电改九年观察 │ 正确识别电力市场中的“实物”和“财务”

电改九年观察 │ 正确识别电力市场中的“实物”和“财务”

新电改九年来，电力市场建设从“0到1”取得了诸多突出成果。 2023年，我国电力现货市场建设进入加速期。山西、广东电力现货市场已于年底正式运行。其他试点地区市场不断完善迭代，非试点地区积极探索实践。总体呈“全面发力、多点开花”的态势。电力现货市场在发现价格、促进供应保障、优化电力资源配置等方面发挥了显著作用。电力现货市场的设计必须立足于实物。电能生产、传输和使用的属性，而市场本身更注重厘清各类主体之间的经济关系，由于对电力物理运行与市场经济的关系认识不清，对电能的本质产生了误解。站在新的起点上，还原事物本质，正确识别电力市场的“实体”和“金融”就显得尤为重要。电力市场并重新认识电力市场矩阵。

通过电网使用电能，使得电力商品既具有一般商品属性，又具有特殊商品属性。围绕电力商品属性（电力、平衡、调节、可靠性）进行功能齐全的电力市场矩阵的构建。矩阵的核心包含两个级别。一是要以现货电能市场为基础进行市场机制的总体设计，围绕现货主要能源市场建立健全辅助服务市场和容量市场（或容量机制），做强辅助服务市场对接现货主要能源市场，支持其他场外机制落实产业政策或民生政策；二是根据市场避险需求，建立健全相关机制，丰富不同层次的避险产品，满足市场主体需求。上述两个层面建设的前提和关键是正确区分实体电力市场和金融市场。因此，本文在明确电力市场矩阵构建思路的基础上，重点分析市场中的实物交割和金融关系，并基于此视角提出改进建议。电力市场矩阵的一般建议。

构建电力市场矩阵的总体思路

构建电力市场矩阵有两个关键。一是根据电力商品属性设计市场机制。电力现货市场是建设和完善其他市场品种的前提。同时，完善电力辅助服务市场和容量市场，确保电力可靠性。供应;二是根据避险需求建立电力期货、电力期权等配套产品，有效补充电力市场交易。

基于电力商品属性的市场设计

电力的特殊商品属性主要包括三个方面：平衡性、调节性和可靠性（长期可靠性）。由于电力既具有一般商品属性，又具有特殊商品属性，电力市场的设计必须同时对电价、平衡性、调节性和可靠性进行定价，才能确定电价全价。一般来说，电力现货市场负责定价和平衡，这就是“无现货，无市场”的由来；辅助服务市场负责调节商品定价，主要包括调频、备份等辅助服务；容量市场或容量回收机制对可靠性商品进行定价，主要回收电力现货市场上无法回收的有效容量的固定成本。

电力市场体系对应四种电力商品设计：电力现货市场交易电力和平衡商品，或者两者可以合并为分时电力、电力辅助服务市场交易调节商品以及容量市场（或容量恢复机制）交易可靠性商品。电力现货市场、电力辅助服务市场和容量市场（或容量回收机制）交易电力商品的使用价值。它们属于同一层级市场，实现了电力商品四个细分维度的价值。其中，电力现货市场是电力辅助服务市场和容量市场的基础。电力辅助服务市场和容量市场的设计必须以电力现货市场为基础。也就是说，没有电力现货市场，调节和可靠性商品的市场化就无法真正实现。 。电力现货市场交易电力和平衡商品，形成分时电价曲线。分时电价曲线为调节商品提供了“基线”，分时电价曲线代表了预留调节能力（调频或备用）的机会成本。提供了一个“基准”。容量市场更多地依赖电力现货市场。欧美国家在电力市场建设之初并没有考虑容量市场。随着可再生能源的快速发展，可再生能源在大多数国家都享受场外补贴。结果，可再生能源实际上成为了可变成本为负的单位。在大规模可再生能源发电的低负荷时期，负荷往往会大幅增加。压低现货市场电价，导致无法快速启停的监管电源被迫追随可再生能源形成低价。同时，可再生能源的发展导致调节电源的利用小时数进一步减少，导致电力现货市场出现部分调节电源。有些成本很难收回。容量市场不是一个独立的市场，而是能源市场的有效补充，可以帮助市场主体收回能源及辅助服务市场无法完全收回的成本。没有现货市场价格信号，容量市场定价缺乏充分的基础。因此，没有电力现货市场的运行，就不可能有合理的容量市场运行。由于电力辅助服务市场和电力容量市场都需要建立在电力现货市场的基础上，因此电力现货市场是最重要的市场，负责发现电价。

