绿电系列3——合约角度看“市场”，核心改什么？

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昨天和大家分享了绿电系列的第二部分：新能源消纳离不开电力市场化

今天和大家分享第三部分：合约角度看“市场”，核心改什么？

市场是由某种物品或服务的买者与卖者组成的一个群体，在里面自由地签订合约，完成交易。电力市场同样如此，买者与卖者之间显式地或者是隐式地签订电力交易合约，进行结算。

我们从合约的构成要素出发，可以比较清楚地看出电力市场改革的重点方向。

一般而言，合约的要素包括：

1）交易主体

2）交易标的

3）标的数量

4）标的质量

5）标的价格

6）交割时间

7）交割方式

8）违约与纠纷处理等

电力市场合约的要素构成与其他市场一样：

2015 年电力市场化改革之前，我们可以将“电力市场”理解为，用户、发电商与做市商（电网企业）之间的签订交易合约。这些合约典型地均以电能量为标的，发电厂和用户“不报量不报价”参与交易，标的价格默认发改委电价或补贴电价，标的数量默认按需，并且全部采用实物交割、即时交割，几乎不存在违约与纠纷处理。 

电力市场改革本质上是对合约要素的形成方式进行改革，目的是促进直接交易， 归还定量与定价权，并以更加丰富的形式和内容完善交易，主要表现在以下几点。

1、改变合约数量、价格形成方式，发挥市场资源配置与价格发现能力 

其他的商品或金融市场的组织相对容易，几乎全部以“报量报价”的方式形成合 约。实际上，参与交易的双方还可以以“报量/不报量”、“报价/不报价”组成的四种 方式形成合约量价。由于电力交易组织复杂，因此目前各个省份暂未全部进入“报量 报价”的方式。

电力市场化改变量价形成方式：

目前，已启动电力现货市场的第一批试点的交易规则基本明确了未来将推动用户侧以“报量报价”的形式参与电力市场，进一步完善市场电价形成机制，将资源配置和定价能力进一步还给市场。

2、多样化报量报价方式，满足各类主体报量报价需求 

电力交易是“曲线市场”，因此交易的量无法单纯的用一维数据 “数量”来表示，而应该用二维的曲线来表示，这在现货市场中更加明显。

对于功率调节特别迅速的用户，前一小时的出力并不会对下一小时出力形成约束，可以每小时按需要分别报量，成交与否不影响其运行，形成分时能量块的报量方式。

按分时能量块进行报量：

对于类似核电、火电、以及需要连续生产的大工业用户等，功率调节速度较慢，需要直接按曲线报量，要么不成交，要么全部成交，形成曲线能量块的报量方式。

按曲线能量块进行报量：

除此之外还可以设计出互斥块、连接块等多种报量方式，满足交易者在不同应用场景下的报量需要。

3、促进直接交易，扩大交易主体 

市场的作用需要大量的独立交易者参与才能发挥，仅有少量独立交易者参与的市场极易形成垄断、串谋、操纵等行为，拥有极强的市场力，会阻碍市场功能的发挥。

由于电力市场的特殊性，各个省份的发电机组均由少数能源集团控股，同时参与电力交易本身需要相当的知识储备和对复杂机制的理解，因此首批交易者基本是有规模的发电商和大工业用户、电网企业等，交易者的独立程度相对较低。

电力市场化需要增加市场用户，提升独立性和流动性。2016 年年底，国家发改 委和能源局印发了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，进行售电侧改革，希望提升用户自主参与市场交易的能力。

2017 年，国家发改委《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294 号），明确 2015 年 9 号文以后新核准的机组原则上不再安排发电计划，全部纳入电力市场形成发电量价，推动发电侧进入市场。

2021 年年底，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）指出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，推动工商业用户都进入市场，市场用户规模出现十分明显的增长。

2022 年上半年，北京、广州均发布了绿色电力交易实施细则，纳入无补贴风光 新项目，鼓励带补贴风光项目自愿参与。

2022 年 6 月 7 日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，鼓励独立储能电站参与电力市场。

显而易见的是，随着改革的深入，参与市场的主体仍将越发丰富，未来还将纳 入更多的聚合主体、分布式电源等，相应的，市场功能也将不断完善。

4、丰富交易标的，让市场为多种资源定价 

电能量是最为基本的交易标的，但是要维持电能量的顺利交易，还需要为许多其他资源进行定价。

电能质量辅助服务：由于电能能量与电能质量高度相关，并且电力交割出现偏差的几率极大，尤其是未来难以预测的新能源占比越来越高，交易偏差会进一步扩大。为了满足电能质量的国家标准要求，必须得有额外的备用能量来辅助质量达标。随着新能源占比提升，电能质量辅助服务成了重要的资源，需要市场对其合理定价。

发电权交易：在计划电时代，每个机组都会获得保底发电小时数，确保其有收益，能够回收成本。在向市场化改革的过程中，大机组由于效率更高、排放更低、新能源机组因为更加环保，其综合发电社会效益会超出其他性能落后的机组。发电权交易应运而生，使得落后机组不用发电就可以获得比自己发电更高一点的收益，而先进机组付出购买发电权成本的同时，也有了更高的发电收益。

未来还会包括容量服务、输电权交易、电力期货、电力期权等新鲜交易品种，用于控制风险或发现价格。

5、创新交割结算方式，物理结算与金融结算相得益彰 

在没有市场化改革或者没有电力现货市场之前，基本所有存量合约都会进行物理结算。在有现货市场运行的省份中，部分如广东、浙江等其中长期合约均按差价合约执行，即不进行实际的电力物理交割，仅将合约价和电力现货结算价之间的差额做现金结算。

这有两个好处，一是为交易主体提供规避风险的工具，通过中长期差价合约提前锁定电价，二是方便政府授权的差价合约与市场融合，调配市场交叉补贴。预计我国未来金融结算性质的合约比例仍将进一步扩大。

6、公平合理设计偏差考核机制，适应不同主体的需求 

电力市场中，各类主体的负荷特性、用能需求均不相同，一刀切的拟定考核必然对一部分主体非常不利，可能导致其参与市场的积极性大幅降低，不利于市场化改革进程。尤其对于绿电，天生就有巨大的波动性和不可预测性，对绿电实施严格的考核，必然降低绿电入市积极性，但可以以此为抓手，在日前日内等具备预测精度的时间尺度内开展考核，促进预测能力提升。

绿电系列的第三部分的内容就分享到这里，明天和大家分享第四部分的内容：2022 年已开启绿电储能与电力市场融合之路

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