混合电力市场下的中长期市场：内涵、问题及基于广东电力市场的建议

摘要：中长期市场有对冲风险、市场管制和政策目标等多方面的目标。当前我国电力市场建设中，多方面的目标通过同一种中长期合同实现，导致价格信号不清晰、中长期市场价格与现货价格不收敛等问题，也影响了现货市场相关机制的优化设计。系统解决这个问题，可以基于混合电力市场的概念，区分起风险对冲作用的市场化中长期合同和起多元政策目标的政府授权合约，将现有的年度和月度交易转变为政府授权合同交易，在此基础上放开市场化的中长期合同交易，优化现货市场出清和定价机制，从而增加中长期市场与现货市场价格的一致性，解决不同类型机组同台竞价、新型电力系统下各类发电机组容量成本的合理回收等问题。

（来源：微信公众号“走进电力市场” 作者：华南理工大学电力学院 荆朝霞）

一、引言

从四个方面，对本文的背景进行介绍：中长期市场建设的重要性、当前我国电力市场建设需要重点解决的问题、广东电力市场建设的成效和面临的挑战、广东电力市场再改革的意义。正文部分主要结合第一方面和第三方面的问题进行讨论。

（一）中长期市场建设的重要性

电力市场建设包括中长期市场建设和现货市场建设。早期的电力市场研究中，主要关注现货市场，认为现货市场建设是电力市场建设的核心，而远期市场、衍生品市场可在现货市场的基础上发展、形成。近年来，随着能源领域低碳、供应安全等目标的加强，使得电力系统无论是面临的环境、承载的责任，还是自身的结构都发生了巨大变化，使得电力中长期市场变得更加重要，也得到了更多的关注。首先，风光等波动性、随机性电源比例不断升高，电力市场环境下，电价的不确定性大大增加，需要远期交易的产品帮助市场主体对冲风险；其次，电力市场存在诸多竞争不充分、产品体系和价格机制不完善等问题，需要政府管制；最后，能源转型背景下，电力交易过程中有诸多外部性问题，政府可能有多方面的政策目标，需要通过一些政府主导的合约来实现。

（二）当前我国电力市场建设需要重点解决的问题

我国本轮电力市场改革自2015年9号文发布以来，已经在多方面取得了丰富的成果，建立了竞争的零售市场，全面开展了中长期市场交易，在多个地区开展了现货市场的结算试运行。目前，已有四个省级市场山西（2023.12.22）、广东（2023.12.28）、山东（2024.6.17）、甘肃（2024.9.5）和一个省间现货（2024.10.15）市场进入现货市场连续运行阶段，电力市场建设进入一个新阶段。

新阶段的电力市场建设需要重点解决以下三方面的问题：1）扩大市场范围，促进全国统一电力市场的建设；2）完善市场产品和交易体系，更好体现新型电力系统技术和经济特性的变化；3）优化计划和市场协调体系，促进能源系统安全、经济、绿色等多元目标的实现。本文从中长期市场的概念、内涵、作用和存在的问题出发，结合国内外市场建设现状，对第三个方面的问题进行讨论，并基于广东电力市场当前面临的问题，提出一些建设方案的建议。

（三）广东电力市场建设的成效和面临的挑战

自2015年以来，广东积极响应国家电力市场改革的相关政策，广东电力市场建设一直走在全国前列，在交易机制、管理机制等方面进行了很多有益的探索，多项经验被其他省份、地区的电力市场所借鉴。作为南方区域电力市场的起步，广东电力市场在2019年率先进行了现货市场结算试运行，并已于2023年底转入连续的正式运行。

随着市场范围的扩大、供需形式的变化，电力市场建设中存在的机制之间不协调、缺乏系统性、长远性考虑等问题也逐渐显现，并引发一些难以调和的矛盾，包括：现货市场中发电机组由于系统安全约束等开机发电但成本无法全部补偿、现货市场峰谷价差偏小无法通过价差激励储能和虚拟电厂等参与、供给宽松情况下发电企业经营面临挑战、中长期市场价格和现货市场价格偏离等。这些问题相互关联，迫切需要对相关规则进行全局性的梳理，结合根本问题提出改革的方向和举措。

（四）广东电力市场再改革的意义

2024年10月29日省部级主要领导干部学习贯彻党的二十届三中全会精神专题研讨班开班式上，习近平总书记对“摸着石头过河”的精神进行论述，强调要“把顶层设计和摸着石头过河结合起来”，“顶层设计更重系统思维、整体战略，摸着石头过河更重敢闯敢试、基层探索”，“必须把顶层设计和摸着石头过河结合起来”。

电力市场改革是一项系统工程，需要顶层设计，也需要摸着石头过河。为促进广东电力市场可持续发展，更好支撑能源转型，支撑储能、虚拟电厂等新型主体的发展，需要在对广东电力市场相关问题进行系统分析的基础上，进行相关方案的改革。

