电改九年观察 │ 正确识别电力市场中的“实物”和“财务”

新电改九年，电力市场建设“从0到1”至今已取得诸多优异成绩。2023年，我国电力现货市场建设进入加速期，山西、广东电力现货市场于年末先后转入正式运行，其他试点地区市场持续完善迭代，非试点地区积极探索实践，总体呈现“全面发力，多点开花”趋势。电力现货市场在发现价格、促进保供、优化电力资源配置方面发挥了显著成效。电力现货市场须基于电能生产传输使用的物理性质设计，而市场本身更侧重于明确各类主体间经济关系。由于对电气物理运行与市场经济关系的认识不清晰，长期以来普遍存在对于市场本质的认识误区。站在新的起点，还原事物本质，正确识别电力市场中的“实物”和“财务”就尤为重要。当下亟需破除电力市场误区，对电力市场矩阵再认识。

（来源：电联新媒 作者：赵浩林 等）

通过电网方式利用电能导致电力商品同时具有一般商品属性和特殊商品属性，构建功能完备的电力市场矩阵即是围绕电力商品属性（电量、平衡、调节、可靠性）开展的。矩阵的核心包含两个层次，一是要基于现货电能量市场进行市场机制的整体设计，围绕现货主能量市场建立完善辅助服务市场和容量市场（或容量机制），加强辅助服务市场、容量市场等与现货主能量市场的衔接，并配套其他场外机制以实现产业政策或民生政策；二是基于市场避险需求建立完善相关机制，丰富不同层次的避险产品以满足市场主体的需要。而以上两个层次的建设前提和关键是正确区分电力实物市场和财务市场，故本文在明确电力市场矩阵构建思路的基础上，重点聚焦分析市场中的实物交割和财务关系，基于此视角提出完善电力市场矩阵的一般建议。

构建电力市场矩阵的总体思路

构建电力市场矩阵有两个关键，一是基于电力商品属性设计市场机制，其中电力现货市场是建设完善其他市场品种机制的前提条件，同时应相应完善电力辅助服务市场和容量市场，以保障电力可靠供应；二是基于避险需求建立电力期货、电力期权等配套产品，以实现对电力市场交易的有效补充。

基于电力商品属性进行市场设计

电力特殊商品属性主要有平衡、调节和可靠性（长期可靠性）三个方面。由于电力同时具有一般商品属性和特殊商品属性，因此电力市场的设计要同时对电量、平衡、调节和可靠性进行定价，才能确定电力的全部价格。总体来说，电力现货市场承担着对电量和平衡进行定价的任务，也就是“无现货不市场”的由来；辅助服务市场承担着对调节商品定价的功能，主要包括调频和备用等辅助服务；容量市场或容量回收机制为可靠性商品定价，主要回收有效容量在电力现货市场中无法回收的固定成本。

电力市场体系对应四种电力商品设计，电力现货市场交易电量和平衡商品，或者可以把两者合并为分时电量，电力辅助服务市场交易调节商品，容量市场（或容量回收机制）交易可靠性商品。电力现货市场、电力辅助服务市和容量市场（或容量回收机制）交易的是电力商品的使用价值，属于同一层次的市场，实现了电力商品四个细分维度的价值。其中，电力现货市场是电力辅助服务市场和容量市场的基础，电力辅助服务市场设计和容量市场设计必须以电力现货市场为基础，即没有电力现货市场就无法真正实现调节和可靠性商品的市场化。电力现货市场交易电量和平衡商品，形成了分时电量价格曲线，分时电量曲线为调节商品提供了调用的“基线”，分时电量价格曲线为预留的调节容量（调频或备用）机会成本提供了“基准”。容量市场更加依赖电力现货市场，欧美国家在电力市场建设之初也未考虑容量市场。随着可再生能源快速发展，可再生能源在大多数国家均享有场外的补贴，造成可再生能源事实成为变动成本为负值的机组，可再生能源大量生产的负荷较低时段，往往会大幅拉低电力现货市场价格，造成不能快速启停的调节性电源被迫跟随可再生能源形成低价，同时可再生能源的发展导致调节电源的利用小时进一步减少，致使在电力现货市场中部分调节电源出现了部分难以回收的成本。容量市场不是独立的市场，而是对能量市场的有效补充，能够帮助市场主体回收在能量和辅助服务市场不能完全回收的成本。若无现货市场价格信号，容量市场定价缺乏充分依据，因此，没有电力现货市场的运行无法运行合理的容量市场。由于电力辅助服务市场和电力容量市场都需要依托于电力现货市场建立，因此，电力现货市场是最为主要的市场，承担着发现电力价格的作用。

