关于电力市场中长期交易模式研究

武婷婷

摘要：文章通过查阅有关文献以及结合自身实践背景下，针对电力市场中长期交易模式展开研究，以供广大同行参考。

关键词：电力市场；中长期交易；模式；优化；交易价格

一、电力中长期交易品种

1.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。

2.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它增值服务的出现，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。

二、中长期电力交易价格形成机制

1.明确价格的信号价值与风险价值

在目前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。

2.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。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。

三、市场交易电量形成机制

1.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，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。

2.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。

参考文献

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