二、中长期市场：相关概念、现状与存在的问题

文章《名家|荆朝霞：混合电力市场下中长期市场建设的问题与解决方案》中，我们对中长期市场的内涵和作用、国外中长期市场建设的现状以及我国中长期市场建设存在的问题进行了系统的分析。这里对文章的主要观点进行简要介绍。

１、中长期市场的内涵。我国电力市场建设、研究中的“中长期市场”概念中的“中长期”有两层涵义：一是从交易标的物持续时间长短角度看持续时间比较长的交易（一般以月电量作为标的物），二是从交易达成的时间距离交割时间的远近角度看比较远期达成的交易（在一日以前达成的交易）。第一层涵义的本质是将电力交易按标的物的类型进行分类。现货市场中，按小时、位置对电力产品进行划分，并分别交易。中长期市场中，对电力产品的划分没有那么精细，电力交易的最小时间粒度、空间粒度相对较大，例如在大多数未开展现货市场的地区，中长期市场交易的电最小时间粒度为月，最小空间粒度为省，全省范围每月的电都有一个统一的价格。这个涵义下中长期市场和现货市场的差别，是产品设计、标的物的不同，两个市场衔接的主要问题是在现货市场建设初期，如何把粗粒度划分的产品分为细粒度划分的产品，需要研究不同产品定义下合同价值的变化，协调多方的利益。第二层涵义的本质是将电力交易按交易达成的时间距离交割或合同结束的时间的远近进行分类。现货市场是在实时的或比较接近实时的时间进行的交易，包括实时和日前市场；中长期市场是在距离交割比较远的时间进行的交易，例如，月前交易、周前交易、年前交易、三年前交易等，在国外电力市场更多称为远期交易。

２、中长期市场的作用及混合电力市场体系。可以将中长期市场的主要作用归为三个方面：１）提前锁定价格、对冲风险；２）应对市场力等市场失灵问题；３）应对外部性及政策性目标问题。能源系统低碳转型和新型电力系统建设背景下，这三个方面的问题都更加突出，中长期市场在电力市场中的地位愈发重要，其中后两个作用的实施都与政府或管制机构有关，这也是最近一些文献提出的“混合电力市场”概念的核心思想：电力市场中，早期强调去除、解除或减弱政府对市场的管制，但在新型电力系统下，很多因素导致政府又重新进入市场，形成了政府和竞争的市场共同作用下的混合市场体系。而在这个混合电力市场体系中，最重要的一个方面的混合，就是中长期市场中，市场化的中长期合约和政府驱动、受政府管制的中长期合约共同存在。在荆朝霞等的《能源系统低碳转型背景下的混合电力市场体系结构与设计》中，提出了扩展的2维4模块的混合电力市场体系，将两类中长期合约分为独立的模块。

３、国外电力市场关于中长期市场发展的最近进展。欧洲近期发布了一系列文件加强中长期市场的建设：2022年11月，欧洲输电联盟ENTSO-E发布政策文件《欧盟的电力远期市场》，强调了远期市场的重要性，提出了三种解决方案；2023年2月，欧盟能源监管合作署（ACER）发布政策文件《未来欧盟电力远期市场的发展》，同样强调了远期市场的重要性，提出了若干解决方案；2024年6月13日，欧盟发布监管指令（EU）2024/1747，在第9条中明确了电网运营商TSO在输电权分配及发布对冲价格风险的工具方面的责任，以及相关市场建设的关键时间点；北欧电力交易所Nord Pool在2024年8月宣布，为与纳斯达克和EEX竞争，将时隔15年重返电力金融交易领域。2022年4月，英国政府在发布的《英国能源安全战略》中承诺对电力市场进行全面审查，以确保其能够支撑电力行业2035年的脱碳，以及安全、可负担的能源供应；2022年7月18日，英国商业部、能源和工业策略部发布了关于对电力市场机制进行审查的咨询文件，提出了一系列可选的市场机制改革方案；2024年3月，发布了最新的关于电力市场方案审查的意见，拟采纳或建议进一步研究的多个方案都与中长期合约有关，认为政府驱动的差价合约（CFD）是鼓励可再生能源投资的首选机制，但还需要进一步完善。

４、混合电力市场体系下的中长期市场分类与实施。前面指出电力市场中的中长期市场主要有三个方面的功能，对冲风险、市场管制和政策目标。混合电力市场体系下，将其分为两大类：第一类是市场驱动的中长期合约，主要起对冲风险、稳定收益的作用；第二类是政府驱动的中长期合约，作用包括控制市场力、解决外部性、保障供给安全等。在国外电力市场中，这两类功能一般分别由不同类型的中长期合约承担，相关的交易也由不同的机构负责组织。第一类功能，即风险对冲方面的功能，与一般商品的远期合约、期货期权合约起的作用并无太多差别，一般在专业的金融衍生品的交易机构或电力交易机构进行；第二类功能，即收益调节方面的功能，一般通过专门设计、特殊品种的中长期合约实现，由政府委托的第三方机构负责组织交易。以上两个方面功能的中长期交易分别由市场和政府驱动，这也是混合电力市场的核心特征：中长期交易包括市场驱动的和政府驱动的两个部分，电力市场是两部分市场的混合。Nord Pool拟开展的电力期货合约、区域差价合约等，其作用主要是第一类功能；英国电力市场审查报告中提到的差价合约，则属于第二类功能，主要起到对可再生能源发电企业补贴的作用。

