电力市场交易价格波动风险管控

我国售电侧改革选择“渐进式”，试点先行基础上，不断总结完善相关信用管理体系、风险管控体系和市场监管体系等，实现市场有序运营。正常、合理的电力市场交易价格应能反映真实的市场供需关系和相应的成本，售电侧改革过渡期，存在市场主体数量不成规模、信息存在一定程度不对称、市场主体行为监管手段不够完善、市场交易风险预警机制不健全等特点，这都会导致市场交易价格非正常波动，影响售电侧改革的有序推进，应当积极防范。

一售电侧改革过渡期特点及对电力

市场交易的影响

我国售电侧改革主要任务是有序向社会资本放开售电业务，建立售电主体准入和退出机制，多途径培育售电主体，售电主体可采取多种方式通过电力市场购电。售电侧改革过渡期，电力市场交易呈现以下特点，主题变化如图所示。

交易范围局限在省内，可能影响市场竞争效率

售电侧改革目前以省为实体推进，多开展省内购售电交易，对固有的发电格局影响不大，尤其对于发电市场集中度较高、机组利用小时数较高的省份，参与市场交易意愿不强，一定程度影响市场竞争效率。

交易主体数量不成规模，可能影响购电竞争强度

对于售电主体实行分批公示，初期售电公司和直接交易大用户数量不多时即开展购售电交易，买方市场活跃度不高，容易形成市场力，影响市场交易的有序发展。

存在一定程度的信息不对称，不利于市场交易可持续发展

售电侧放开初期，交易主体可能对市场供需形势、发电和售电市场集中度、市场交易成交情况等信息掌握不全面，影响交易主体的竞价决策，造成市场交易价格大幅波动。

交易规则调整，可能对市场交易产生影响

偏差电量考核的执行、出清方式的调整、交易主体准入门槛的变化等，都会对交易主体在决策申报、用户选择代理售电主体等方面产生影响，造成市场的波动。

市场主体交易行为监管体系不够完善，影响市场的有序发展

突出表现在对电力市场的监管职能分散于发改委、能源局等各个政府部门，中央和地方两级管理体制职责权限也有重叠，分工不够明确等方面。过去监管机构主要依靠行政手段、突击检查等方法对电力交易实施监管，监管方式不够规范化、精细化。面对售电侧改革过渡期的新特点，高效监管策略还有待建立健全，交易主体可能存在影响市场有序运营的行为。

二售电侧改革过渡期电力交易价格

波动风险

市场交易价格形成机制

除了宏观经济形势、国内生产总值、一次能源价格等电价传统影响因素外，结合售电侧改革过渡期的特点，交易价格还受到交易范围、交易主体数量、交易规则调整，以及交易主体决策能力等因素的影响，导致电力市场交易价格是动态变化的，也就产生了所谓的电价波动。

市场供需关系、机组发电边际成本以及机组的竞价决策等都会引起集中竞价交易电价的波动。参与集中竞价交易的市场主体主要是发电机组，以及通过交易平台按照集中竞价出清电价购买电量的售电主体和大用户。

在竞争充分、监管严格的较理想市场中，发电机组的最优竞价策略是按照机组边际成本报价。在市场结构不够完善的环境下，发电机组会通过策略性投标来获得最大利润：发电机组会综合考虑市场供需关系、自身机组发电边际成本、下一交易周期出清价格的预测结果、其他发电机组或发电商的投标行为，最终决定自身的投标价格。

市场供需关系、机组发电边际成本、售电公司的收益水平等都会引起双边交易电价的波动。参与双边协商交易的市场主体包括参与直接交易的发电机组与售电主体或大用户，以及售电主体与代理用户。

在竞争充分、监管严格的较理想市场中，大用户或售电主体可自由选择发电机组，机组售电价格(发电商参照自身边际成本定价)  的高低决定了在卖方市场的竞争力;大用户或放开选择权的普通用户可自由选择售电公司，售电公司的售电价格(包括售电公司购电成本、售电公司收益、含线损的输配电价、政府性基金)和服务质量，决定了其市场竞争力，其中售电公司的购电来源包括集中竞价交易电量和发电机组的双边协商交易电量，间接受到集中竞价交易和双边协商交易价格达成因素的影响。

正常交易价格波动

交易价格波动视成因可分为正常价格波动和非正常价格波动两种情形。正常交易价格波动，是在电力市场正常运营过程中，由机组发电边际成本变化、市场供求关系变化，使得集中竞价交易和双边协商交易最终达成的价格产生波动。

正常交易价格波动特点

通常情况下，这种电价波动幅度不会太大。根据国际经验，部分国家划定了电力市场中正常电价波动阈值。如美国加州电力市场界定3个月内平均价格上涨小于10%、12个月内平均价格上涨小于5%为正常电价波动。当然，不排除特殊情况，如在我国因燃料价格大幅上涨导致发电企业成本过高，造成市场交易价格较高，电价波动幅度偏大，但这种情况会有一个较缓慢的形成过程。