根据电力市场避险需求建立健全相关机制

由于电力现货交易价格随供需关系快速变化，为了规避电力现货价格剧烈波动的风险，市场主体可以通过中长期电力交易等金融衍生品锁定收益或防控风险。和期货。一般来说，电力市场主要指电力现货市场以及以电力现货交易为基础的辅助服务市场和容量市场。远期合约、期货等金融衍生品在我国被称为中长期交易，通常具有金融性质，一般不属于电力市场交易。在许多国家和地区，它们受到金融监管机构的监管。

与所有商品交易一样，不确定性（风险）往往是市场主体最大的成本。因此，市场主体也必须寻找消除电力商品不确定性、降低风险的方法。电力商品交易可以采用多种商品交易方式来消除不确定性、降低风险。电网用电带来的特殊性主要体现在电力现货市场、辅助服务市场和容量市场上，并没有体现在其电力市场上。从消除不确定性、降低风险的手段来看，也可以说，市场主体消除不确定性、降低风险所采取的手段，体现了电力商品的一般商品属性。一般来说，市场主体运用的主要手段包括金融衍生品和远期合约。金融衍生品包括电力期货、电力期权等，种类很多。纵观全球，不同国家的电力市场对远期合约（与国内中长期合约类似）的要求不同，但都具有金融对冲性质。唯一的区别在于合同是否交付金钱或电力，但即使需要实物交付电力的实物远期合同仍然允许购买他人的电力商品作为交付方式。因此，本质上，远期合约和金融衍生品等对冲手段都是通过经济手段来承担责任的。因此，在国外市场，尤其是美国和澳大利亚，远期合约和金融衍生品被视为电力市场之外的因素。在谈电力市场时，这部分是不包括在内的，完全由市场主体的意愿决定。是否选择套期保值方式以及选择哪种套期保值方式。

正确认识电的物理与财务关系

由于现货结算公式的影响，目前对于电力的实物关系或财务关系存在两种观点。一种观点认为中长期是实物市场，现货（日前市场）是偏差市场（金融市场）；另一种观点认为，日前市场是实物市场，中长期市场是金融合约。无论上述观点是否正确，实物市场和金融市场的区别涉及到我们对市场“本质”的理解。如果一开始就形成不正确或片面的认识，势必导致市场建设的步骤更加分歧。車輛改道。

中心化的市场设计基于优美的数学模型，具有完整的逻辑闭环。电力实物输送与配套的金融金融市场有效区分协调，经济关系清晰，形成完整的电力市场矩阵。然而，目前我们经常混淆金融合约和实物交割的关系，两个层面的问题混合在一起。这就导致市场分析无法抓住问题的根源和核心。在解决市场问题时，我们常常解决了一个老问题，但却把它抛在脑后。随着更多新问题的出现，不同市场机制之间的衔接只能通过打补丁来实现。辅助服务、需求侧响应等机制也各自为政，缺乏系统统筹。

因此，正确认识实物电力市场尤为关键。需要明确的是，中长期市场不是实物市场。为什么中长期市场不是实体市场？

中长期合约的本质是金融套期保值合约

中长期作用是通过合理锁量锁价规避风险。以山西为例，山西电力现货市场已正式运行。山西在年度签约过程中，不需要直接确定合同价格，而是与月度有联动条款。同时，中长期合约有足够的手段按月调整头寸。山西为何如此处理中长期合同？本质原因是中长期合同是为了对冲风险，并不是实际购销实物电力，所以可以这样约定。因此，可以在较短时间内调整量价，使较短时间内的中长期合约价格接近现货价格。这表明中长期合约的价格是由现货价格锚定的。中长期合约“寄生”于现货市场，用于规避现货价格波动的风险。因此，中长期合约不是实物市场，而是金融套期保值市场。需要明确的是，各地广泛开展的中长期分时交易整体价格走势与现货价格一致。那么为什么中长期来看他还能规避风险呢？现货分时价格比中长期分时价格随机性更大，可能面临更多的不确定性，价格曲线抖动更严重。中长期相对平滑的分时曲线可以很大程度上消除这种现货随机性。避免了“抖动”的风险。

