专家争鸣：电力中长期交易避险功能失效了吗

陈启鑫 清华大学能源互联网研究院副院长、长聘教授

此前，我国部分地区出现了各种原因导致的中长期合约签订积极性不高的现象，主要反映了两个方面的问题。其一，能源市场不确定性显著增加，能源供给与消费预期存在较大割裂。目前，国际能源市场中煤炭、天然气价格高企，波动剧烈，供电侧成本居高不下。新能源发电比例不断提升，进一步增加了系统出清价格的不确定性。在不确定性较高的背景下，各方市场主体很难对未来市场竞争态势进行准确预判，因此过早签订周期过长的中长期合约，对市场主体来说很难“下定决心”。其二，目前我国电力市场规则中对于中长期合约的要求较为保守，例如限制了中长期合约价格偏离指导电价的幅度、要求必须签订特定长度或特定比例的中长期合约等。这些强约束从客观上造成中长期合约难以按照市场规律充分发挥作用，例如在一次能源价格大幅度上涨的背景下，在中长期合约价格允许区间内签约，将给发电主体带来难以避免的损失。

尽管如此，长期看来，中长期合约在我国电力市场中作为“压舱石”的重要作用仍不可动摇。一方面，中长期合约代表了市场对未来供需态势的预期，大量的中长期合约将成为现货市场的价格锚点，对于稳定现货市场秩序，指导市场主体有序报价有着重要的意义。另一方面，中长期合约对于市场主体本身降低风险、锁定收益仍有一定的积极意义，假如市场主体能够参考未来能源市场走势签订相对短期的（季度或月度）合约，既能在一定程度上确保市场里中长期合约的比例，也能够在保证交易价格合理的基础上实现提前锁定市场主体交易量、确保合理收入。

为了充分发挥中长期合约的市场作用，提升 市场主体签订中长期合约的积极性，有必要对目前电力市场中长期合约交易机制进行适度的调整。首先，应增加中长期合约的灵活性 ，例如在能源价格波动较大时将中长期交易的重点从年度交易移至季度或月度交易，甚至开放周交易以提升中长期合约的价格时效性； 其次，应建立中长期合约的价格调整机制 ，建立中长期合约指导价格及允许价格范围与一次能源价格发展趋势的联动机制，避免中长期合约允许价格与市场实际成本与效益偏差过大的情况； 最后，应建立中长期合约与现货市场的联动机制 ，例如统一中长期合约与现货市场的价格浮动区间，以避免中长期合约价格水平过低倒逼市场主体只参与现货交易的问题。

江湛 电力研究者

首先，电力供应紧张是一个比较泛的概念，《有序用电管理办法》（发改运行[2011]832号）对电力供应紧张程度进行了四级分类。结合近年来电力需求侧管理工作的成效来看，在IV级程度下，通过开展需求响应就可以确保供需平衡，不易影响到市场正常运行，这也是这个话题预设条件需要考虑的。但在I-III级情况下，随着用电缺口进一步扩大，再谈论市场交易的功能变化可能不太具有现实意义，建议此时应根据缺口程度，适时启动市场熔断机制。

其次，电力供应紧张的原因是多元化的，既可能来自于终端用电的超预期激增，也可能来自供给侧产能受限。在源侧产能受限的情况下，如燃料无法正常供应、自然界风光不佳等，都会造成供给侧成本攀升，使得已锁定的中长期合约对于供应侧失去意义，必然对电力中长期交易中的电力供给方造成经济损失 。

再有，从我国电力中长期交易的实质来看，特别是已启动现货运行的省份，中长期交易仅用于锁定结算收益，并不影响电力的实物交付。即便在未启动现货市场的省份，中长期交易的是不按曲线交付的电能量，也不会影响电力在具体时段的交付。因此，我国当前的电力中长期交易功能主要影响的是经济结算收益，虽然终端峰谷电价可能会影响部分电力用户移峰填谷，但不会对电力供给情况产生大的影响。

综上分析，供应偏紧状态下的电力中长期交易不会显著影响电力供需本身，影响的只是在市场交易中的发电企业、电力大用户和售电公司所获得的经济收益。需要注意的是，由于电力中长期交易对经济收益的锁定作用，在当前大宗商品行情下，煤电企业签署电力中长期合约应充分考量上游成本的传导因素；新能源企业应重点考虑中长期合约的调整规则设计。这也是未来中长期交易应该重点关注和完善的方向。

