文/程菁苑（对外经济贸易大学金融学院）

一、引言

经济发展离不开能源的供应，改革开放以来，日新月异蓬勃发展的“中国制造”以大势所趋、势不可当的姿态走向全球。与之相对的是我国快速增长的对各类能源的需求，包括对一次能源，如煤炭、石油、太阳能、风能、核能、水能等，以及产生的二次能源，如焦炭、蒸汽、液化气、酒精、汽油、电能等的需求。人类现有的利用能源技术，其实就是在花式烧开水，换个方式说，都可以用于发电，转化成电能。电能作为现代工业社会的必需品，无法规模化存储, 这意味着电力运行需要保持供需平衡。我国多年前厂网一体的计划用电方式难以解决多变和激增的需求增长，厂网分离、市场化运作是必然的选择，电力市场的建设成为保障社会经济发展的重要工作之一。

自2015年中发9号文印发[1]，掀起了我国新一轮电力体制改革；2017年试点工作的通知，开启了试点工作的展开；2018年、2019年、2020年，国家发改委、能源局发布相继出台政策文件，在总结8个试点经验的基础上对市场规则和技术持续完善，对合理设计电力现货市场提出详细指导，并于2021年增加了5个试点单位，电力市场建设将进一步提速。

二、当前电力市场交易简述

当前电力市场主要包含以下三类交易。

（一）电力中长期交易

根据新版的《电力中长期交易基本规则》[3]，电力中长期的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式进行，第三方不得干预；计划电量应随着政府的放开采取市场化定价方式。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。市场化用户和跨区受电地区购电价格包括辅助服务费用。引入偏差电量结算机制，针对发电企业、电网企业、电力用户和售电公司采用了相同的±2%电量限额和按照固定比例支付偏差考核费用的管理模式。

（二）跨区跨省电力现货交易

跨区域现货交易主要用于组织富余可再生能源外送交易。交易主体主要有送、受端的网内水、风、光等可再生能源电力企业、电力大用户、售电公司和火电企业，以及电网企业。

（三）省级现货交易

以省为单位，进行省内现货交易，目前正在8个试点区域进行试点，交易规则和结算规则正在试行中，新增的5个试点也在探索中。部分试点的电力行业情况分析详见表1。

表1 部分试点的电力行业情况分析表

三、目前电力现货市场中存在的问题

电力市场中发电和售电规模持续扩大，参与交易的主体数量持续上升，市场竞争不断增强，各种主体类型和价格机制的差异化、同一用户费率的日期差异性、时段差异性、阶梯差异性成为售电市场的常态；发电企业的计划发电和实际输出曲线的偏差，售电公司日前市场的偏差量结算以及调度、各区域输配电、辅助服务的结算问题等等，都是当前存在和需要解决的问题。

电力现货市场上的边际成本定价出清，实际就是由负荷曲线对发电侧由低到高报价出力叠加而成平面的切割，当某一时刻负荷低或者风光电等新能源发电量突增时，现货价格就低，反之现货价格相对高。

边际成本定价机制决定了电力现货市场中的低价格，特别是在新能源高占比或者装机容量相对过剩情况下，电力现货价格将出现低于中长期市场合约的价格，煤机的现货市场价格接近其变动成本。此结果已在几个电力现货市场建设试点地区的模拟试运行市场中得到了印证。

此外，中长期合约是双方协商的形式，而非标准化的单位及标准化合约模板，而现货市场需要的是可以标准化度量的单位及标准化条约，方能实现线上横向比对，使得交易双方解耦，达到如证券交易市场一般的瞬时集合竞价、交割等线上交易。

当前以上问题，尚未有达成共识的解决方案。

四、融合中长期和现货交易，构建电力交易市场

电能量作为可以买卖的商品，和一般商品一样具有“量”“价”两个价值计算参数。但是和水能够存储在容器中不同，电能现有的技术和材料条件，仅能做小规模的存储，无法做大规模存储。以量的参数来看，从机组装机容量可达到的最大理论发电电量到实际发电电量再到上网电量，经过传输配送中的线路、电网损耗，到下网电量最后到用电电量，是一个不断衰减的数值；而从“价”的参数来看，一般来说时间越长的“预售”价格越低，中长期预售货变现货，临近实际发电的时间越短，价格越高，一旦发电开始，如同已经开始登机的航班一样，无法购售或已购售的作废/补偿处理，发电时点等于是价格拐点，从高点直接降至0。