５、我国中长期合约的作用及特点。我国电力中长期合约也起到了以上两类作用，但和国外电力市场的不同之处在于，上述两类功能在同一类合约中体现。也就是说，我国电力市场中，同一个中长期合约既要起到规避或对冲风险的作用，又要起到收益调节等政策性目标的作用，这就给市场设计带来一些困难。现货市场下，我国的中长期合同承载了三方面的作用：１）提前锁定价格、风险对冲，２）市场力控制及市场平稳发展，３）计划发用电及特殊类型机组的收益调整。

６、我国中长期市场价格和现货市场价格的偏离。从表现形式上，中长期市场存在的一个主要问题是，中长期市场价格与现货市场价格的偏离，一些地区的数据已经可以明显观察到这个现象。中长期交易失去了现货市场价格这个“锚”，这将带来一系列问题并互相交织：1）售电公司等参与中长期市场的主体盈利的基础不是对供需情况等的准确预测，而更多是基于对未来市场价格的“猜测”，增加市场主体参与市场交易、制订策略的难度，增加市场的博弈、赌博属性；２）价格的偏离造成现货市场一些机制设计的困难；３）中长期价格和现货价格价格的不合理的偏离导致一些不当套利机会，进而促使一系列收益回收机制的制订，在回收部分市场主体超额收益的同时也会降低市场的获利，影响市场正常套利行为的进行、影响市场的流动性。而造成中长期市场价格与现货市场价格偏离的原因，包括１）风险溢价，２）供需信息的变化，３）相关市场和政策机制不完善导致的现货价格失真，４）中长期交易量、交易价的管制。以上原因中，1、2是正常的、合理的原因，3、4造成的中长期市场价格和现货市场价格的偏离则会对市场效率、公平等产生很多不利的影响并相互交织。

７、基于实际发用电量、事后决定总量和分解曲线的优先发用电合约。我国电力市场中，许多计划发用电合同的量是事后决定的，这对市场的公平、效率等方面都可能造成不利的影响。例如，对尚未进入市场的非市场用户，由一些优先发电企业供电。由于非市场用户的用电量事前不能完全确定，导致优先发电企业的优先发电量也无法事前确定。实际市场中采用事后决定优先发用电计划的原因，大多数是基于规则简单、减少不平衡资金的角度。但对市场主体会造成很多不利的影响。事前合约和事后合约，对市场主体的经营策略的影响是完全不同的。

８、我国中长期市场的改进建议。我国电力中长期市场存在的上述问题的一个根源是，希望在同一类中长期合同中实现多方面的功能。由于不同功能的作用机理不同，会导致在合同的参数设计、配套机制设计中出现一些困难。解决的方式是：辨认我国电力市场下希望通过中长期合同实现的不同的目标，然后基于此设计不同类型的交易或合同。基本原则包括可实施性、系统性、可接受性三个方面：一是尽量减小与现有机制的变化，方便实施；二是在进行相关机制设计时考虑系统性、长期性、动态性，即在进行相关机制设计时考虑机制之间的相互影响、考虑长期的影响、考虑市场主体的博弈特性；三是新机制实施前后，市场各方的利益没有大多变化，尽量尊重现有的各种边界条件，使市场主体容易接受。

９、典型市场的设计举例。以广东电力市场为例，可通过以下五个步骤对现有的中长期电力市场进行完善和改造。１）完善现货市场定价机制，还原现货市场价格反映供需、优化资源配置的作用；２）建立政府授权合约的概念，理清政府授权合约需要实现的功能；３）将现有的年度、月度中长期合约转变为政府授权合约；４）增加和放开月、年等市场化合约交易；５）将现有的计划类合约，例如基数合约、优先发用电合约等，尽量变成标准化的、规范的、事前确定量价等参数的政府授权合约。以上步骤中，需要做的主要工作是政府授权合约的设计。政府授权合约的设计包括执行价、基准价和合约量三个方面，其中执行价可基于当前政府核定的上网电价以及价格浮动方面的要求确定基础的执行价及竞价的范围；基准价可取为考虑各种补贴（包括变动成本补偿、系统补偿费等）的日前市场出清价；合约量可基于历史发电情况及合约目的确定，分解曲线可以采取按峰荷、基荷典型标准块的方式。