从避险角度看，发电侧，控制上游成本是最为有效的避险手段，但应综合权衡主责主业、企业人员构成优势、企业文化磨合、地区资源差异等多方面因素考虑；需求侧，提升中长期合约签署的比重是一种有效的避险手段，但同时也牺牲了在电力市场中交易灵活性。

谷峰 电力市场研究者

如果我们把商品交易“货钱两讫”这个过程看成是实物交易的过程，那么电力交易仅指电力现货交易中的实时市场环节。我们常说供需决定价格。电力由于受网络传输等多种限制，平衡责任是电力商品定价的核心，真实的供需发现真实的价格，那么最为准确的电力供需就发生在系统供需平衡时刻，准确的价格也在这个时刻被发现。

举例来说，在提前一年准确预测供需的情况下，大宗商品期货与现货的时间段之差大概可以达到300倍左右，如果以瞬间（0.4秒）定义实时，参考大宗商品的时间段之差，可以得出120秒的时间段，电力商品交易已经出现了财务属性。当然这是一个极端的例子，如果以实时市场15分钟的间隔来测算，时间段可以扩展到72小时。

因此，无论如何设计市场，电力商品都会受平衡责任影响，一天以上时段的电力交易已经出现了财务化趋势，真正的实物交易仅发生在实时市场。即便发用双方签订的是实物合同，对于中间商依然是财务责任上的约定，最终的交割发生在实时市场。也就是说，实物交易发生在现货市场，中长期交易仅用来规避现货价格的剧烈波动，其实期货等金融衍生品也可以起到这个作用。

采用分散式市场的典型案例是北欧电力市场，8成以上的电力商品实物交割，并没有被中长期合同所覆盖，而是依靠北欧发达的金融衍生品市场进行避险。这与传统的计划分配发用电指标，“中长期为主+现货为辅”的构成机理完全不同，而是“能够使用的电力商品均来自现货或现货交割，部分现货被中长期合同覆盖，金融衍生品可以很好地替代中长期交易”。

基于上述判断，当把中长期交易机制作为电力现货市场的避险机制时，电力现货市场中市场主体感受到了什么风险，中长期交易机制就要为这种风险进行专门设计。从国际市场建设经验来看，中长期价格和现货价格耦合是评价市场运营效率的重要指标。一般来说，电力现货市场有报价和出清价的上限，中长期合同往往没有限价，现货价格的变化趋势会指导中长期价格的变化趋势。也就是说，如果准确预计现货价格将快速上涨/下跌，或者某一时段面临超级高价（低价），中长期交易对应的价格或时段价格也会相应变化。当供应紧张时，中长期交易价格会与现货的平均价格水平相当。因此，依靠多签中长期合同降低或者抬高电价是错误的观点，中长期价格一定与其覆盖的现货时段均价接近，除非立约双方对趋势判断差距很大。

产生中长期合同多签能够规避供应紧张高价的“错觉”，主要是因为对电力交易的场外干预。例如，对中长期交易设置限价，且上下限远低于现货价格的波动幅度；再如，限制中长期交易对现货的覆盖比例，以限制中长期交易和现货交易的“相互替代性”。场外干预会扭曲价格的正常形成，并影响资源的优化配置。理智的市场主体能够接受良好的中长期交易价格与现货价格相互耦合。

历史上，油价放开以后，面临油价上涨大趋势的时候，中国的石化企业把加油站预付费卡的购买标的从“多少升”变成了预存“多少钱”，最终按现货价格交割油品，这就是非常典型的现货定价的例子。当然，油价呈下降趋势时，石化企业也许又会把预付费变成预购置模式，这种情况也很好理解。

场外干预中长期交易，使之不能与现货价格耦合，同时打破两者的替代关系会带来一定风险。2020年，某省高比例签订电力中长期合同，受疫情影响第一季度用电大幅下滑，按照“照付不议”的要求用户要在没用电的情况下支付大量费用，此时只能干预，降低中长期交易合同量；次年，该地未强制中长期合同比例，但下半年出现了价格暴涨，超过了售电公司承受能力，只能被迫再次干预。该案例证明，中长期合同覆盖现货的比例既不是越高越好，也不是越低越好，比例多少合适实质上反映的是各种不同风险承受能力主体的事权。

