電力市場中長期交易與現貨市場的設計當前我國的電力市場改革中，各省、各地區推進的電力交易主要是發電企業與大用戶及售電公司的直接交易，包括雙邊協商和集中競價形式。出現了較多的關于電力市場是不是一定要建現貨市場，何時建現貨市場等討論。這里對相關的概念進行介紹、分析，并談下本人的一些看法。1電力體制改革的目標直接交易、雙邊協商、集中競價、現貨市場，都是實現電力交易的方法，是一種改革路徑。要討論改革路徑，首先要考慮改革的目標。對電力體制改革來說，還原電力商品屬性，建立市場化的交易機制是改革的具體路徑，而優化電力系統，乃至整個能源系統的資源配置，以最小的資源、環境等成本提供安全、可靠的能源供給，是最終的目標。所有的改革路徑、方案的設計，需首先考慮改革的目標，再結合實際的資源、環境、社會等方面的現狀和約束進行。電力系統資源配置的目標包括效率和公平兩個大的方面，而效率目標從時間尺度上講又包括兩個方面：長期效率以及短期效率。1）長期效率主要表現在電力系統投資、規劃的有效性。電力市場機制需要保證充足、有效、合理的投資，引導出電源、電網和負荷的優化規劃，以支持電力系統安全、穩定、經濟的運行。首先，投資水平不能過低影響電力系統的安全；其次，不能過度投資增加電力系統成本；最后，電源和電網的結構要合理、匹配。2）短期效率主要表現在電力系統實時經濟運行（調度）的有效性。電力市場機制需要能引導出最優的實時運行方案。運行階段，投資成本已經成為沉淀成本，這時候決策主要看可變成本、邊際成本，市場機制需要能引導出整體社會福利最大的運行方式。簡單的說，就是：讓發電可變成本最低的電廠先發電，讓用電效益最大的用戶先用電。由于電力的供給和需求隨時間不斷波動，而電力系統又必須保持實時平衡，電力系統的經濟調度必須按比較小的時間尺度進行。早期，一般以1個小時或半個小時為周期制定調度計劃，調度周期內的功率不平衡則通過調頻等輔助服務解決；隨著相關技術的發展，調度周期逐漸縮短，現在很多國家和地區以5分鐘為一個周期制定調度計劃。3）公平目標主要考慮社會福利在不同的市場主體之間的分攤。電力市場的公平性要考慮社會福利在不同業務環節主體如發電、電網和用戶之間的分攤，以及在不同地理、行政區域之間的分攤。改革方案需要考慮改革后不同主體之間福利的變化情況。2電力市場中的現貨市場經濟學中，現貨市場一般是指“一手交錢，一手交貨”的即時或準實時的交易。在電力市場中，不同的文獻、機構或學者對現貨市場有不同的理解或定義。一種是按時間劃分，將日以上的交易稱為中長期交易（或遠期交易），將日前及日以內的交易稱為現貨交易。我國的9號文及相關配套文件即按這種定義。另外一種，嚴格按經濟學中的定義，則只有最接近運行時刻的那個市場，才是現貨市場，其他的都是遠期市場（forwardmarket）。本文的后續描述中，為了方便及概念清晰，現貨市場指后一種意義的現貨市場，即最接近運行時刻的電能市場，具體的時間可以是日前、兩小時前、小時前，表現形式可以是日前市場、實時市場、平衡市場等。3電力市場中的中長期交易遠期交易（forwardcontract）和期貨（futures）、期權（option）交易都是一種中長期交易，即交易相關方約定在未來某一時刻按一定的價格進行一定數量的產品交易的模式。這幾種交易的區別主要在于是否標準化。遠期交易是一種非標準化的合同，交易雙方自行確定交易的地點、交易的數量和價格，而期貨和期權是一種標準化的合約，必須在期貨交易所進行，對合約的數量、價格、交割地點等都有嚴格的規定，對市場成員的信用也有嚴格的管理。目前我國電力市場中的直接交易、發電權交易本質上都是一種遠期交易，尚未建立相關的期貨、期權交易品種。國外大多數實行電力市場的國家或地區建立了若干期貨、期權市場，其可以增加交易的流動性，降低市場的風險。4遠期合約的結算電力遠期合約是一種金融合約，電力的售方和購方提前（五年、一年、一個月、一周或一天等）約定在未來的某一市場（日前市場或實時市場）以一定的價格進行一定數量的電力的交易。其常見的一種形式或叫法是差價合約，買、賣雙方不必有實際的電力生產、消費的需求，在約定的市場按照市場價格與合約價格的差進行結算即可。比如，電廠A與用戶L在2016年11月20日簽訂了2016年12月15日實時市場下午2點20萬kWh電力的交易合同，價格為0.4元/kWh。在2016年12月15日，若根據實時競價結果下午2點的電價為0.35元。則電廠A和用戶B之間需要按照合約電價0.4元與實時電價0.35元之間的“差價”進行結算：200,000*（0.4-0.35）=10，000元，即用戶L需向電廠A支付差價1萬元。反之，如果2016年12月15日下午2點的實時電價為0.42元，則電廠A需要向用戶L支付差價200,000*（0.42-0.4）=4000元。