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电力中长期合约的“旧误区”与“新思路”

   2023-12-08 中国电力企业管理34620
核心提示:本文从《电力现货市场基本规则(试行)》(以下简称《基本规则》)的两种结算方式说起

“中发9号文”印发以来,我国以电力中长期合约起步,逐步放开发电侧和用户侧的直接交易,市场交易规模稳步增长,但是在这个时期,发电调度及结算环节并未发生本质变化。直至电力现货市场运行后,绝大部分试点已形成现货全电量优化,中长期财务合同避险的机制,即现货出清结果决定机组发电计划,中长期合同对于主体来说只是结算意义上的财务合约,和实际发用电没有任何关系,无论是结算形式还是调度方式都将迎来全面变革。

和国外典型集中式市场多以现货全电量优化起步、配套中长期财务合同作为避险机制不同,我国开展的是先电力中长期后电力现货的渐进式改革,中长期合同被赋予了“压舱石”和“稳定器”的作用,在以发用侧中长期交易起步的相当长的历史时期内,发挥了稳定市场、凝聚共识的重要作用,国内外改革路径的不同,也造成了国内主体多对中长期合约存在诸多误解。特别是在转入现货结算运行的各试点,由于开展现货之前市场中没有中长期差价合约的结算形式,现货市场结算试运行地区又多采用中长期全电量结算、现货与中长期差量结算的形式,中长期财务合约从结算公式上看是物理形式,种种误区由此开始。本文从《电力现货市场基本规则(试行)》(以下简称《基本规则》)的两种结算方式说起,致力于厘清现货市场下的中长期合约长期存在的误区,以及用何种思路走出误区。

《基本规则》结算部分对电力中长期合约的表述

以不开展日前市场仅有实时市场的结算公式为例,说明两种结算方式的区别。

方式一:发电侧电能量电费=实时全电量电费+中长期差价合约电费=(实际上网电量×实时市场节点/分区边际电价)+合约电量×(合约价格-中长期结算参考点现货电价)。

方式二:发电侧电能量电费=中长期合约电费+实时电能量电费=合约电量×(合约价格+实时市场节点/分区边际电价-中长期结算参考点现货电价)+(实际上网电量-合约电量)×实时市场节点/分区边际电价=合约电量×合约价格+(实际上网电量-合约电量)×实时市场节点/分区边际电价+合约电量×(实时市场节点/分区边际电价-中长期结算参考点现货电价)。

我国现货结算从形式上分为“现货全电量结算、中长期差价合约结算”(方式一),以及“中长期全电量结算、现货偏差电量结算”(方式二)两种形式。方式一为国外集中式市场广泛采用的模式,我国蒙西试点也是采用的这种方式,按现货的价格和现货全电量结算现货电费,将中长期合约价格及中长期结算参考点的现货价格相减后乘以中长期合约量进行差价结算,两者之和即为市场主体电能量电费收入或支出。方式二可由方式一变形后得到,即先按照中长期签约价格结算中长期全部电量,现货全电量和中长期电量的差值按现货价格结算,最后加了一项中长期全量结算的位置信号补丁——“合约电量×(实时市场节点/分区边际电价-中长期结算参考点现货电价)”。从计算结果上看方式一和方式二是相同的。

《基本规则》结算方式二代表着我国长期以来将中长期财务合约实物化处理的思想,这种思想也是市场长期对电力中长期合约存在诸多误解的根源。

当前我国电力中长期合约普遍存在的误区

误区一:《基本规则》两种结算公式对于中长期的表述是完全等价的

将《基本规则》的两种方式完全等价是当前存在的第一个误区。《基本规则》印发后,业界对于结算章节议论热烈。从计算结果看,两种结算公式似乎可以等价,不同的方法论可以得到相同的计算结果,殊途同归。但是从精神内核上看,这是两种截然不同的表达,代表着两种不同的“世界观”。

由于我国广泛采用“中长期全电量结算”,中长期财务合约属性在结算公式形式上无法充分体现,造成全电量竞价现货市场从结算公式看是偏差电量竞价,给市场带来长期困扰。实际上,我国各试点以现货报价出清结果形成的电量曲线作为调度依据,发电物理计划仅取决于现货出清结果,和中长期合约没有任何关系;无论结算公式是何种形式,各省内现货下的中长期合约仅有财务结算意义。即使是省间中长期合同,在结算意义上依然为一种财务关系,对于送端省内的发电机组来说,即使签订了跨省中长期合约或中标省间现货电量,实时物理发电环节也可能存在限出力等情况,未必能实现基于省间中长期合约或省间现货出清结果进行发电,但只要市场规则的经济关系是明确的,相关方基于市场规则承担相应经济责任即可。

误区二:中长期合约是导致双轨制不平衡资金的原因之一

这是将中长期财务合约实物化处理带来的又一误区。实际上,计划和市场“双轨制”导致的现货不平衡资金和中长期财务合约不应存在任何关系,从《基本规则》结算方式一可以看到,中长期差价合约可以找到对应的签约双方,一方的差价合约收入即是另一方的差价合约支出,哪怕是给予发电的政府授权差价合约,也有全体工商业整体作为买方承担对等责任,因此差价合约的原理内涵就导致其必然是可以结平的。那为什么还会有如此的争议呢?最根本的原因是中长期全电量结算形式误导了部分主体,或是在结算公式上存在一些错误处理,中长期合约财务本质和物理形式混合在一起,以致于经常可以听到类似争论。

