供过于求的情况下，现货市场会按发电机组失负荷价值出清，产生极低电价甚至负电价，通过用户响应产生资源优化配置效益。国外电价变化为什么能让政府和市场主体接受，就是因为只有通过价格变化，才能产生资源优化配置效益;有资源优化效益，才能够在发电企业利益不变的前提下降低用户电价。

第二，形成科学的电力保供机制。电力保供与电力企业生产效率或电价水平存在内在矛盾。供电可靠性达到较高水平后，供电可靠性的较小提高会产生巨大的成本。理论上，多建发电机组及电网配套设施可以保供，但是，由于电力系统负荷尖峰化，满足尖峰负荷需求的电力设施利用小时较低，保供的成本就较高，相应电价就很高。美国现货市场最高电价能够达到供求平衡时平均电价的450倍。南方电网五省(区)3%最大负荷电量不超过万分之七，简单推算，会产生42.85倍的分时电价。当然，这个高电价会由用户平均分摊。从经济学的角度，针对尖峰负荷采用高电价，只要抑制尖峰负荷需求产生的投资节约大于高电费，就是合理的选择。目前，目录分时电价水平和现货市场最高限价(湖北也是1.5元/千瓦时)远没有到42.85倍的成本差异程度。低电价表面上看有利于市场主体，但是会产生负荷尖峰化，导致更大的系统最大负荷，形成只有极低利用小时的投资，产生的资产闲置损失最后还得由用户承担。因此，低于成本的低电价对用户和电力系统来说其实是一个陷阱。在中长期市场规避风险条件下的现货市场真实价格可以通过高电价抑制过度的用电需求，从而形成可靠性与效率或电价水平兼顾的科学的电力保供机制。

第三，合理解决新型市场主体进入市场问题。国家要求储能等新型市场主体进市场。这些主体进市场的条件无非是两个：一是有适合进行的场景，二是有合理的价格，两者缺一不可。目前新型市场主体进市场的场景是有，但是，还不清晰，更缺乏合理的价格变化。比如低谷负荷时段极端供过于求的场景目前刻画还不充分，结果导致深谷电价机制在现货市场中也没有形成。国外现货市场经常出现负电价，我国现货市场价格下限都设置为零。在有中长期市场规避市场主体风险后，现货市场价格可以按经济规律大幅度变化，负电价和极高电价会经常出现，这些为新型市场主体进市场的场景及价格构造提出了条件，也就自然地有利于促进和实现了新型市场主体进市场。

第四，有利于建立基于差价合同的中长期金融市场。电力市场价格风险客观存在，差价合同是规避价格风险的有效工具。如果暂时不能建立电力期货期权市场，可以先建立利用金融工具的金融市场。目前我国电力市场价格风险主要由政府以行政方式控制，这种方式不改变，我国电力市场不可能真正建立和有效运行。目前我国现货市场基本上采用中长期市场差价合同金融交易与现货市场全电量物理出清模式，这为中长期金融市场建设带来了机遇。目前我国现货市场建设方案还没有自觉认识和主动开展中长期金融市场建设，对现货市场背景下的中长期电能量市场仍然按现货市场建设前的中长期市场解释，并没有明确是物理交易还是金融交易;还强调通过周市场、分时段交易实现中长期市场与现货市场的衔接。中长期市场金融交易与物理交易有原则性区别，目前有关政策提出的与现货市场的衔接内容没有准确地认识中长期金融市场的功能与运行机制。

第五，间接解决不同市场主体同台竞争与固定成本补偿问题。如果通过政府授权合同，基于目前不同电源包括燃煤火电机组的基准电价和多年平均利用小时或电量规模确定政府授权合同，然后，让政府授权合同以差价合同形式进中长期金融市场，那么，不同电源在现货市场就可以同台竞争。政府可以通过动态设置相关参数或者年度授权差价合同，在保证发电企业基本利益与促进市场有效竞争之间协调平衡。进一步分析，目前我国现货市场容量成本补偿都采用容量电价形式，由于电力市场供求平衡状态经常变化等原因，容量成本的收、支对象与水平理论上也应该相应变化，固定的容量电价与收支对象其实既不合理，也不公平。政府授权差价合同不仅可以解决不同电源同台竞争问题，通过电价结构和水平的合理设计，也可解决容量成本补偿问题，形成容量电价、容量市场和稀缺电价之外的第四种形式。

第六，解决电力市场改革的形式与实质问题。分析北京和广州两大交易中心及省级电力交易机构的年度报告可以发现，目前我国电力市场交易成果主要以电力市场体系、交易品种、交易方式，市场主体数量、市场价格和电量规模等，新能源消纳数量和电价水平降价等体现，很少体现电力市场改革产生的资源配置效果与效益，主要包括市场价格机制引起的电量替代，用电紧张时不同用户的效用替代，用户削峰填谷的用电时间替代，基于市场价格机制的投资激励与约束效果等。中长期市场金融市场与现货物理市场的组合运营，能够让现货市场价格充分释放，在市场主体通过中长期市场规避价格风险的前提下，现货市场的价格信号能够最大限度地引导市场主体行为，产生实实在在的资源优化配置效益，改变过去靠发电企业降价让利降低用户电价的做法，能够在电力企业利益不变的情况下，用所获得的资源优化配置效益降低用户电价，真正实现电力市场改革的根本目标。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年06期，作者单位：长沙理工大学