长期电力交易不仅仅是初级市场品种

　　2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称“基本规则”），是一个覆盖不同交易周期（多年、年、季、月、周等日以上）和省内及跨省跨区中长期电量交易品种的市场规则。也是新一轮电改以来，国家层面出台的第一个可执行性较强的市场规则。

　　“基本规则”提出了一个比较务实且有前瞻性的市场方案，对市场交易行为进行了必要的规范，在今后几年应能对我国电力市场建设起到积极推动作用。本文对一些关键的细节问题进行探讨，以期引起市场设计者、监管者与参与者的注意。

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　　中长期交易与调度计划

　　电力市场交易结果主要包括两类：一是市场价格，二是调度计划，其余结果都可根据结算规则计算出来。由于中长期交易的商品主要是电量，调度计划就成为瓶颈，也是部分专家质疑的重点。笔者认为，在需求预测的精度范围内，应鼓励供需双方尽可能早地开展交易，提前做好发用电计划（曲线）并提交调度中心，这样既有利于全系统最终调度决策方案的安排和执行，也有利于减小电能生产成本与竞价交易的困难。中长期交易中，关键问题是电量合同何时分解为电力曲线。

　　“基本规则”第七十条规定：“对于电力直接交易合同约定交易曲线的，其中发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划；发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。”

　　除风、光等可再生能源和核电、径流式水电等发电机组外，其余类型机组的功率都是可控的，所以能否形成调度计划曲线主要取决于负荷。但本轮电力市场改革所放开的工、商业负荷都有较强的规律性，依据企业负荷特性在不同交易周期提前确定交易曲线还是具有一定的可行性。

　　双边协商与集中竞价交易

　　双边协商交易给予供需双方较大的自由度，供需双方可以对负荷曲线进行定制然后提交调度中心执行，但其缺点是不够透明，受人为因素影响大，可能带来市场力、暗箱操作等一系列公平性问题，降低市场效率。我国独创的集中撮合的中长期交易能有效地避免这些问题，但需要基于“标准化产品”进行（否则无法在统一平台竞价），无法对负荷曲线进行定制，比较粗糙的办法是只对电量进行竞价。

　　“基本规则”第二十二条规定：“集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等；鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。”

　　由于不同行业的用户有不同的典型负荷曲线，按标准负荷曲线集中竞价将形成一系列细分市场，影响市场的效率。这里我们可以引入分段竞价的思想，将负荷粗略地分为基荷电能、腰荷电能和峰荷电能，并随市场的推进按负荷持续时间进一步细分为多个负荷段，针对不同的负荷段电能进行集中竞价交易。

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　　集中竞价的出清方式

　　价格是市场的灵魂。认为竞价出清方式是一个无关紧要的细节问题，属于严重误解，因为出清方式也就是市场价格形成机制，事关全局。

　　“基本规则”第二十八条规定：“双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。集中竞价采用统一出清的，可以根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定；采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格（比如卖方报价和买方报价的平均值）。”

　　统一价格出清机制源自微观经济学中的供需均衡理论，是国外现货市场普遍采用的价格形成机制，对于博弈复杂的中长期电能交易，笔者认为并不适用。广东2016年电力市场月度集中竞价交易中采用了一种独具特色的价差电费返还出清机制，经过7次月度竞价实践，效果良好，也得到市场主体的肯定，笔者认为仍有必要进行深入研究。

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　　中长期交易的安全校核问题

　　在负荷曲线不确定的情况下，中长期交易的安全校核是一个难点。

　　“基本规则”第六十三条规定：“电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，各级电力调度机构均有为各交易机构提供电力交易（涉及本电力调度机构调度范围的）安全校核服务的义务。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。”

　　目前国内对月度发电计划的安全校核已有一些研究，年度发电计划的安全校核基本上还是空白。传统的月度计划和安全校核以既定的机组电量为边界，考虑典型方式的电力潮流约束，不涉及发、输电量的校核和调整。最近的研究进展是提取负荷等发用电曲线的特征时段，在保证计划精细度的同时缩减计算规模。

　　值得注意的是，“基本规则”第六十七条提出了安全校核未通过时的处理办法：“安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减；对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。”

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　　合同电量偏差处理与平衡机制

　　电力市场与别的市场不同之处，就在于电能商品的流通必须通过电网，而且要满足一系列物理约束，其中最大的约束之一是电能难以大规模存储（不考虑少量储能），因此供需必须实时平衡。这决定了电网运行必须有一个集中统一机制维持全网的发用功率平衡与系统安全。由于中长期市场基本上属于电量型商品的交易，必须另设平衡机制。

　　“基本规则”第七十二条规定“中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理（即优先发电、基数电量合同优先结算）。”

　　预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。当电力供不应求时优先安排增发价格较低的机组增发电量，当电力供过于求时优先安排补偿价格较低的机组减发电量。

　　“基本规则”还提出了预挂牌日平衡偏差方式、等比例调整方式和滚动调整方式等其他偏差处理方式。“基本规则”提出的这些机制可以作为市场初期的平衡手段，但电力平衡的最终解决之道还是实时平衡市场与辅助服务市场的建立。

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　　跨省跨区交易与合同电量转让交易

　　“基本规则”第二十条对跨省跨区交易与合同电量转让交易进行了规定。

　　“跨省跨区交易可以在区域交易平台开展，也可以在相关省交易平台开展；点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。”

　　1988年10月国务院颁发的《电力工业管理体制改革方案》提出“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的管理体制，形成当前我国电力工业省为实体的格局，并形成一定程度的省间壁垒。跨省跨区交易对于打破省间壁垒、扩大电力资源优化配置的范围有积极意义。

　　“合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。”

　　合同电量转让交易为市场主体提供了规避风险的手段，也将形成二级市场，可能带来新的问题，监管机构应警惕虚假电量合同转让等违规操作。

　　对于计划电量与市场电量的关系、偏差电量考核等老生常谈问题，此处不再赘述。本文笔者认为，面对我国电力工业的实情，从中长期交易着手进行电力市场建设是一条可行途径。由易到难，循序前进，在市场交易的实践中培养市场意识，培育市场主体，完善技术支持系统及信用体系，逐渐过度到电能中长期交易和现货交易相结合的完善市场模式。

　　需要强调的是，电能中长期交易的作用不仅仅是管理金融（或财务）风险，更重要的是根据市场预测提前做好发用电计划，以及火电厂的燃料计划和水电厂的水库运行计划等。在一个稳定健康的电力市场中，物理执行的电能中长期交易合同是必不可少的环节。由于在我国火电厂燃料计划都是按年度、季度和月度安排的，月度电能交易是我国电力市场一个不可缺少的交易环节。总而言之，中长期交易不仅仅是初级电力市场的交易品种。（【陈皓勇　无所不能专栏作者，专家精英团成员，陈皓勇，华南理工大学电力经济与电力市场研究所】）