现货“双轨制”不平衡资金主要是发电和用电按现货价格结算的电量分时不对等造成的。“1439号文”“809号文”印发以来,现货结算运行地区,未直接入市的用户通过代理购电形式参与现货结算,居民、农业损益分摊或分享至全体工商业用户,但是当前依然存在发电侧部分电源未参与现货结算的情况。这就造成现货结算电量分时不对等,进而造成结算上的资金不对等,即不平衡资金。若发用侧均全面按照现货价格结算,省间电量作为电源或负荷参与省内市场出清并承担相应责任,同时完善网损的市场化采购机制后,便不会产生“双轨制”不平衡资金,发用电费只有计量原因或四舍五入等产生的不平衡。

误区三:电力中长期需要与现货紧密衔接

对于中长期和现货“衔接”认识的偏差是长期以来存在于市场中的第三个误区。之前已经表述,在结算层面,中长期合约仅为一种经济关系。现货下的中长期差价合约也仅仅是需要采用现货价格信号进行差价结算。原理上来说,现货参考价格的形式是可以由双方在场外约定的,只要签约双方达成一致,结算参考点价格可以在某些节点任意选取,也可以任意选择某些形式(比如某些节点的现货均价)。某些场景下,中长期合约并非必须进行电量和电价的分时,结算时可以采用中长期总电量及中长期合约一口价与结算参考点现货均价的价差进行差价结算,也就不存在中长期和现货的“分时衔接”。如果说中长期和现货有所谓的“衔接”,也仅是在经济关系层面二者须做好协同。

那我们一直提及的推动中长期分时段签约,加强现货和中长期交易的衔接说法错了吗?实际上,并不是这种提法存在问题,而是为了适应不同场景,不能将中长期模式固化在“分时”这一个维度上,某些场景下应该推动中长期合约的多元化签约方式。“中长期和现货衔接”相关误区和一直以来“现货和中长期偏差电量分时结算”的结算形式也有关,捆绑式结算导致主体大多认为现货下的中长期就应该进行分时签约,并且体现出分时的签约量价区别,有且仅有这一种形式。新一轮电改以来,中长期分时概念对于培育市场理念、认识电力的分时价值起到了一定的积极作用,然而当前改革步入新时期,过去旧有的固化观念已经不适应当下的新形势、新要求。

此外,当前我国现货建设还存在各地进度不一的问题,现货模式和非现货模式并存,相关制度的不协同问题在一定时期内还会共存。将中长期与现货分时衔接也会导致市场中可能存在套利风险,部分区域中长期分时限价机制若不合理,也可能导致长期的现货价格与中长期价格出现分时价差,进而产生套利空间,因此在分时机制下也存在“中长期分时价格以该时刻现货价格信号为引导、在数值上充分逼近”等要求。

误区四:省间中长期“物理执行”

市场经济关系和电力物理输送关系没有厘清,对“物理执行”的理解不到位是广泛存在于中长期合约中的第四个误区。对“物理执行”的理解误区是造成省间省内价格可能严重倒挂的主要原因。国外电力市场执行远程送受电合同(相当于跨省跨区交易)时,在送端和受端现货电价倒挂的情况下,会推动送端采购受端现货电力完成合同。由于我国省间中长期交易市场化程度不高,缺乏应对供需剧烈变化的灵活调整机制,外电无法基于现货价格信号在受端采购电力实现多元化“物理执行”,同时由于部分区域新能源未入市,造成无法通过省间现货在严重过剩时段向省外售电,进一步加剧受端低价及省间省内价格倒挂,也阻碍了新能源的消纳。同时,省内省间的经济责任不明确,造成市场中缺乏推动省间送电曲线优化、省间送电多元化“物理执行”的力量,造成省间送电僵硬“物理执行”,省内现货低价无法引导外电充分下调相应时段送电量(采购省内低价电量完成送电计划即“物理执行”)。

误区五:中长期市场具备完善的价格发现功能,可以不再开设现货市场

未认识到电力现货市场的必要性是长期存在的第五个误区。2020年起,燃煤发电标杆电价机制改为“基准+浮动”电价机制,基准价对标各地现行标杆电价,发用电双方交易价格以燃煤发电基准价为标尺,以燃煤价格为参考进行浮动。电价依然是根据燃煤价格对政府核定价格进行相应的调整,与之前的“煤电联动”政策本质相近,发用电双方实际上还是在围绕政府制定的燃煤基准电价进行浮动价格的竞争,特别是在燃煤价格大幅波动、政府介入期间又回到了政府定价模式。因此,仅有竞价形式并不意味着实现了市场化,只有真正通过完全竞争性的定价模型形成价格,才可能真正实现市场的价格发现功能。