10、结论。新型电力系统背景下，无论是电力系统本身、电力市场，还是面临的环境，都发生了结构性、颠覆性的变化，电力市场机制需要从多方面进行重构。近年来，中长期市场的建设和发展受到越来越多的关注，欧盟、英国等均在中长期市场的建设方面发布了多个用于讨论的文件或执行的规则。我国电力市场与国外电力市场的主要不同之处在于，我国试图用同一种中长期合同实现多方面的目标，这不仅造成中长期市场建设的困难，还导致了现货市场一些机制设计的困难。相关问题的解决，需要统筹考虑，提出系统的解决方案。基本的思路是按照混合电力市场的概念，区分起风险对冲作用的市场化中长期合同和起多元政策目标的政府授权合约，将现有的年度和月度交易转变为政府授权合同交易，在此基础上放开市场化的中长期合同交易。这样，各种中长期合同各司其职，从风险控制、市场失灵管控、政府多元目标实现等不同角度促进电力市场的良性发展。

三、我国电力体制改革历程

关于我国电力体制改革的历程，有不同的分法。从广义的电力体制改革角度，可以将从1978年至今的改革分为四个阶段。从狭义的电力市场建设角度，可以从2000左右开始的改革分为两个阶段。

（一）集资办电（1978-1987）

这个阶段主要解决电力供应短缺问题，主要的措施包括中央与地方、不同部门之间联合办电、集资办电、利用外资办电等，并且创新一些核价方式，打破电一电价模式，培育按市场规律定价的机制。

具体的一些政策和举措比如，1980年推行“拨改贷”；1981年在烟台试点山东省电力工业局代表国家电力工业部与烟台地区行政公署合资建设经营龙口电厂2台10万千瓦机组，实行“谁投资、谁用电、谁受益”的政策；1985年国务院正式颁发72号文《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，明确允许通过多种方19式集资办电，同时实行多种电价，允许独立经营的集资电厂的售电价格浮动，供电部门采取代售制办法收购集资电厂的电量转售给用户；1984年9月国务院批准从1985年起在江苏、浙江、安徽和上海试行在工业用电中征收两分钱的电力建设资金，1987年12月21日国务院以国发111号文批转了原国家计委《关于征收电力建设资金的暂行规定》，决定从1988年1月1日起在全国征收电力建设资金，作为地方电力基本建设的专项资金，征收标准为每度电两分钱，由用户随电费缴纳，由各省区市统一组织征收。1980年代，在经济领域实行大规模对外合作交流的大形势下，电力工业积极敞开大门，吸引了多种外资，形成了贷款、合作、合资、BOT（建设—经营—转让）等多种利用外资形式。

（二）政企分离（1987-2002）

这个阶段的改革主要在机构改革方面。1987年国务院提出“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”的“二十字方针”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针；1993年1月，经国务院同意，能源部将电力联合公司改组为电力集团公司，组建了华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团；1997年1月国家电力公司成立，与电力工业部两块牌子、一套班子运行；1998年3月10日撤销电力部，国家电力公司开始以企业独立运作，初步实现“政企分离”，国家电力公司负责包括发、输、变、配等在内的电网全过程的运行。

（三）厂网分开、竞价上网（2002-2012）

这是一些文献中所谓的第一次真正意义的电力市场化改革，主要特点是：厂网分开、竞价上网，现货市场实行全电量竞价，部分电量结算。2002年3月，国务院下发《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针并规划了改革路径，但相关改革相关工作更早期就已经在进行：1995年1月，浙江省进行了省内模拟市场运行；1997年11月，国家电力公司在井冈山召开会议，正式启动建立内部模拟电力市场；1998年12月，国务院转发国家经贸委“关于深化电力工业体制改革有关问题意见”的通知（国办发[1998]146号），明确浙江、山东、上海、辽宁、吉林、黑龙江等6省(直辖市)为“厂网分开、竞价上网”改革试点；2002年12月29日，在国家电力公司的基础上，组建（改组）成立包括国家电网公司、南方电网公司两大电网公司，包括华能、大唐、华电、国电和电力投资在内的五大发电集团公司（命名为：中国**集团公司），以及电力工程顾问、水电工程顾问、水利水电建设和葛洲坝等在内的4家辅业集团公司（命名为：中国**集团公司）；2003年3月20日国家电监会挂牌成立；2003年7月国家电监会发布《关于区域电力市场建设的指导意见》（电监市场[2003]第21号）；2003年9月28日，华东电网公司和东北电网公司正式成立；2004年1月东北区域电力市场模拟运行；2004年5月华东区域电力市场模拟运行。本次电力市场的改革中，现货市场普遍采取“全电量竞价、部分电量按竞价结果结算”的模式，即1）将全部电量纳入市场竞争的范畴，实现电能价格的正确发现，2）竞争机组先将大部分电量（如90%）与电网企业签订合同，最终仅有部分电量（如10%）按照竞价结果结算。这种模式较好地将当时的电价管理方式和市场机制衔接起来，政府审批和分配形成的发电企业基本利益格局未受大的影响，有利于市场平稳起步，实现计划模式和市场模式有机结合。

