中國儲能網(wǎng)訊：年尾將至，2020年各試點省份的現(xiàn)貨結(jié)算試運行工作已經(jīng)結(jié)束或即將結(jié)束，盤點今年中長期電量與現(xiàn)貨市場的銜接模式，主要有以下四種：
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一是以浙江、甘肅為代表的發(fā)電側(cè)單邊模式，發(fā)電側(cè)中長期電量（含基數(shù)電量和優(yōu)先發(fā)電計劃）由電網(wǎng)調(diào)度按照一定模式（如統(tǒng)調(diào)負荷曲線）進行分解。
日前中標電量曲線與中長期電量分解曲線的偏差電量在日前現(xiàn)貨市場結(jié)算。
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二是以山西等省為代表，允許用電側(cè)參與現(xiàn)貨市場結(jié)算，不單獨組織現(xiàn)貨模式下的中長期交易，但要求用電側(cè)按傳統(tǒng)模式交易的中長期電量占實際用電量的比例不低于95%。發(fā)電側(cè)基數(shù)電量或優(yōu)先發(fā)電計劃由電網(wǎng)調(diào)度按照“以用定發(fā)”原則進行分解；市場化中長期電量按照一條直線或發(fā)用雙方協(xié)商的曲線進行分解。
發(fā)用兩側(cè)的日前中標電量曲線與中長期電量分解曲線的偏差電量在日前現(xiàn)貨市場結(jié)算。
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三是以廣東省為代表，允許用電側(cè)參與現(xiàn)貨市場結(jié)算，中長期電量既包括傳統(tǒng)交易模式形成的交易電量（價差中長期電量），也包括為現(xiàn)貨試結(jié)算單獨組織的中長期交易電量（絕對價格中長期電量）。要求用電側(cè)價差中長期電量至少占用電側(cè)實際用電量的90%以上。發(fā)電側(cè)基數(shù)電量由電網(wǎng)調(diào)度按照“以用定發(fā)”原則進行分解；價差中長期電量可按照原合同約定、用電側(cè)歷史用電曲線或發(fā)用雙方重新協(xié)商的曲線進行分解；絕對價格中長期電量按照的自定義曲線（雙邊+掛牌）或常用曲線（競價）進行分解。
發(fā)用兩側(cè)的日前中標電量曲線與中長期電量分解曲線的偏差電量在日前現(xiàn)貨市場結(jié)算。
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四是以山東為代表，允許用電側(cè)部分電量參與現(xiàn)貨市場結(jié)算，試結(jié)算期間無傳統(tǒng)交易模式的中長期電量對應（銀東直流電量除外），單獨組織現(xiàn)貨模式下的中長期交易（自定義曲線），且不強制要求用電側(cè)的中長期電量比例。發(fā)電側(cè)優(yōu)先發(fā)電計劃由電網(wǎng)調(diào)度按照“以用定發(fā)”原則進行分解；現(xiàn)貨模式下的中長期交易電量按照交易雙方的自定義曲線進行分解。
發(fā)用兩側(cè)的日前中標電量曲線與中長期電量分解曲線的偏差電量在日前現(xiàn)貨市場結(jié)算。
上述四種模式中，只有山東模式最接近自由的市場，也是全國范圍內(nèi)首次允許用電側(cè)市場主體完全自主決定多少電量通過中長期交易鎖定價格，多少電量進入現(xiàn)貨市場結(jié)算。盡管山東省今年的現(xiàn)貨試結(jié)算暴露了很多問題和矛盾，但這些問題和矛盾并不是山東獨有，恰是因為山東推進現(xiàn)貨試點的決心最大、改革最徹底，才導致市場機制與原有體系之間的矛盾暴露得最為充分。
在山西、廣東等強制用電側(cè)交易高比例交易中長期電量的現(xiàn)貨結(jié)算試運行中，表面上看是通過高比例的中長期電量防范了現(xiàn)貨價格波動過大的市場風險，但由于中長期負荷曲線的預測十分困難，在數(shù)周乃至數(shù)月前簽訂的中長期電量曲線與日前現(xiàn)貨市場中用電側(cè)的申報電量曲線難以完美匹配，因此并不能起到穩(wěn)定電力價格的作用（詳細分析見《穩(wěn)定價格，除了90%長協(xié)還需要什么》）。
另外，我國大部分省份的電力市場為寡頭壟斷市場，發(fā)電企業(yè)可通過發(fā)電側(cè)聯(lián)盟（卡特爾）控制中長期電量價格。如果像山東那樣，試結(jié)算規(guī)則并不強制用電側(cè)交易高比例的中長期電量，當其價格明顯高于用電側(cè)的普遍預期后，大部分售電公司（和大用戶）會選擇減少中長期電量，讓更多電量在現(xiàn)貨市場中結(jié)算。而在山西、廣東的現(xiàn)貨試結(jié)算中，由于交易規(guī)則的約束，無論價格多高，售電公司（和大用戶）都必須購入高比例的中長期電量。
如果用電側(cè)的日前申報電量曲線（實際上是售電公司和大用戶對第二天用電曲線的預測）與中長期電量曲線偏差不大，高價格的中長期無非是縮小了售電毛利，對于早已習慣微利的廣大售電公司而言也不算什么；但是如果出現(xiàn)用戶停產(chǎn)檢修或環(huán)保限產(chǎn)的情況，導致中長期電量明顯多于日前申報電量時，對于售電公司而言就是滅頂之災了。當中長期電量大于日前中標電量時，售電公司（包括大用戶）相當于將多出的電量以日前市場的價格退回或者說反賣回日前市場。由于中長期價格明顯高于現(xiàn)貨價格，這種電量反賣可能造成售電公司的巨額虧損：