同时，虽然辅助服务和运力市场需要与现货市场对接，但中长期来看没有必要与现货市场对接。

当前中长期合同的误解和局限性

目前广泛流传的有关中长期市场与现货市场“挂钩”的说法，很容易让主体陷入误区。为什么“中长期市场和现货市场需要对接”的说法不够恰当？本质上是因为在集中市场模式下，各省内的中长期合同不需要实物交割。中长期合同只需要根据现货市场价格进行差价结算，严格来说不存在所谓的衔接。但我国电力市场改革初期，选择中长期交易（远期合约交易）作为风险对冲的主要手段。同时，多地广泛采用《电力现货市场基本规则》中的结算方式2（中长期全额电量结算）。现货与中长期的分时偏差得以解决。以结算公式的形式，将中长期电量和现货电量“捆绑”在一起。这是实体之间产生误解的主要原因。

目前的中长期电力合同也存在诸多限制。首先，只有发电公司、售电公司等电力市场主体才能参与交易。其次，中长期合同允许交易电量以实际发电量和用电量为准，普遍存在强制的电量比例上限和下限。要求。第三，各省/地区市场对中长期“套利”的容忍度普遍较低，并制定了相应的套利回收机制。第四，在上述诸多制约下，中长期合约流动性较低，价格发现无法充分实现。和对冲功能。

标准化中长期合约，即电力期货

中长期与电力期货有何关系？既然有中长期，为什么还需要期货呢？中长期合约在场外标准化，允许基金、保险公司等金融机构的资金进入市场。这种标准化交易称为电力期货交易。与中长期交易相比，电力期货可以进一步消除上述误区和限制，引入更多的交易主体和资金。同时，电力期货交易结算机构独立于电能交易机构，场外也更有利于机制完善和创新，以及开发更多的避险工具。

目前国际上电力期货有哪些经验可以借鉴？首先，电网用电必须立即平衡，不能大规模储存。这是电力期货与其他可储存商品的最大区别。价格可以通过期货找到。由于可以储存其他商品，期货市场甚至可以取代现货市场。然而，电力期货无法准确地基于真实的供需关系，也不能保证所涵盖的交易能够完全不受拓扑影响地执行。因此，电力期货市场更多的目的是发现电力用户和电力生产商之间对价格或生产购买意愿的心理预期。其次，电力期货需要成熟的现货市场，多采用现金交易交割。美国、欧洲、日本期货交易所的电力合约大多以现金结算，盈亏通过金融手段结算，目的是对冲风险，而非实物交割。合约的流动性大大增强。现金结算需要根据期货结算价与现货市场价格的差价进行支付。因此，需要建立一个成熟的现货市场，在现货市场上形成能够充分反映供需关系、得到市场普遍认可的权威的、持续的清算。价格作为结算的依据。第三，国际电力期货交易是一个相对成熟的产品。从国际能源期货市场的交易情况来看，电力期货交易量是继石油、天然气之后的第三大能源交易品种。而且期货市场有中央交易对手和保证金制度，信用风险较低。可见，开展电力期货交易是我国电力行业改革发展的必然趋势。

电力市场有哪些实体市场？

只有以实物交割为基础的市场才是实物市场。因此，电力市场矩阵中的三个东西是物理的，即实时电能市场、实时辅助服务市场和容量市场。

第一个实体市场是实时电能市场

实时电能市场以实际并网电量或用电量（实际物理交付电量）和实时价格为基础。因此，实时电能市场可以视为实物市场，而日前电能市场则不是实物市场。然而，在目前的统计中，为什么很多地区似乎更加关注日前市场，甚至误将日前市场视为现货市场呢？这实际上是结算公式造成的误解。首先，国外典型的中心化市场大多采用日前全权按日前价格进行结算。根据《电力现货市场基本规则》结算方式一，日前市场区域为日前市场满电量开放。结算，这可能会让主体产生日前市场是主力市场，应该是现货市场的主观感觉；其次，在市场预测技术和相关市场机制相对成熟的阶段，日前市场趋于实时市场，因此日前市场有可能会被近似视为一种现象。实体市场。