（四）全面改革（2013-今）

这一阶段的改革在一些文献中被称为第二轮电力市场改革。

2013年5月17日，国务院发布《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕19号），其中提出取消国家能源局对“电力用户向发电企业直接购电试点”的审批权；2013年7月29日，国家能源局发布综合司发布《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管〔2013〕258号），明确对于电力直接交易试点工作，国家有关部门不再进行行政审批，按照平稳有序的原则逐级开放用户参与直接交易，减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用；2015年3月15日，中共中央国务院联合发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发〔2015〕9号），提出了深化电力体制改革的总体思路和基本原则，提出要形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；2015年11月26日，国家发改委、能源局印发6个电力体制改革配套文件；2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点；2019年5月15日、16日，南方（以广东起步）电力现货市场开展按日试结算工作；2023年12月，山西、广东现货市场进入连续运行阶段。

（五）讨论

四个阶段的改革各有侧重点：第一阶段的重点是多方办电，解决供给不足的问题，但产生了一厂一价，甚至一机一价等问题，为电力市场不同机组同台竞价增加了困难；第二阶段的重点是政企分离，形成竞争的市场格局，但“省为实体”、“因地因网制宜”等方针也造成了建立更大范围电力市场的阻碍；第三阶段的重点是厂网分开，竞价上网，由于第一阶段形成了多方办电的格局，特别是有大量的外资参与的电厂，市场建设比较接近国外典型市场模式，采取了全电量竞价、部分电量差价结算的模式，解决市场起步阶段计划和市场结合的问题；第四阶段的一个重要成果是引入了零售侧的竞争，市场中形成了大量的独立售电公司，但基于2013年“取消下放行政审批项目”的相关规定，市场建设以省级政府为主，造成相关机制的设计缺乏全局性的考虑。

四、广东电力市场：现状、问题与建议

（一）广东电力市场简介

在2015年开启的新一轮电力体制改革中，广东省一直走在前列，开创了多项“第一”，特别是在现货市场建设中，2019年5月率先开展了本轮改革的首次现货市场按日结算试运行（15日、16日），在后续的试运行中不断对电力市场相关规则进行修改、完善，包括2019年6月20日-23日、2019年10月18日-27日及2020年8月全月，2021年11月开始连续结算试运行，2023年12月底进入正式运行。

之前的一些文章中，已经对广东电力市场的特点进行了系统的总结，这里对一些关键机制进行简单介绍。

1、现货市场组织及出清、定价。现货市场采用基于安全约束的机组组合和经济调度、节点定价机制；日前市场基于发电侧报价和系统的负荷预测出清，用户侧申报电量用于日前结算；实时市场基于发电侧日前报价和实时负荷预测出清；日前市场和实时市场采取边际成本定价的机制，通过“系统运行费”对市场收入小于发电（报价）成本的机组进行补偿，具体补偿金额的计算方法经过了多次调整，对系统总的补偿费资金设置上限；采取中长期市场、日前市场、实时市场三部制结算的方法（相当于将中长期市场看为以日前市场价格为基准价的差价合约，将日前市场看为以实时市场价格为基准价的差价合约），对现货市场偏差电量，发电按所在节点的电价结算，用户按统一结算点价格结算；用户侧统一结算点价格的计算在不同阶段采用了不同的计算方法，从早期的按用户侧加权平均价计算转为当前的按发电侧加权平均价计算。

2、中长期市场的组织。前面提到，在三部制结算机制下，可以将中长期市场看为一种以现货市场价格为基准价的差价合约。根据国家相关政策及广东实际情况，对中长期市场交易进行了多个方面的管制，关键的一些机制包括：在中长期交易中对每个发电主体成交的上限通过“供需比”等设置上限；对市场运营主体中长期交易量设置总的或分类（如年度）的交易下限，如中长期交易下限90%，年度下限65%，对未达到规定比例的，实施超额收益回收机制；根据国家相关政策对中长期交易的成交价设置上下限（基准价基础上在20%范围内浮动）；对发电机组，根据改革前核定的上网电价与基准价的差进行变动成本补偿；对中长期交易，阻塞费的结算方式也经过了多次变化，目前采用中长期交易阻塞费不单独结算的方式。

目前广东电力市场比较受关注的有两方面的问题，现货市场系统运行费补偿机制，以及中长期市场的收益回收机制。下面两部分对这两个方面的问题分别进行分析

（二）系统运行补偿费问题

1、问题描述

根据广东电力市场的现货市场交易及结算相关规则，可能存在机组被调用，但发电根据市场出清价计算得到的收入无法全部覆盖其报价成本的情况，即一些发电企业所谓的“强征”。电力市场环境下必须保证电力系统的安全运行，由于系统安全约束的原因要求一部分机组开启并运行在规定范围内是没有问题的，主要问题在于在现有的定价及结算机制下，对因为安全约束开启的机组（必开机组）或所带的负荷（必开最小出力），发电企业可能无法全额回收成本。这可能造成以下几个方面的结果。