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以廣東8月的現(xiàn)貨試結(jié)算為例，其整月日前市場日均價格的算術(shù)平均值約為0.189元/kWh，而中長期電量平均價格卻高達0.416元/kWh，這意味著售電公司如果將一天的中長期電量反賣回日前市場，其度電虧損可能在0.227元/kWh以上，幾天的電量反賣就可能將整月的批零毛利虧完。
在目前的電力市場中，發(fā)電側(cè)處于明顯的強勢地位，如果認為現(xiàn)貨試結(jié)算中，中長期電量必須在一定比例之上，才能發(fā)揮穩(wěn)定電價的“壓艙石”作用，那么約束發(fā)電側(cè)必須根據(jù)可用容量賣出中長期電量不是一樣可以達到目的嗎？因此，僅僅約束用電側(cè)購買中長期電量，恐怕并不是為了規(guī)避市場風險，而是為了保障發(fā)電側(cè)收益。
在一個正常的市場中，期貨價格總是收斂于現(xiàn)貨價格，強制要求用電側(cè)交易中長期電量，必然導致現(xiàn)貨與中長期在價格形成層面發(fā)生割裂，從而產(chǎn)生出更多的市場運行問題。在廣東2021年的長協(xié)交易中，很多獨立售電公司難以買到足夠的長協(xié)電量，且價格明顯比發(fā)電集團的售電公司要高。這種不平等的市場競爭，為何市場監(jiān)管部門視而不見呢？
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對于發(fā)電側(cè)而言，高比例的中長期電量也同樣不能起到穩(wěn)定發(fā)電收入的目的。從浙江、廣東等省的現(xiàn)貨試結(jié)算結(jié)果來看，現(xiàn)貨市場價格偏低以及發(fā)電側(cè)利潤水平的大幅分化應與高比例中長期電量有關(guān)。
發(fā)電企業(yè)因為持有較多的中長期電量，在利用小時數(shù)考核的約束下，往往采用在日前市場報低價保開機的策略，甚至第一段報零價或最低價已成為發(fā)電側(cè)普遍的報價方法。這導致現(xiàn)貨價格普遍偏低，失去價格發(fā)現(xiàn)功能：
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例如浙江7月日前市場現(xiàn)貨平均價格僅為210.4元/MWh，較前兩次試結(jié)算分別下降21.35%和40.48%。而山東11月日前現(xiàn)貨平均價格為250.74元/MWh，如果再加上容量補貼，山東發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨市場的電費收入明顯高于浙江、廣東等省份，這與電廠持有的中長期電量相對較少不無關(guān)系。
具體而言，如果發(fā)電機組的日前中標電量曲線與中長期電量曲線較為吻合，那么中長期電量可以有效對沖現(xiàn)貨低價傷害：
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例如在廣東省8月現(xiàn)貨試結(jié)算中，現(xiàn)貨+中長期的綜合電價一般在0.38元/kWh以上。但如果上述電量曲線不能匹配，則會引起利潤的大幅波動：當中長期電量小于日前中標電量時，多出的日前電量將用較低的日前現(xiàn)貨價格進行結(jié)算；當中長期電量大于日前中標電量時，則相當于發(fā)電企業(yè)從日前現(xiàn)貨市場買電交付中長期電量。
在廣東8月的現(xiàn)貨試結(jié)算中，由于大部分中長期電量是按照歷史統(tǒng)調(diào)負荷曲線進行分解，這與很多機組的發(fā)電運行方式并不匹配：
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比如燃氣機組主要負責頂峰，在負荷低谷時段一般不會中標電量。但此時該類機組仍持有不少中長期電量，廣東0時到8時（末）的日前現(xiàn)貨均價僅有約0.115元/kWh，這時的中長期電量已完全淪為投機工具，燃氣機組此時可通過中長期電量套取每度0.3元以上的收益。這相當于將負荷低谷時段發(fā)電的基荷機組的電費利潤，轉(zhuǎn)移給了能夠靈活啟停的峰荷機組，從而引起電廠利潤的大幅分化。
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因此，如果明年的現(xiàn)貨試結(jié)算規(guī)則仍強制要求用電側(cè)交易高比例中長期電量，那么相關(guān)政府部門就有義務和責任至少做到以下事項中的一項：
①保證電力市場中不存在發(fā)電側(cè)聯(lián)盟（卡特爾），中長期電量價格不會被人為抬高；
②要求電網(wǎng)調(diào)度按照用戶實際用電曲線事后對市場化中長期電量進行分解；
③對因為日前申報電量曲線與中長期電量曲線偏差過大導致虧損的售電公司進行財政兜底。