日前市场不应被视为实物市场。首先，随着可再生能源的增加，日前市场和实时市场往往偏差较大，无法很好匹配。事实上，日前量价与实时量价是否接近，取决于调度负荷预测和新能源预测的准确性。然而，我国电力市场还处于起步阶段，负荷预测水平和新能源预测水平还不是那么准确。 ，因此日前市场甚至不能近似视为实物市场。其次，日前市场本质上是金融性的，实际的发电量和用电量的明确交割只会实时发生。因此，即使日前市场由于某些因素导致量价出清或者意外地实现了完全的量价一致，但日前市场的本质仍然是主体之间的金融关系而不是实物市场。

第二个实体市场是实时辅助服务市场

实时辅助服务市场是基于实际的实时提供能力或辅助服务供应量，因此实时辅助服务市场是实物市场，以及其他不基于实时准确的结算辅助服务的供应不是实体市场。辅助服务是围绕现货主能源市场设计的，“寄生”在电能市场上。由于日前电力市场具有金融性质，几乎不可能实现完全准确的预测，辅助服务的需求也无法准确预测。例如，某公司在日常市场中中标60万台调频容量，但由于煤质或其他限制，实时机组可能无法实现当日预期的调节，且可用的频率调节能力也可能受到日常预测的较大偏差的影响。因此，只有在实时环节，辅助服务市场才能被视为实体市场。

第三个实体市场是运力市场

与其他市场相比，中标者必须履行在交割年提供相应产能的义务，否则将面临相关处罚。因此，容量市场本质上是一个实物市场。例如，英国于2014年引入了容量市场。容量市场是技术中立的。除了已经签订差价合约、小规模发电固定价格体系和可再生能源义务的产能外，所有现有和新增产能都有资格参与。容量市场拍卖。一级市场在产能交付年份前四年进行拍卖，满足绝大多数产能交易。默认情况下，现有发电能力可以获得一年后交付的容量合同。新改造的电站可以获得三年的容量合同，而较长期的容量合同主要针对新建电站。

相关建议

基于对电力市场矩阵的重新认识，在电力市场机制设计过程中，不仅要明确市场设计的流程和顺序，还要促进市场设计符合基本电力经济逻辑，通过场外机制控制市场风险，实现产业政策和民生政策。

一是明确市场设计流程，按照先现货、后其他的顺序完善市场体系。以现货市场机制为基础，采用“一体化设计”思维，推动各类机制的更新和完善，促进机制间的整体协调和衔接。合理设定现货电价上下限，明确电量与容量关系，推动通过电能市场实现部分辅助服务功能，实现不同市场机制之间的统一协调；围绕现货电力市场开展机制创新，通过场外机制完善风险对冲手段，推动价格机制衔接，避免不同机制间价格设置不合理造成市场不公平。根据现货市场特点，建立相应的容量机制或其他场外机制，更好地控制市场风险，确保长期容量充足，更好地发挥市场在优化电力资源配置中的作用。因此，在思想认识上，应明确电力现货市场的核心地位，全力推进电力现货市场高质量建设。

电力市场矩阵的构建离不开成熟、完善的电力现货市场机制。其他电力市场相关机制的建立需要重点关注现货主要能源市场或利用现货价格信号。因此，要尽快推动现货在各地持续结算运行，直至正式实施。跑步。在市场设计决策中，应有效区分实体市场和金融市场，并注意厘清市场中的经济关系。除了本文所描述的几个实物市场外，其他市场机制、规则和交易品种本质上都是纯粹的经济关系。实体市场和金融关系的目标不同，完善规则的方法和角度也不同。建议在金融关系方面，注重权利与责任的对等，健全消除信息不对称可能导致的市场不公平风险的机制，完善实体市场交割责任管理办法，推动实物交割和财务责任统筹协调。