1）电厂运行成本无法全部回收，影响发电意愿，影响电力保供。

2）由于发电机组在某些时段的成本无法全部回收，发电企业会从盈亏平衡角度通过一些策略性报价提升其他时段的价格，从而降低、扭曲系统不同时段之间的价格差，影响现货市场通过价格信号优化资源配置的能力。

3）如果发电机组无法通过现货市场回收成本，从全年盈亏平衡角度，会通过一些策略性行为提高中长期交易品种的价格，导致中长期价格与现货市场的偏离，进而造成不当的套利等一系列问题。

2、“强征”及系统运行成本未全额补偿的原因分析

根据经典的经济学及电力市场理论，为保证市场的激励相容，机制设计需要满足“参与理性”，即市场收入大于报价成本。对由于系统安全原因开启、运行的机组，市场结算机制同样应满足参与理性要求，即对由于系统需要开启的机组，应保证其从市场获得的总收入不低于报价成本。在广东电力市场，一些情况下对发电机组的运行成本存在未全额补偿的情况，具体可能由以下几个方面的规则造成：

1）将“最小出力成本”、“启动费”等报价参数限制在了较小的范围，在一次燃料价格波动时可能无法反映发电机组真实的成本；在计算发电机组的报价成本时，取“核定成本”与“报价成本”两者的小者；

2）对现货市场中计算出的市场收入与报价成本的差，即“系统运行补偿费”，分时段按现货的比例进行补偿；

3）对分摊到用户的度电系统运行补偿费设置上限。

下面分别对这三个方面规则的实施背景和目的进行分析。

第一个方面的规则是市场力管控的需要。广东电力市场中发电的市场力来源于两个方面。一个是市场结构造成的，即发电的集中度造成的，是客观的因素；另外一个是市场规则造成的，比如在中长期交易中对各机组成交电量的限制、对运营主体中长期交易比例的限制，会从事实上增加发电侧的市场力。这样，市场中出现了相互矛盾的规则：一方面通过核定成本、设置比较严格的报价区间等控制市场力以防止发电获得超额利润，另一方面通过在中长期市场中设置价格范围、交易量约束等实质上增加发电市场力，从而发电的收入。两方面的规则互相影响，会导致报价、市场出清价的可行空间越来越小，市场进行资源配置的空间越来越小，在一定情况下甚至可能造成恶化最优调度、增加系统成本的结果。

设置第二方面的规则的原因是中长期市场和现货市场的衔接、协调的需要。之所以没有对发电企业在现货市场的系统运行费全额补偿，是考虑到中长期市场的价格与现货市场价格是偏离的，不一致的，中长期市场的价格反映了发电企业的综合成本。但是，在系统运行费未全额补偿的情况下，发电企业的策略性行为可能进一步提高中长期的价格，进一步加剧中长期市场和现货市场价格的差异。

最后是对用户电价上涨的担忧。由于系统运行补偿费会最终会以电费的一个分量的形式由用户侧承担，担心全额补偿系统运行费会增加用户的电费负担。实际上，发电企业整体上具有市场力的情况下，在一个市场减少的收入，发电企业会想办法通过其他市场收回，即会提高在其他市场的价格，因此整体看用户的电费可能不会降低。考虑到策略性行为造成的发电的报价偏离真实成本的情况，整个系统的供电成本反而会升高，最终反映在终端用户的电费上。

（三）不同类型机组同台竞价及发电成本回收相关机制

1、相关规则

广东电力市场中，目前有以下和不同类型机组同台竞价及发电成本回收相关的机制。

1）变动成本补偿。对不同类型机组，根据本轮电力市场改革前政府核定的机组的上网电价与煤电基准价的差以及实际发电量进行补偿，即“变动成本补偿”，补偿的价格根据一次能源价格波动情况进行联动。

2）一次能源价格联动。当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次能源价格波动传导机制。

3）容量成本补偿。根据相关规则，对燃煤和燃气机组符合要求的容量，补偿价格为每年每千瓦100元（含税）。

4）中长期交易价格范围。中长期价格按“基准价+上下浮动”的原则设定交易价的范围。2024年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限为基准价上浮20%即0.554元/千瓦时，下限为基准价上浮20%即0.372元/千瓦时。

5）中长期交易量的约束。要求发电侧、用户侧中长期交易量满足90%的要求，否则进行偏差考核。

6）中长期交易中，根据设定的供需比对发电企业的净成交量设定上限。

2、问题分析

以上机制大多从没有现货，甚至没有引入电力市场之前的政策延续而来，保证了市场建设初期的平稳运行，但可能会限制市场进一步发挥资源优化配置作用。

1）变动成本补偿机制。变动成本补偿的原因是避免市场环境下一些机组的“搭便车”等问题。但可能导致以下两方面的问题。（1）改变不同发电之间的成本关系，可能会影响最优发电调度的实现，增加全社会发电成本；（2）减小了非峰荷机组通过高电价时段获得收益补偿容量成本的机会，从而增加了容量补偿的需求。

