结算风险解析｜中长期合约的结算基准点应该是用户侧节点还是发电侧节点？

目前已有多个省份的电力市场进入电力现货阶段，未来会有更多省份、甚至所有省份都将迎来电力现货。随着早期起步阶段的懵懂慢慢抹去，市场主体越来越关注电力现货交易规则带来的问题和暗病。其中近几个月被提到最多的要数内蒙古乌海地区发电厂发电还要倒贴给钱的事件。对于售电公司来说，结算亏损是常见的事儿，只要购入电量的批发侧电费高于售出电量的零售侧电费，那就是要倒贴钱了；可发电厂给电网结算打款可不一样了，不只是电价低于煤价，更是电价低于零，属实有点不可思议。各路专家已把结算电费为负数的直接原因说清楚了，无非就是乌海地区窝电、现货价格高而电厂无法发电；本着“没有调查就没有发言权”的信念，我们从广东远赴内蒙古进行实地调研，对比广东、蒙西两个电力现货省份的结算规则，并且探讨中长期价差合约的避险功能。

（来源：北极星售电网 作者：Dodem）

如何利用中长期合约达到避险目的

很多教科书和培训会都有讲，在电力现货市场上，中长期合约是金融属性的价差合约，只要签订了一定量的中长期合约，那么在用电量（或发电量）与中长期合约量相同的情况下，是可以避险的。也即是说，无论现货价格怎么波动，都能按照中长期合约用电（或发电）。

然而，这是默认了一个前提条件成立的情况下，才能达到避险效果：中长期合约的结算参考点与自身的结算参考点一致。

当两者不一致的时候，就会出现乌海地区发电厂的困惑：全网现货结算价格高，而自己电厂所在的节点电价很低；并且由于输出线路阻塞，乌海地区出现普遍窝电，那么自己电厂的发电量又比中长期合约低、偏差电量需要在现货市场上高价购入，最终导致中长期合约结算价格高昂，低价卖出实发电量得到的电费还不够支付高价买入偏差电量的电费，就形成了既实际发电、结算上还要向电网打钱的结局。

究其原因，就是乌海地区节点电价与蒙西结算参考点价格的割裂，造就了这一奇观。

各省区电力现货结算参考点的差异

在电力现货市场建立初期，国家政策是更关注用电用户权益的，所以各省区无一例外都采用用户侧节点加权平均价作为全省区的结算基准；换句话来说，就是各用电用户的现货结算价格的加权平均价为准，当大量用电量都是位于高价节点，就会把结算基准抬高。当发电厂集中在某些节点、而用电负荷又集中在另外某些节点时，线路阻塞就可能引起用电负荷片区的节点电价高、而发电厂片区的节点电价低；在以用户侧节点加权平均价为结算基准的规则下，各发电厂的节点电价普遍比结算基准价格低。

聊到这里，估计有的专家会提出疑问：虽然发电厂是按自身所在节点的节点电价结算的、发电厂所在的节点价格确实低一些，但是两者造成的差额也以阻塞盈余的形式返还给各个发电厂了呀！话是没错，可这发电厂也跟发电厂不一样呀，窝电地区的发电厂本来就因为窝电而发电量不足了，阻塞盈余是按发电量来分配给各发电厂的，那窝电地区的发电厂仍然拿不到多少阻塞盈余。

言归正传。如果出现明显的发电负荷与用电负荷不在同一地理区域的情况、也即是电网断面经常出现阻塞的情况，那么就该将结算基准价的设定细化，分区结算。蒙西电力市场也正是如此，将整个蒙西区域一分为二，以呼包断面为界，分为东部区域和西部区域。作为全国首个分区结算的省区，不得不为蒙西点赞，但这又分得不够细致、没有解决根本问题：呼包断面以西的包头、鄂尔多斯、乌海、阿拉善等区域仍然存在很大的节点电价差异。其中，包头近年来多晶硅产业蓬勃发展，用电量巨大，已经造成了包头地区节点电价的高涨、甚至已经拉高了西部区域的结算参考价（正如前文所说，用电量越大、权重越大）；而真正的西部，也就是蒙西区域里的呼包断面以西的西部区域里的西边，却是发电量大、节点电价很低。

