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电力中长期交易是电力市场主体规避市场风险、平抑市场价格、保障电力供应的重要手段，也是电力市场稳定高效运行的“压舱石”。国家能源局近日发布《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》政策解读指出，电力现货市场环境下，中长期交易从“电量交易”转变为“带时标的电力、电量交易”。
有业内人士指出，上述解读对非现货试点区的中长期“带时标的电力、电量交易”并无着墨，而当前的紧要任务是实现带电力曲线的中长期交易。那么，中长期交易带负荷曲线的意义是什么，目前建设进展如何？
提高系统运行效率
国家发改委国家能源局于2016年底联合印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称《规则（暂行）》），指导各地制订出台具体实施细则。数据显示，2017—2019年，全国市场化交易电量分别为1.6万亿千瓦时、2.1万亿千瓦时和2.3万亿千瓦时，其中绝大多数采用中长期交易模式。
《规则（暂行）》明确指出，鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线进行集中竞价），鼓励带电力曲线的中长期交易。今年1月，国家发改委解读《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》时明确表示，2020年电力中长期合同应约定电力负荷曲线或曲线形成方式。
“成熟电力市场中，中长期交易必须带曲线分解，否则现货市场没有开展的边界条件。不论现货试点区，还是其余二十几个非试点省市，中长期带曲线运行都能更好地平衡电力系统，减少一些不必要的辅助服务，提高电力系统的整体效率。”华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏告诉记者。
吴俊宏还表示，作为改革现阶段计划电量分配制度的“门槛”，功率曲线可以确定发用双方实时的偏差责任，通过购买平衡服务或调度方式满足实时平衡。“但现在很多地区中长期交易仍不带曲线交易，因此只能用偏差考核这种妥协方式满足系统实时平衡。”
华南理工大学电力学院教授陈皓勇认为，我国电力市场是从大用户直接交易(中长期交易)的基础上开始的，当前的紧要任务是在其基础上实现带电力曲线的中长期交易，可以借鉴日本电改的模式。
建设进度不及预期
《规则（暂行）》鼓励带电力曲线的中长期交易，但这个愿望未能如期实现。据了解，2019年以前，除现货试点外，各地开展的均是“计划调度+电力直接交易”的交易模式。2019年之后，部分非现货试点地区开始试水带曲线的中长期交易。
“虽然‘计划调度+电力直接交易’模式与文件要求的电力市场有很大差距，但却能够适应当时大部分市场主体对电力交易的认识，市场主体接受程度较高。”有业内专家告诉记者，“《规则（暂行）》有效期定为三年，设计者当时预计三年后电力市场的正确概念将得到普及，建设市场的时机会成熟。显然，预计过于乐观，市场设计还存在问题，配套政策的改革仍有较大阻力。”
该专家认为，一方面，电力现货市场建设仍然需要更长的时间，中长期交易在实践中发现的经验和教训都需要对上一版规则进行局部调整。另一方面，对于部分能源富集、价格低廉地区，现货市场的优化红利并不一定大于建设成本。因此，部分地区还会普遍存在“计划调度+电力直接交易”模式。
国家发改委、国家能源局近日印发的新版《电力中长期交易基本规则》指出，该《规则》主要适用于未开展电力现货市场试点建设的地区；对于开展电力现货交易的地区,可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则。
陈皓勇指出，新版中长期交易规则并未提及20多个非现货试点省份是否带曲线运行，如果中长期交易不带曲线，那对调度的自由量裁权则毫无制约作用。“今年某非现货试点省份，仅在开展4个时段的市场化交易时，交易和调度争论就已非常激烈。目前，调度一点都不想受约束，改革只是个形式而已。”
多重掣肘待解决
我国电力中长期交易有哪些问题亟待解决？对此，加拿大安大略省独立电力系统运营公司高级经济师何爱民认为，电力交易主要存在价格、阻塞、信用和流动性风险，中长期交易规则设计必须同时解决这四个方面的问题，缺一不可。
何爱民认为：“目前，我国中长期交易的全省统一出清价与现货的节点电价不相匹配，发电侧继续暴露在风险中。再者，中长期交易价格理论上应该反映电厂的长期成本，但现货价格却因为种种限制只能反映短期可变成本。”
在何爱民看来，我国电力中长期存在的另一个问题，是电厂的阻塞风险无法得到有效控制。“不管在现货试点区，还是非现货试点区，实时运行的阻塞与中长期安全校核的阻塞都可能很不一样，发电侧因此面临无法履行中长期设定义务的风险。”
就流动性而言，何爱民认为，我国现在的中长期曲线设计太过僵硬，跨度太久，缺乏流动性风险管控手段。“长期市场应该更加灵活，交易频率更短。新版中长期规则增加了月内交易是很大的进步。建议参照国外经验，设立滚动交易的标准化合同，比如5千千瓦/月(8：00—23：00），但目前的调度方式会产生较大改变，也考验主管部门的改革决心。”
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