2）中长期价格上下限约束。所有类型机组的中长期交易的上下限根据燃煤机组的价格上下限决定，可能导致以下问题。（1）中长期价格和现货市场价格的偏离。（2）中长期价格无法反映不同类型机组发电时间、曲线等的不同。

3）发电供需比及中长期交易量约束。中长期交易中设置成交电量上限约束、中长期交易比例要求，可能导致以下问题。（1）事实上增加了发电侧的控制市场价格的能力，导致中长期价格与现货市场价格的偏离。（2）一些情况下可能增加一些市场主体的风险。

（四）小结：广东电力市场面临的挑战

广东电力市场面临多方面的问题，包括现货市场中一些被“强征”的机组无法定价导致的成本无法全部回收的问题，中长期市场与现货市场价格不一致的问题，以及现货市场峰谷价差偏小等问题。这些问题的一个重要根本的、底层的原因是中长期市场方面的问题：将希望通过中长期市场实现的多个方面的目标，包括锁定价格和对冲风险、市场力控制、公平和市场平稳发展等，都通过同一类中长期合同实现，导致中长期价格中承载多方面的信息，无法与现货市场收敛。解决这些问题的一个思路，是利用混合电力市场的概念，将实现不同目标的中长期合同分开，通过政府主导的合约实现市场力控制及多维政策目标，通过市场化合约实现锁定价格、对冲风险目标，促使市场化中长期合约价格与现货市场价格的收敛。

五、广东电力市场建设方案的建议

（一）建议方案概述

1、全面取消变动成本补偿，或者逐步减小变动成本补偿的范围、额度；

2、对煤电、气电、核电等分别设计差价合约，基准价为加上系统运行费补偿、变动成本补偿等的日前市场出清价，执行价基于国家关于发电上网电价的相关政策核定或竞争形成；

3、对现货市场发电机组的收益差额进行全额补偿；

4、放开中长期交易中关于交易量方面的严格限制；

5、推动相关部门放开中长期交易价格的严格限制；

6、逐步进一步放开现货市场出清价的限制。

（二）系统运行补偿费方案建议

1、建议的方案

现货市场中，在现有的边际成本定价机制下，发电的启动成本、最小出力成本按市场出清价无法回收的原因是出清问题的非凸性造成的定价与调度的不一致，并不是由于发电机组提供了另外的辅助服务。根据以上分析，建议对系统运行费补偿相关方案从以下方面进行改进和完善：

1）通过实施政府授权合约（可命名为基本合约或差价合约等），使得政府授权合约与市场化合约分离，促使市场化中长期价格与现货价格的趋同（后一部分对这个方案进一步详细说明）；

2）对发电企业进行市场力的评估，对具有市场力的发电企业根据核定的成本进行报价替换或其他的市场力缓解措施；

3）计算发电机组的报价成本时，缺省按发电的报价计算，对评估具有市场力的机组按市场力缓解措施处理后的报价计算；

4）对启动成本、最小出力成本、能量曲线等报价上下限，根据一次能源的价格进行联动；

5）按日进行市场收入、报价成本和收入缺额的计算；

6）将启动成本纳入市场收入一起计算；

7）对每日的收入缺额，按计算出的缺额全额补偿；

8）将该补偿费另外命名，比如“现货市场全成本补偿费”，与其他的系统运行费区分；

9）为避免规则变化带来不可预料的影响，可选择若干天进行试运行，试运行期间执行新的补偿规则，其他时间按现有的规则补偿。

2、建议方案实施后的结果分析

上述方案2)-9)实施后，可以取得以下几个方面的效果：

1）现货市场对发电“必开机组”、“必开最小出力”、“强征”等进行全成本补偿，一定程度上减小发电偏离真实成本进行策略性报价的动机，发电在现货市场的报价更好反映真实成本；

2）减小发电报价扭曲的情况下，实现更优的实时经济调度，使得现货价格更好反映供需情况，更好引导储能、需求响应等资源的参与，降低社会的用电成本；

3）发电在现货市场获得更多的合理收益的情况下，减小在中长期市场提高价格的动机，促进中长期价格和现货价格的收敛。

（三）不同类型机制同台竞价及发电成本回收相关机制建议

容量补偿是能量市场、辅助服务市场的补充机制，主要应该应用于补偿由于市场机制不完善等导致的能量市场、辅助服务无法回收的发电成本，应是一种短期行为。如果发电的全部容量成本由容量补偿机制补偿，必然导致某些机组（非边际机组）在能量市场的收入大于成本，从而引起整体价格水平的提高。

变动成本补偿主要用于解决“不合理的”搭便车问题，不宜用于解决变动成本差的问题。这里的不合理，指在某类发电企业由于存在一些暂无法通过市场价格反映的价值时，完全市场化边际成本定价可能导致的另外类型的发电企业获得超额收益的问题。

中长期价格和交易量的限制。限制中长期价格和交易量的目的是稳定年度平均的用电成本，稳定发电的年度收益，通过简单的限制中长期交易量和交易价的方法可能导致降低市场效率、降低市场流动性等结果。

