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创新六:首次提出多种避险手段。
基本规则提出的合同转让交易,不仅仅包括传统的发电企业间的发电权交易,还包括用户之间的“用电权交易”,“合同转让交易原则上应早于合同执行3日前完成”,意味着只要提前三天判断无法按照合同执行部分电量,即可进行转让避险,这在我国电力交易史上属于首次提出。基本规则还提出“发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议,一方因特殊原因无法履行合同电量时,经电力调度机构安全校核通过后,由另一方代发(代用)部分或全部电量”,这样可以促进市场主体之间合作避险,也可推动售电公司作为整合用户和发电企业的媒介,确立其通过为市场成员规避风险而赚取风险收益的盈利模式。基本规则为市场主体提供了年度、月度、3日(合同转让)三个避险的时间机会,合同转让、互保协议、次月分解计划调整(交易双方均可提出只改当月)三种手段,总共7种主动避险的机会。
此外,基本规则还明确了交易时序安排,各地交易机构只要按图索骥,便可系统的开展交易,特别体现了起草者在电力监管和运行中的经验,考虑到各地的“计划”往往滞后,甚至个别地区上半年都处在“未印发计划、无合同交易”的状态,基本规则明确规定“年度交易开始前仍未确定优先发电的,可由电力调度机构参考历史情况测算,预留足够的优先发电空间,确保交易正常进行”。
同时突出了双边交易的重要性,多次提出“如果年度(月度)双边交易已满足全部年度(月度)交易需求,可不开展年度(月度)集中竞价交易”,这是符合国际成功电力市场经验的,集中竞价这种交易方式是为了降低交易成本,但是有个前置条件,必须对标准合同进行竞价,可以理解为带有功率曲线,对于不带功率曲线的电量集中竞价很可能对电价扭曲更加厉害,因此中长期交易不应将集中电量竞价作为主要交易方式,甚至最好不开展。
基本规则可以说最大限度的求取了顶层设计和基层创新的“公约数”,但是无可避免的将面临非常大的挑战:
挑战一
地方已经形成了各种带有地方特色的直接交易规则,基本规则立足于开放的市场设计,希望通过统一各地交易规则的基本框架、基本原则和基本内容,实现市场间的无壁垒,为下一步扩大市场范围做好准备。本轮改革地方主导的声音响亮,国家发改委、国家能源局的规范性文件能够得到多大程度的落实,拭目以待。
挑战二
学界和大部分电力企业的电力市场专家,对“现货+中长期”的电力市场模式有着清醒的认识,对于这种过渡式的“电力市场交易”能否接受,特别是一些富有“中国特色”的妥协是否会招致批评?想来,起草者头脑是清晰的,附则中明确规定“有效期3年”,也就是三年之后预计问题暴露比较充分,现货交易还是方向。
挑战三
电力调度机构能否接受。电力调度机构目前人员少、安全生产压力大,计划调度模式下每天多目标进行优化,工作繁重。虽然,基本规则能够清晰界定各环节职责边界,规范交易行为,减轻一部分工作量,但是偏差电量的解决方式,实质上对调度方式有所改变,约束了电力调度机构的自由裁量权,电力调度机构很可能倾向于以结算方式消除偏差,这一“粗暴但简单”的偏差解决方式。
挑战四
部分地区规则的漏洞和偏颇,已经形成了受惠的利益主体,这些利益主体也将发出大量的反对声音。例如中长期合同要求带有发用一致功率曲线这种正确的要求,可能会受到一些不该直接进入批发市场的中小工业用户抵制。甚至在部分盲目放开批发市场准入的地区,可能引起批发市场和零售市场范围的重新划分。
挑战五
月度为实物交易周期可能导致年度合同兑现率下降,年度合同的实物性减弱,避险作用上升。月结月清的规定,突出了月度作为实物购买的主要周期,大于月度的交易周期,更多体现的是避险,既然年度合同避险作用上升,那么通过支付违约金方式解除全部或部分年度合同的可能性升高,这是正常的市场现象,地方政府和市场主体能否接受这种与计划体制时代截然不同的合同处理方式。
挑战六
虽然起草者认为没有现货的背景下,基本规则推荐的偏差调整方式一最为公平,但是其中也有不合理之处(现货交易是彻底解决此问题的唯一办法)。调用上调机组的过程中,是皆大欢喜的,因为机组虽然电价较低,但是获得了额外的利用小时;但是调用下调机组的过程中,可能存在用户的偏差考核费用不足以支付下调费用,需要全体发电机组分摊差额的情况,尽管这种概率很小,但仍可能招致发电主体的不满。
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