乌海乌海，乌金之海。乌海地区除了风资源光资源都很优质，还有着大量的煤矿，自然得到各能源集团的青睐。据初步统计，乌海地区有发电容量25250MW，其中风电7430MW、光伏4450MW、煤电11370MW，全都集中在1754平方千米上，比广东省广州市从化区的1974.5平方千米面积还小一些。即使乌海本地已经发展了一些“用能大户”，地区用电负荷约为11000MW，仍然有很大的东送需求。乌海送出通道主要是500KV响布线（送响沙湾）和500KV坤德线（送春坤山），形成“响布坤德”断面，最大输送功率为2600MW，这样的送出通道显然是不足的，乌海窝电也就成了必然之局。

对比起来，广东的发电企业可就舒服多了。虽然粤西片区有时窝电，广东电网也老是常提“广东省电网架构较为脆弱”，那可是略带凡尔赛的谦虚。蒙西区域面积72万平方公里，广东省面积17.98万平方公里，是蒙西的1/4；据官方公布数据，内蒙古电力集团拥有变电站1250座，广东电网公司拥有变电站2692座，是蒙西的2.15倍；做一个不太科学的对比，广东电网的强度足足是蒙西电网的8倍。

中长期合约到底给谁避险

在大多数情况下，广东各区域的节点电价相差都不是很大，所以各电厂也还是普遍认可中长期合约是具有避险功能的。当出现西电输送受限（西电落粤点都在用电负荷中心）、粤西至珠三角骨干网检修或意外故障、台风袭击粤西导致粤西大面积停工等情况，也偶尔会出现阻塞。

然而事情并不能这么简单近似的看待，出问题往往就出在“近似”而又“不同”之处。

对于用电用户（蒙西除外）而言，签订了零售合同，就是锁定了合同期内的电能量价格，那必然是可以避险的。对于售电公司而言，一头签订了零售合同、另一头签订了批发合同，在电价上是达到了避险效果的，只留风险在电量上；对于发电厂而言，签订了批发合同也无法给自身避险——正如开头所说，当自身节点电价与用户侧结算基准价不一致，那这个批发合同就没什么作用了。

蒙西的用电用户则有点独特，用户签订的中长期合约均是带电量电价的，偏差电量部分是按现货价格结算，相当于广东或其他省份的售电公司的结算方式；所以说，蒙西用电用户的中长期合约也是留有电量上的风险。

仔细一想，发电厂也挺郁闷的，中长期合约的避险功能都留给售电公司了，压舱石也没稳着自己这船。还得期盼所在电网强壮些、阻塞少些，不然碰着自家窝电那就麻烦了。要是遇到新能源发电负荷大幅增长导致电网强度相对不足的，那就只能听天由命了。

加大电网建设、提高输送能力，行不行呢？在不久之前，我们也是这样想的，如果电网哪个断面经常出现阻塞，那么电网公司做相应的骨干网线路建设就好了，常阻塞说明有输送需求嘛，建了也是线路利用率有保障。而现在，在包头薛家湾附近的高速公路上看到过3个燃煤发电厂同框、在大阴山以北看到过数不清的风机、在飞机上看到过荒漠中成片成片的光伏电站，终于体会到“各地资源禀赋不同”这句话的含义。能源，在不同的地理位置，价格必然是不一样的。我们也曾问过乌海某发电企业的同行：“既然乌海窝电，那电网多建500KV线路不就可以缓解吗”，当地人只是苦笑，表示这么简单的解决方案早就提过无数次，而“手眼通天”的人物（或单位）实在太多，每当电网计划建设一条新通道，总有相应的风光煤电抢在通道建成之前并网，这通道一建成仍是阻塞。或许，只有地理位置上的价格差，才能阻止乌海的发电容量继续增长，或者直到乌海能源资源被掏空的那一天。