注意，簽訂差價合約的購、售方都不需要有實際的發電、消費能力。如果交易雙方在實時市場中有物理的發電和用電量，則均按照實際的電量和實時市場的價格結算。比如，在2016年12月15日下午2點電廠A的實際發電量是21萬千瓦時，用戶L的實際用電量是19萬千瓦時，如果該時段的實時電價是0.45元/kWh，則電廠A在實時市場可以獲得售電收入9.45萬元，用戶L在實時市場需要支付電費8.55萬元。對于差價合約的結算，可以由購售雙邊在實時市場之外場外方式結算，也可以將其提交給實時市場的運營機構讓其代為結算。目前大多數地區和國家的市場中通過市場運營機構結算。可以認為遠期合約買賣的是一種價差，或者說價格指數，即合約價格與約定的某個市場（日前市場或實時市場）的價格之差。電廠、用戶可以通過遠期合約規避價格的風險，交易商可以通過套利獲得盈利。5通過不同交易模式實現電力市場的目標前面提到，電力市場的目標包括長期效率、短期效率和公平等多個方面，可以通過多種交易類型的組合來實現這些綜合的目標。1）通過容量市場、政府簽訂的差價合約等實現市場長期的目標在長期，市場的設計需要考慮多個方面的目標，如：長期容量投資的充裕度問題；歷史問題，即改革前政府批準的一些投資能夠收回成本；改革可能造成的企業破產問題；可再生能源發展等能源政策的實施等。對這些目標，可以通過容量市場、差價合約等機制來實現，其特點是與企業實際的供給、需求量無關，不影響電力系統實時的運行。比如，通過容量市場使得發電企業即使不發電也可以獲得一定確定的收益，從而保證電源投資的充裕性。再如，通過政府主導簽訂的差價合約來保證相關市場主體的一定收益。實際上，英國、加拿大等很多國家都通過差價合約或類似的機制來實現政府的一些政策目標。我國廣東省的基數電量也可以用差價合約機制來實現。2）通過現貨市場實現短期的最優資源配置現貨市場中，所有發電企業和用戶采用全電量競價，按社會福利最大的原則（用戶不報價時即為發電成本最小）進行市場出清。在競爭充分和市場力有效控制的情況下，發電企業按照發電的短期邊際成本報價，成本低的電廠優先中標。根據科斯定理，只要允許中長期合同的自由交易，且交易成本很小，則現貨市場之前簽訂的中長期合同不會影響現貨市場的效率。可以用一個簡單的例子理解這個結論。系統有兩個電廠A和B，容量都是500MW，每度電的發電可變成本分別是0.2元和0.5元。某個交易時段（一個小時）的負荷是700MW。下面分析兩種情景下的調度結果。情景1：政府與A和B電廠分別簽訂了400MWh和300MWh的基數電量合同。不允許發電權交易。實際A和B分別發電400MWh和600MWh，總發電成本為0.2*400,000+0.5*300,000=230,000元=23萬元。情景2：沒有基數電量合同。根據經濟調度原則，A發電500MWh，B發電200MWh，社會總發電成本為0.2*500,000+0.5*200,000=200,000元=20萬元。相對情況1，總發電成本少了3萬元，也就是說，社會福利增加了3萬元。情景3：政府與A和B電廠分別簽訂了400MWh和300MWh的基數電量合同。允許發電權交易。由于A的發電成本遠遠低于B，A和B達成協議，B電廠將其100MWh的發電權以0.15元/kWh的價格轉讓給A。也就是說，A可以多發100MWh電，但需要給B一定補貼：0.15*100,000=15000元。這樣，最終A發電500MWh，B發電200MWh，社會總發電成本與情景B一樣為20萬元。但由于有基數電量合同，相對情景2，A多了15000元成本，而B多了15000元收益。但相對情況1，A多發了100MWh的電而增加利潤15000元，B少發100MWh的電也獲得了15000元的補貼，社會總福利增加了30000元，這主要是由于發電成本降低了3萬元造成的。情景4：政府與A和B電廠分別簽訂了400MWh和300MWh的基數電量合同。不允許發電權交易，但允許電廠在現貨市場申報上調、下調價格。假設A申報每度電價格高于0.35元可以增加發電100MWh，價格低于0.1元可以減少發電250MWh；B申報每度電高于0.6元可以增加發電200MWh，每度電補貼其0.35元愿意減少發電150MWh。現貨市場中，交易機構對上調、下調報價出清，結果A上調100MWh，B下調100MWh，對A增加的發電按每度電0.35元結算，對B減少的發電按每度電0.15元補貼。最終，市場的發電成本與情景2也一樣，為20萬元。A和B的利潤水平和情景3一樣。從上面的例子看到，在允許遠期合同（基數電量合同）進行交易（情景2的發電權交易或者情景3的現貨市場調節交易）且交易成本很低的情況下，基數電量合同的存在未影響社會福利，仍可以實現資源的最優配置，但基數合同電量的存在影響了社會福利在不同的市場主體（電廠A和B）之間的分配