二是不对市场本身进行不合理干预，通过场外机制落实民生政策或产业政策。通过政府授权合同制度、容量补偿机制、绿色证书和碳市场机制落实民生政策或产业政策。政府授权合同是政府在电力市场环境下规范运营主体收益、落实产业政策、抑制市场力的措施之一。它是一种不涉及电力生产和使用的金融性质的差价合约。政府授权合同由政府指定机构与经营主体签订，明确合同价格和结算参考点。合同电价与合同结算参考点现货电价的差价盈亏由全体工商业用户共同承担或分担。与不具备监管能力的电源签订政府授权合同时，只能明确合同权力，而不能约定合同曲线；政府授权的具有调节能力的电源的合同必须明确合同功率，并根据电力系统的总负荷曲线形成合同曲线。根据现货市场机制的设计，容量补偿机制可分为两种形式。第一种形式是“满容量补偿机制+基于成本的电力现货市场”模式。我国山东采用该模型补偿有效产能的全部固定成本，选取典型边际机组的单位投资作为所有机组的有效产能。补偿电价和容量费由各工商企业缴纳，并纳入系统运行费。同时，电力现货市场上发电主体的报价水平受到严格限制，要求其不得偏离可变成本。第二种形式是“部分容量成本补偿机制+战略报价型电力现货市场”模式。该模型在北美电力市场普遍采用。

该模式的核心思想是在电力现货市场设定较高的价格上限，充分考虑电力的机会成本，允许发电主体根据供需情况进行“战略”报价，并且不需要发电企业根据可变成本进行报价。现货市场对价格波动的容忍度较高。尝试通过电能交易收回发电主体的固定成本和可变成本，获得合理回报。针对电力现货市场上无法回收的边际机组固定成本，建立容量市场，以有效容量为目标，由能够提供有效容量且可中断的发电主体形成有效容量的出清电价。负荷报价，容量费用由所有用户承担。 。绿色证书和碳市场机制是参与市场的新能源的重要先决条件。他们可以从消费者端市场实体中获得对可再生能源的总体支持，并为新能源的健康和可持续发展提供长期激励机制。作为可再生能源功耗证书，绿色证书还用于可再生能源功耗会计，可再生能源功耗认证等。除了用作可再生能源功率消耗证书外，还可以使用可交易的绿色证书。参加绿色证书，绿色电力交易和其他方法，以从发电公司和用户之间的付费转移中获取收入。国家认证的自愿减排（CCER）交易市场是国家碳贸易市场的关键补充。用CCER注册的海上风能和太阳能热电发电项目可以通过出售CCER获得收入。经营实体选择接受政府授权合同后，不再允许同时享受容量补偿机制或绿色证书和碳市场机制，以避免发电实体的过度补偿和用户过度增加 - 侧电价。通过上述异地机制，而不是直接介入电力市场本身，实施工业政策或人民的生计政策。

第三个是通过设计相关的对冲机制（例如权力期货）来改善风险控制逻辑系统，并通过设计相关的对冲机制实现更好的市场风险。一方面，我们以“标准化中期和长期合同”的想法来促进权力期货的发展，并通过金融期货合约来丰富电力市场作为对冲的手段。设计电力期货按地区设计，并利用财务交付来避免影响电力现货市场的供求边界或电力市场的清算。 Power 仅将其用作电力点价格风险的对冲工具。鉴于当前中型和长期机制的许多限制和局限跨省，地区和时间之间的市场实体。另一方面，我们促进了产能市场的建设，并建立了二级市场或容量期货市场的产能。在二级能力市场交易中，产能提供商可以对获胜能力进行二级交易，以实现能力调整。二级市场交易可以是物理交易或金融交易，为能力提供者提供足够的手段，以避免产能罚款风险。同时，我们将促进产能期货市场的建设，该市场可以利用现金交付或实物交付来进一步丰富产能市场水平，促进更现实的能力价值的发现，并为更有效，更合理的指导提供电力投资。

在新时代，有必要恢复电力市场矩阵的每个要素的本质，正确理解物理市场和市场财务关系，正确理解不同市场的功能定位及其之间的逻辑联系，并促进科学方面的逻辑联系机制之间的联系。正确区分电力市场的现场和现场方面，并为市场在优化电力资源分配中的作用提供全面发挥。合理使用场外支持机制来实施工业政策和人们的生计政策，有序地促进相关市场的建设，例如电力期货，并全面改善和完成电力市场矩阵。