电力市场体系的核心就是电力现货市场,只有电力现货市场才能真正实现基于全网供需发现真实分时边际价格,真正实现由竞争形成价格的市场化定价,为各种市场机制提供精准的电价信号,因此只有中长期交易的市场不是完整的、真正的电力市场。从国内外电力市场建设历程来看,未来我国电力市场化建设方向为:建立以电力现货市场为核心的电力市场体系。我国电力现货市场为全电量竞价模式,发电侧全部电量通过报价或者作为价格接受者参与市场竞争,根据供需情况及安全约束出清形成真实的市场价格,不受政府核定的燃煤基准价影响,可真正发现电力的时空价值,实现以价格信号引导的电力资源优化配置。

破除电力中长期合约误区是建设新型电力系统的客观需要

各种误区禁锢了市场思维,从以上误区可以看出错误观念的普及对于市场思维潜移默化的负面影响。电力市场机制是人为设计的制度,可以有创新创造,但是依然不能违背电力经济基本原理,不能违背市场机制促进电力资源优化配置的初衷。然而市场总是先入为主,一种模式形成后即会产生阻碍其继续变革完善的力量,同时,一种模式在市场中存在得久了,市场中就会形成一种默契,市场主体慢慢就会接受这样的模式并且将其视为标准模式,将经济关系不明确、满是补丁的市场视为正常,市场中也会慢慢失去不同的声音。

2023年7月11日,中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》,提出要深化电力体制改革,健全电力市场功能,加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统,更好地推动能源生产和消费革命,保障国家能源安全。新型电力系统建设需要更加灵活经济、更加适应清洁能源特点、与全国统一电力市场建设相适应的电力市场机制设计。

新能源参与电力市场往往也有高比例的中长期签约及分时签约等要求,较大的分时电量电价偏差可能导致新能源较大的收益损失。在新能源高占比的新型电力系统中,如何完善适应新能源的市场机制、推动其参与市场并实现新能源和调节电源的共存与可持续健康发展是新型电力系统建设的难题之一。充分认识中长期的性质,厘清物理输送电与中长期合约经济关系,完善适应新能源参与现货的中长期交易机制,对于优化省内省间电力资源配置、推动新能源的全面入市具有重大意义。

走出“旧误区”需要“新思路”

建议采取以下措施尽快走出误区,以新思路面对新形势、解决旧难题:

创新新能源中长期合约新机制,以适应新能源避险需求。一是给予新能源不同方式的中长期合约签约方式选择,消除新能源等的入市政策障碍,允许新能源以总电量的形式签订中长期差价合约,灵活选定结算参考点及结算参考价格形成方式,可选择现货出清均价作为结算参考点价格,以降低新能源波动性、随机性导致的分时9偏差结算风险。同时变革现行绿电交易机制,推动绿电交易上网关口交割,买方承担对应平衡责任。二是以试点方式推动新能源政府授权合约过渡机制。根据新能源发展消纳情况、用户承受能力等实际情况,确定各新能源市场主体政府授权合约总电量规模。地方政府相关部门按照确定的总电量规模,委托电网企业与新能源企业签订政府授权合约。给予成本较高的新能源项目部分政府授权合约电量,保障其合理收益,以推动其可以参与电力现货结算。签订政府授权合约的新能源市场主体可以正常参与电力中长期交易,政府授权合约电量按照政府授权合约电价与市场参考电价进行差价结算。现货市场运行地区,允许政府授权合约不给定曲线,只按照事先确定的政府授权合约电量规模,以所在节点实时出清均价进行差价结算。政府授权合约所产生的盈亏由全体工商业分享或分摊。

完善外电的市场化灵活调整机制,多元化“刚性”执行省间中长期合同。加大省间现货电量比例,允许售电公司参与省间现货交易。推动送受端发用电双方直接签订中长期合约,日前中长期交易价格上下限与省间现货价格上下限保持一致,在送受端发用电主体市场交易形成基础上,安排剩余的省间计划。多元化“物理执行”省间中长期合约,以省内价格信号优化省间送电。在坚持跨省区送电中长期合同的同时,建立跨省区送电短期灵活调整机制。允许基于送受端省内价格调整实时送电计划,允许受端电价低的时候反向送电(实际为原送电计划减送)冲抵长期合同,即送电方在受端省内采购电量完成送电计划。推动省间电量按国家文件要求参与送受端出清结算,公平承担经济责任。

电力中长期合约误区正成为新能源入市、发展的阻碍,当前市场正在自行编织并不断强化思维牢笼,捆住了市场的“手脚”,影响了省间资源的进一步优化。当前亟需规范对现货下的中长期合约财务本质的认识,尊重基本经济原理,创新适用于新型电力系统与全国统一电力市场建设的市场机制,推动各类主体入市,有效解决高比例可再生系统中调节支撑电源的生存发展,以及电力保供的问题。同时应认识到电力现货市场建设的必要性和紧迫性,按照“813号文”相关要求,全力推动各地现货结算运行工作,以有效的市场价格信号推动电力资源的大范围优化配置,引导电力规划投资,更好地推动能源生产和消费革命,保障国家能源安全。

 
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