但是单纯发电厂发出的电能量是没有办法使用的，还需要通过传输、配送、调频、调度、负荷集成等输配电服务和辅助服务以及运维服务这一系列的服务配套，才能转变成终端用户可以使用的电能。由于过去厂网一体化的基础，我国的现状是购售电、调度、运检维还主要由电网企业电力公司一体化经营，市场化不足，想要良性的实现市场化过渡，从根本上需要进行“阿米巴”[7]式的经营单位拆分，打破合约交易方式，改为商品交易方式，统一度量衡。据此，设计将电力交易市场分为一级市场和二级市场及电力金融市场三个部分。

（一）电力一级交易市场

构建一级电能+服务发行市场，其作用是锁定送端的发电企业、发电相关服务提供商以及明确预估的发电量。市场初期引入保荐制度和核准制度，场内交易成员根据需要缴纳一定比例保证金。

一级市场中，每个市场成员可以通过开架挂牌、集中竞价、双边协商的方式购售电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量交易，以及辅助服务、输配电服务、抽蓄、储能服务、负荷集成服务等，其中输配电调度、调频服务、电网/线的运检维服务可由独立运营商提供，也可由输配电服务商（例如电网公司）提供。一级市场交易以中长期为主，少量现货；批发为主，零售也以“一件批发”的方式进行交易。发电企业把电力按照3600J作为最小颗粒，可以定义成不同单位大小，例如千瓦时、万瓦时、兆瓦时、千兆瓦时等等。包装成年度、月度、多日等不同套餐的SKU[8]进行发售。中长期和现货都仅是不同的商品的不同SKU属性。输配电、辅助服务等企业，也可以根据自己服务内容及服务特性，包装成不同的SKU进行出售。一级市场结算为日清月结，交易一旦成交，不能履行交易内容进行交割的，根据市场规则进行评定及惩罚。售电公司等拟进行售电/转让的企业，需对购买的各项商品和服务进行合成及拆分，以便于在二级市场出售和转让。

（二）电力二级流通交割市场

二级流通市场中出售的商品源自一级发行市场的商品转卖或拆分而来，以及场外中长期合约、现货合约为商品进行转让。电力商品即时或者称之为瞬时物理交割的实时市场，一般采用统一出清的方式，由市场成员自愿参与购售交易，并对所形成的交易计划进行实物交割和结算。考虑到电力商品交割的瞬时供需平衡特征，所拆分出的商品，可按时间范围分解为到实时交割之前的数个小时乃至一日及日内设定不同的SKU进行购售。因此，电力二级流通市场中的卖家，通常出售的商品为将一级市场中购入的中长期和现货拆分到日前、日内、实时及至每5分钟为一个单位的商品进行出售。进入二级流通市场中出售的商品均为“套装”，已包含必要的输配电、辅助服务等必要的配售服务。由于二级市场中流通的商品源自一级市场或场外合约，因此送端电厂/机组已锁定，现货为主。包括合约转让市场、日前市场、日内市场和实时市场四个部分。二级市场是确定受端的市场，二级市场的交割结果是调度的直接依据。二级市场的结算为日清T+1日结，月末出账单进行结算轧差。

（三）电力金融市场

电力金融市场需关注金融合约的风险，和一般金融合约的风险类似，主要有:

（1）价格风险。例如世界上最大的电力和能源商安然 ( Enron)公司，由于对价格风险的判读失误、防控不足，不得不于2001 年宣布破产。（2）信用风险。是指交易对手不履行责任或不能完全履行责任所造成的风险。（3）其他风险，如安全性、流动性和效益性的风险之外，还有法律风险、操作风险等等。

电力金融合约市场能够为现货市场提供大量的套期保值者 ,稀释了电力合约市场上的投机成分。反过来，也能促进投资者行为理性化。

五、总结

电力市场建设还处于积极探索阶段，仍然需要使用大量的理论研究以及实验数据来进行支撑，并通过实践来验证。由于我国特有的电力市场环境，世界范围内难以找到相似度高的模式或者方法，一切都需要不断摸索，本文仅从电商平台、证券交易平台等的交易方式汲取灵感，结合电力交易的特殊性，构想了用标准化商品的方式，尝试提出一种电力交易市场构建的新思路。限于能力和经验的不足，只能是漫谈，仅作抛砖之举。