在批发侧也有类似案例，2022年初，某省要求可再生能源带曲线高比例签订年度中长期合同，对于可再生能源来说，由于其预测准确率随时时间逼近而提高，如果自行（不通过承销公司）签订中长期合同，应当采用“逐次逼近法”确定中长期合同曲线，比如年度的保证出力只有10%，那就签10%的出力，季度保证出力到了25%，那就再签15%的出力，以此类推，在日前市场开市前形成全部的中长期交易合同。否则，中长期交易对可再生能源来说就不是避险，而是直接的“风险”因素。

最近欧洲PPA大幅减少，其中最重要的原因就是PPA里有约定的出力曲线，对于未发电时段，原本可再生能源是在现货市场里购买部分电力完成PPA的交割，现在欧洲现货市场价格大涨，为2019年平均水平的5-10倍，可再生能源购买部分电力支付的费用大大超过了违约金，因此发电企业不再愿意签订PPA。

综上，对于中长期交易在电力供应紧张时期作用，个人认为， 电力交易从使用价值（实物）层面指的是电力现货交易，中长期交易仅仅是避险手段之一，并非市场体系的必须环节。合理的中长期交易机制能够避免现货价格剧烈波动的风险，但不能避免电价上涨和下跌的风险。多签中长期合同，可能对某些主体来说反而是 “灭顶之灾”。

柴玮 电力研究者

首先要厘清我国中长期交易合同的性质，以及发挥作用的机理。从市场模式来看，我国目前现货市场建设以集中式市场为主，现货市场中全电量进行集中优化，因此所有中长期交易都具有财务合同性质，其主要作用就是为了对冲现货市场中的价格波动带来的风险。在北美等电力市场中，除现货市场交易外的中长期交易都属于电力差价合同，是市场主体为对冲现货市场价格波动风险而签订的一种财务合同，或在交易所交易的标准金融合同，一般不属于系统运营商（ISO）的工作范围，所以无论是在他们的电力市场规则体系中，还是实际结算中，都没有中长期交易的相关内容。因为对市场主体来说，签订中长期合约是在对未来现货市场价格判断的基础上，对自己已有的合约仓位进行调整，以实现规避价格风险的目的，不需要物理交割，更不需要进行安全校核。

我国电力市场建设都是以中长期市场起步，然后再开展现货市场建设。需要明确的是，在没有开展现货市场的地区开展的“中长期交易”可以被看作发电企业单边向部分市场化用户提供“优惠电”的行为，而并非真正的“交易”行为，因为反映市场供需的价格信号只能由电力现货市场提供。

到2022年底，我国大部分地区都将开展电力现货市场，其中山西、蒙西、山东、广东、甘肃现货市场已进入连续运行阶段。根据国家发展改革委、国家能源局2020年印发的《电力中长期交易基本规则》，“开展电力现货交易的地区，可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则。”这说明在现货市场运行的地区，中长期交易内容、结算方式等都会与未开展现货市场的地区有所不同，所以才需要与之相配套的交易规则。

另一方面，在当前供需紧张、价格波动较大的形势下，要清醒认识到中长期交易“压舱石”作用有限，保供还是需要电力现货交易机制。

电力中长期交易可以发挥对冲现货市场价格风险的作用，但是无法抵销一次能源价格上涨、战争等极端情况的影响。 自2021年开始，天然气和煤炭价格的飙升引发了电力供应危机，世界范围内出现了能源供应紧张的局面。我国受国际、国内多种因素影响，煤炭价格从年初开始一路上扬，于10月中旬达到高点，进入2022年后动力煤市场价格整体仍然保持高位，且俄乌冲突加剧了国际能源供应紧张形势，短期内难以有明显好转。根据中电联的测算数据，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右，煤电企业出现了大面积亏损的情况。在这种情况下，即便国家相关部门对于中长期合约签订比例有明确要求，发电企业依然难以完全按照合约来执行，因为中长期合约的价格已经无法覆盖其燃料成本，唯一能降低亏损的方式就是尽可能少发电。

而在开展现货市场的地区，由于供应紧张现货市场价格走高，发电企业为了尽可能减少损失，仍然会选择继续发电，因为如果不发电，他们就需要在现货市场中购买更贵的电来兑现合约，这也是我们看到有现货市场运行的地区要比没有运行电力现货的地区电力保供情况要好的原因。