一旦心底认可了“电不只是在时间维度上有区别、在空间维度上也有区别”，那么就不禁要想，什么样的电力现货规则才能给发电厂避险？

以广东的模式来看，零售合同是用电用户把电量风险和电价风险都丢给售电公司了，而中长期合约（批发合同）则是售电公司把电价风险丢给了发电企业、电量风险保留在售电公司。发电企业承担着煤价气价波动的风险、自身节点电价与全省结算电价差异的风险。以蒙西的模式来看，由于售电公司没有存在的实际意义，绝大多数情况都是发电企业直接跟用电用户签订中长期合约，所以是电量风险保留给用户、电价风险抛给了发电企业。

如果发电企业想通过中长期合约避险，那么必要条件就是发电企业签订的中长期合约的结算基准是基于该发电企业的节点电价。这对于广东的售电公司来说，将会是非常大的挑战，那意味着跟不同的发电厂签约都要看它的全年平均节点电价，并且是无法给零售合同避险的——毕竟两个合同的结算基准都不一样。对于蒙西的模式来说，这就是无法达成的改革：由于缺少售电公司这一环，发电企业跟用电用户直接签约，无论中长期合约的结算基准是哪一方，都一定会有另一方承担电价波动风险。

电力市场主体的各自角色

矛盾一个一个显现，发电厂负电费的问题上升到了一个市场制度导向的问题——各类主体在电力市场中扮演的角色又是什么？

用电用户毫无疑问是电力市场的实际消费者，其目标必然是通过市场化机制、购买到市场化价格的用电服务，包括支付各类风险溢价。

发电企业则是提供市场化价格的电量和各类辅助服务，根本上还是一个希望把自己产品卖出好价格的供应商，核心竞争力还是在发电环节。

售电公司则是典型的“中间商”，通过承担各类风险、提供各类保底服务，收取风险溢价费用。有了市场交易的环节，电价反而能够更稳定、更透明。

列出之后就一目了然，各类市场主体之中，也只有售电公司是心甘情愿的承担市场风险的——毕竟是靠这个吃饭。那么把风险推给售电公司、并制定合理的市场规则让售电公司收取的风险溢价也作市场化报价，似乎就是电力市场的最终归宿了。

快进快进，设想一下未来的电力市场规则会是什么样？或许零售合同的结算价格也尽量分区细化，签署每个用电用户的零售合同时都明确该用户所在节点的信息，售电公司在结算批发侧时也是以价差金融合约的模式与电网结算；相当于售电公司并不是简单的某小时总用电1万度，而是某小时在A节点用电1000度、B节点用电1500度，以此类推。售电公司与发电企业签订的批发侧中长期合约也是明确发电企业所在节点的，结算价格即是该节点价格。如此一来，售电公司的交易技术门槛就变得很高，并且要审慎的看待每一笔合同——毕竟每个用户每个发电企业，所在的节点是不一样的，报价都必须不一样。而这样充分市场化得到的结果则是，每个用户都要考虑建造生产基地所在的电网节点价格贵不贵（类似于选择电价低的省份投资高耗能生产线），每个发电企业建设前也要调研接入节点的电价情况和电网结构，毕竟所有售电公司的报价（包括买和卖）都要依据地理位置，从而达到用电负荷和发电负荷都能根据市场供需来最优化市场化配置，而不是简单的“一大片地区统一电价”，造成包头和乌海结算电价相同但节点电价不同的悲剧。

结语

全国电力市场的建立，并不是为了达到“全国电价相同”，而是“全国规则相同”。结算分区的细化，并不是对市场的破坏，而是提出更优化、更科学、更精细管理的市场方案。

售电公司能应付得了这么复杂的签约方式吗？在“稳定压倒一切”的监管导向之下，完全放开手脚真的没问题吗？这些深奥的问题难以回答。我只是在暑假教孩子游泳时有个感悟——不肯放开游泳圈，是学不会游泳的。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）