影响分析

一是电价波动幅度较小的情况下，有助于市场主体完善决策能力和风险管控能力。对于电价波动幅度较小的情况，属正常的市场现象，能够激励参与集中竞价交易和双边协商交易的发电企业、售电公司、大用户提升市场交易决策能力，包括提高对燃料市场价格、市场供需水平、市场价格的预测精度等，完善企业内部风险管控机制和价格预警机制，有助于电力市场的完善和成熟。

二是对于电价波动幅度超出合理阈值的情况，则会产生较为严重的负面影响，售电公司和用户的购电、用电需求萎缩，影响正常的经济、社会发展秩序。相关市场主体无法履约，大用户和放开选择权的普通用户转由电网公司以政府管制价格进行保底供电，此时电网企业如果从集中竞价交易中以较高的市场价格购电、以较低的保底售电价格供电(参照我国电价调整周期的特点，保底购售电交易价格调整可能会滞后一年)，严重影响电网企业的正常生产经营，继而影响电网正常投资、电力系统的有序运行，整个电力工业的可持续发展都会受到影响。

非正常交易价格波动

非正常电价波动是指电价偏离合理水平，不能反映真实的市场供需关系和相应的成本。非正常电价波动并不是由机组发电边际成本变化、市场供求关系产生，而是拥有市场力的市场成员通过市场力危害市场有效竞争，从而导致的价格畸高或畸低。

售电侧改革初期，准入交易主体数量不多，可能出现市场集中度偏高的问题。如发电集中度较高的省份，有可能利用自身在局部地区的市场支配地位，降低用户的有效选择权，获得超额垄断效益。部分地区尤其是试点阶段和售电侧放开初期，部分大用户有较强的议价能力，也可能恶意压低价格。

非正常交易价格波动特点

非正常电价波动幅度视具体情况而定，在电力供需不紧张的情况下，电价持续高于(低于)平均市场交易价格，且电价水平一直居于高位(低位)。通常市场集中度越高，电价的波动幅度就越高。

影响分析

发电企业、售电公司或大用户利用市场力获得不正当超额收益，会破坏正常的市场运行秩序，降低市场运行效率和资源配置效率。

三市场交易价格波动风险管控措施

针对正常交易价格波动

政府主管部门应当加强对市场主体的培训和指导，提高交易主体决策能力和风险管控能力，同时强化市场成交价格监控、监管，科学合理界定正常电价波动水平。

对于电价波动幅度较小的正常情况：不作额外处置，如相关市场主体存在争议和异议，按照相关规定合理解决;指导相关市场主体做好电力供需、电价预测等交易决策工作，指导相关市场主体建立电价风险预警机制;电网企业加强跨区省电力调配，有效缓解供需紧张的局面。

对于电价波动幅度超出合理阈值的情况：为了维持经济社会的稳定发展，政府对市场直接进行干预，极端情况下政府可终止电力市场运行。视具体成因，政府可采取非市场手段和措施，从电力供应和电力需求上进行直接干预，如直接锁定购售电价、电网公司执行的管制价格实行联动，拉闸限电、削减终端用户负荷需求，通过强制开机、增加跨区电力调配等措施努力增加电力供应等。由此造成的损失，由政府拟定解决方案，向所有市场主体公开发布执行，必要时损失由所有市场主体共同消化。

针对非正常交易价格波动

政府监管部门应当优化市场结构，强化交易行为的监控、惩罚和预警机制，严厉打击违背市场规则导致非正常电价波动的行为。

一是加快全国统一电力市场建设，通过扩大交易范围避免局部市场力的形成。售电侧改革初期，针对交易主体数量规模不足、局部发电企业集中度偏高、发电机组利用小时数较高、市场交易意愿不强等问题，通过加快全国统一电力市场建设，允许更多符合条件的交易主体上平台交易，能够避免市场力的形成。在全国统一电力市场建立健全前，可提高跨区跨省交易开展频次达到相同目标。

二是对市场机制、交易规则进行科学论证后实施，实现市场的平稳、高效运行。结合各省电力工业特点和实际情况，因省制宜确定交易主体准入条件、集中竞价交易出清方式，例如可通过“三寡头测试”等，避免发电和售电侧形成较高的市场集中度，从源头降低非正常交易价格波动发生的可能性，同时减少非市场主体(包括地方政府、市场运营机构)的市场干预行为和影响，避免售电市场在建设运行初期因各方利益而扭曲畸形。

三是建立健全与售电侧改革相适应的市场监管体系，为售电侧改革可持续发展提供支撑和保障。一方面，实现监管机制规范化，完善事前、事中、事后监管机制，事前监管主要针对市场准入条件的设置和审核;事中监管机制主要针对市场行为监管，如市场成员是否拥有市场力、是否利用了市场力、市场成员利用市场力危害市场有效竞争的程度等;事后监管机制主要针对非正常交易价格波动责任主体的认定和处罚。另一方面，实现监管手段多样化，随着售电主体的增多、监管内容的增加，应用传统监管手段的同时，增加与“大云物移”等新兴互联网技术的结合，提高监管效率和预警能力。

文章来源 | 《中国电力企业管理》2017年第2期