具体来说，对广东电力市场，建议进行以下方面的完善。

1）对不同类型发电，设置不同的政府主导的合约，根据现有的中长期交易的价格、交易量的约束设置合约的相关参数，并引入竞争机制。将基准价格、变动成本补偿、一次能源价格联动、供需比限制、中长期合约限制等机制都通过政府授权合约的执行价、合约量等反映。详细机制在后一部分描述。

2）取消或尽量减小变动成本补偿的范围。

3）放开月、年等市场化合约交易，取消过于严格的交易量、交易价方面的约束，以及过多的收益回收机制。

（四）广东电力市场政府驱动合约的设计方案

1、广东电力市场实施政府驱动合约的背景

由于电力市场竞争的不充分性、电力的公共服务属性等原因，世界各国都会在一些情况下对电力市场进行一定的管制，政府驱动的合约是一种典型的工具，可以实现市场力控制、特殊类型机组的补偿或收益回收等，在新加坡、英国、加拿大等都得到了应用，解决了市场初期搁浅成本、新能源参与市场、燃气机组参与市场等问题。

广东电力市场目前面临各种约束过多的问题，影响市场效益的发挥。建议通过政府驱动合约机制的设计，增强电力市场改革的系统性、整体性、协同性，提升改革的凝聚力、推动力、落实力。

2、广东电力市场政府驱动合约设计的基本思路

这里结合广东电力市场情况，对政府驱动合约的设计思路进行简要介绍。

1）合约的命名及行政。合约可以命名为政府授权合约、基本合约、差价合约等，其最核心的内涵是由政府驱动，政府主导，本质是政府代表全体电力用户或全社会主体进行一些特殊的交易，以实现一些特殊的目标，相关成本或收益由全体电力用户或全社会主体承担。根据情况也可由部分电力用户承担。

2）交易方式及对手方。合约的售方是发电企业，购方是由政府委托的第三方（可以是一个授权的售电公司）。

3）合约分类。燃煤、燃气、核电等不同类型电源分别设置差价合约，分别进行设计、分配及拍卖。实施初期，为了简单起步，非市场用户和基数可保持现有机制不变，未来可转化为采用直接分配模式的基础差价合约。

4）合同总量及分配。差价合约总量根据合约目标确定，如保证发电收入，控制市场力等。在不同发电机组之间的分配，可以采取直接分配和竞争性拍卖结合的方式，两种类型差价合约的量的比例，竞争性差价合约中的竞争程度可由政府确定。

5）合约分解曲线。可将合约分为基荷、峰荷两种类型，也可根据实际情况分为更多类型。每类机组基荷差价合约、峰荷差价合约的比例，根据该类机组历史发电、交易情况，以及差价合约的目的确定。

6）合约执行价。以政府核定的上网电价、变动成本补偿为基础形成基础执行价。结算执行价在基础执行价的基础上竞争形成，价格范围负荷国家相关规定。

7）合约基准价。结算基准价为现货市场出清价叠加发电获得的各种补偿费，包括变动成本补偿（如有）、系统运行补偿、启动费等。这样，差价合约机制可以适应不同的变动成本补偿、系统运行补偿机制。比如，某时段的出清价为0.3元/kWh，某机组的变动成本补偿为0.1元/kWh，系统运行补偿折价为0.02元/kWh，执行价为0.45元/kWh，则该机组通过差价合约获得的单位收入为0.03元/kWh。

8）合约的竞争。对采取拍卖方式分配的合约，为了保证发电的合理收入，可以通过类似当前在中长期市场中利用“供需比”对发电成交上限进行限制的相关规则，限制在差价合约拍卖中的过度竞争。

（五）广东电力市场改革方案效果分析

通过实施差价合约、减小变动成本补偿范围、试行系统运行费全额补偿等，可系统性解决广东电力市场存在的中长期市场价格与现货市场价格分离、发电成本无法回收、不当套利等问题。具体分析如下。

1）通过差价合约形式的政府授权合约的实施，在执行政府相关政策的基础上，通过相关参数的设置保证发电企业的合理成本回收，保证市场整体电价水平、用户用电成本的平稳。

2）通过放开市场化合约在交易价格、交易量方面的限制，促进中长期价格与现货价格的收敛。

3）通过取消或减小变动成本补偿，减小变动成本补偿对发电排序的影响，优化发电调度方案，降低发电成本，提高峰谷价差，提高储能、需求响应等的市场收入潜力。

4）通过提高系统运行费补偿标准，减小现货市场价格的失真，促进发电按真实成本报价，优化运行调度方式，降低发电成本。

电力市场中的中长期市场、现货市场等的交易、结算、管制等相关规则是一个相互影响的体系，相关问题必须通过系统的方式解决。希望广东先行先试，摸着石头过河，探索通过政府授权合约的实施实现有效市场和有为政府的更好结合，为我国能源改革提供经验。

原标题：电力市场改革再出发|混合电力市场下的中长期市场：内涵、问题及基于广东电力市场的建议