1電力體制改革的目標

直接交易、雙邊協(xié)商、集中競價、現(xiàn)貨市場，都是實現(xiàn)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(yōu)化電力系統(tǒng)，乃至整個能源系統(tǒng)的資源配置，以最小的資源、環(huán)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(huán)境、社會等方面的現(xiàn)狀和約束進行。

電力系統(tǒng)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(xiàn)在電力系統(tǒng)投資、規(guī)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(yōu)化規(guī)劃，以支持電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經濟的運行。首先，投資水平不能過低影響電力系統(tǒng)的安全；其次，不能過度投資增加電力系統(tǒng)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(xiàn)在電力系統(tǒng)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(yōu)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(fā)電可變成本最低的電廠先發(fā)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(tǒng)又必須保持實時平衡，電力系統(tǒng)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(fā)展，調度周期逐漸縮短，現(xiàn)在很多國家和地區(qū)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(yè)務環(huán)節(jié)主體如發(fā)電、電網和用戶之間的分攤，以及在不同地理、行政區(qū)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(xiàn)貨市場

經濟學中，現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場，其他的都是遠期市場（forwardmarket）。本文的后續(xù)描述中，為了方便及概念清晰，現(xiàn)貨市場指后一種意義的現(xiàn)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(xiàn)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(shù)量的產品交易的模式。這幾種交易的區(qū)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(shù)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(shù)量、價格、交割地點等都有嚴格的規(guī)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(fā)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(shù)實行電力市場的國家或地區(qū)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(shù)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(jù)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(fā)電、消費能力。如果交易雙方在實時市場中有物理的發(fā)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(fā)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(shù)地區(qū)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(shù)，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(guī)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(yè)破產問題；可再生能源發(fā)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(xiàn)，其特點是與企業(yè)實際的供給、需求量無關，不影響電力系統(tǒng)實時的運行。

比如，通過容量市場使得發(fā)電企業(yè)即使不發(fā)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(xiàn)政府的一些政策目標。我國廣東省的基數(shù)電量也可以用差價合約機制來實現(xiàn)。

2）通過現(xiàn)貨市場實現(xiàn)短期的最優(yōu)資源配置

現(xiàn)貨市場中，所有發(fā)電企業(yè)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(fā)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(fā)電企業(yè)按照發(fā)電的短期邊際成本報價，成本低的電廠優(yōu)先中標。

根據(jù)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(xiàn)貨市場之前簽訂的中長期合同不會影響現(xiàn)貨市場的效率。可以用一個簡單的例子理解這個結論。系統(tǒng)有兩個電廠A和B，容量都是500MW，每度電的發(fā)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(shù)電量合同。不允許發(fā)電權交易。實際A和B分別發(fā)電400MWh和600MWh，總發(fā)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(shù)電量合同。根據(jù)經濟調度原則，A發(fā)電500MWh，B發(fā)電200MWh，社會總發(fā)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(fā)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(shù)電量合同。允許發(fā)電權交易。由于A的發(fā)電成本遠遠低于B，A和B達成協(xié)議，B電廠將其100MWh的發(fā)電權以0.15元/kWh的價格轉讓給A。也就是說，A可以多發(fā)100MWh電，但需要給B一定補貼：0.15*100,000=15000元。這樣，最終A發(fā)電500MWh，B發(fā)電200MWh，社會總發(fā)電成本與情景B一樣為20萬元。但由于有基數(shù)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(fā)了100MWh的電而增加利潤15000元，B少發(fā)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(fā)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(shù)電量合同。不允許發(fā)電權交易，但允許電廠在現(xiàn)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(fā)電100MWh，價格低于0.1元可以減少發(fā)電250MWh；B申報每度電高于0.6元可以增加發(fā)電200MWh，每度電補貼其0.35元愿意減少發(fā)電150MWh。現(xiàn)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(fā)電按每度電0.35元結算，對B減少的發(fā)電按每度電0.15元補貼。最終，市場的發(fā)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(shù)電量合同）進行交易（情景2的發(fā)電權交易或者情景3的現(xiàn)貨市場調節(jié)交易）且交易成本很低的情況下，基數(shù)電量合同的存在未影響社會福利，仍可以實現(xiàn)資源的最優(yōu)配置，但基數(shù)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。但如果交易成本很高（比如沒有上調下調市場，且缺乏有效的發(fā)電權交易機制），最終實際按照基數(shù)電量合同調度（情景1），社會福利就會受到損失。6對我國電力市場交易模式設計的建議

1）通過差價合約等中長期合同形式實現(xiàn)電力系統(tǒng)投資有效性、節(jié)能減排等方面的目標。

2）建立有效、方便的中長期合同（包括政府簽訂的基數(shù)電量合同和市場協(xié)商合約、集中競價合約）轉讓和交易機制。

3）現(xiàn)貨市場進行全電量競價，現(xiàn)貨市場的調度時段為半小時或更短。