基于电力市场避险需求建立完善相关机制

由于电力现货交易价格随供需快速变化，为规避电力现货价格剧烈波动的风险，市场主体可以通过中长期电力交易、期货等金融衍生品进行收益锁定或风险防控。一般来说，电力市场主要指电力现货市场及基于电力现货交易的辅助服务市场和容量市场。国内被称为中长期交易的远期合同以及期货等金融衍生品通常为财务属性，一般不归类为电力市场交易，在很多国家和地区多由金融监管机构负责监管。

与所有的商品交易一样，不确定性（风险）往往是市场主体最大的成本，因此，市场主体对电力商品也要寻找消除不确定性和降低风险的方法。各种商品交易消除不确定性和降低风险的方法都可以在电力商品交易中使用，电网利用电带来的特殊性主要体现在电力现货市场、辅助服务市场和容量市场，并不体现在为其消除不确定性和降低风险的手段上，也可以说市场主体所采用的消除不确定性和降低风险的手段，体现了电力商品的一般商品属性。通常来说、市场主体采用的手段主要有金融衍生品和远期合同等，金融衍生品包括电力期货、电力期权等，种类繁多。世界范围内，不同国家电力市场对远期合同（类似于国内的中长期合同）的要求不同，但是都明显具有财务避险性质，区别仅在于合同交割的是钱还是电力，但是即使是要求实物交割电力的实物远期合同，依然允许以购买他人电力商品作为交割方式，所以本质上远期合同和金融衍生品等避险手段是采用经济方式承担责任。因此，在国外的市场，尤其是美国和澳大利亚的市场上，远期合同和金融衍生品等都被作为电力市场外的因素，谈到电力市场时并不包含这个部分，完全由市场主体意愿决定是否选取避险方式，选取哪一种避险方式。

正确认识电力实物和财务关系

由于受现货结算公式形式影响，对于电力实物或财务关系，当前普遍存在着两种观点。一种观点认为中长期是实物市场，现货（日前市场）是偏差市场（财务市场）；另一种观点认为日前市场是实物市场，中长期市场是财务合约。暂且不论以上各观点的正确与否，实物市场和财务市场的区分涉及到我们对于市场“本质”的认识，如若起步阶段便形成了错误或片面的认知，难免会导致市场建设走更多的弯路。

集中式市场设计基于优美的数学模型，拥有完整的逻辑闭环，电力实物交割和配套的财务金融市场有效区分并协同衔接，经济关系清晰，共同形成完整的电力市场矩阵。然而当前我们往往混淆财务合约与实物交割的关系，两个层次的问题混合在一起，这就导致在市场分析中无法直达问题的根源与核心，在解决市场问题时往往解决了一个旧问题但带出了更多新问题，只能通过补丁叠加补丁的形式实现不同市场机制间的衔接。辅助服务、需求侧响应等机制也存在各自为战的情况，缺乏系统的统筹规划。

因此正确认识电力实物市场就尤其关键。需要澄清的是，中长期市场不是实物市场。为什么中长期市场不是实物市场？

中长期合约的本质是财务避险合同

中长期的作用是通过合理锁定量价以规避风险，以山西为例，山西电力现货市场已转正式运行，山西在年度签约环节，签订合同价格可不直接定价，而是与月度有联动条款，同时中长期合约在月度有充足的调仓手段。为什么山西如此处理中长期合约呢？本质原因是中长期合约是用来避险，并非是真正进行实物电量买卖，因此可以如此约定。因此无论量价均可以在更短周期进行调整，以使更短周期中长期合约价格趋近于现货价格。这就说明中长期合同价格是以现货价格为锚的，中长期合约是“寄生”于现货市场、用于规避现货价格波动风险的，因此中长期不是实物市场，是财务避险市场。需要明确的是，当下各地广泛开展的中长期分时交易，其价格总体走势和现货价格是一致的，那么为何中长期依然可以避险呢？现货的分时价格较中长期分时价格更随机，可能面临更多的不确定性，价格曲线的抖动也更剧烈，中长期相对平滑的分时曲线就可以很大程度上将这种现货随机“抖动”风险规避掉。

同时，虽然辅助服务、容量市场均需要和现货市场衔接，但是中长期与现货不需要进行衔接。

当前中长期合约的误区与局限

当前广泛存在的中长期与现货“衔接”等说法，极易将主体引入误区，为什么“中长期市场与现货市场需要衔接”的表述不够妥当？本质上是因为集中式市场模式下，各省内中长期合约并非需要物理交割，中长期合约只是需要基于现货市场价格进行差价结算，因此严格来说不存在所谓衔接。但是我国电力市场化改革初期选择了中长期交易（远期合同交易）作为避险的主要手段，同时多地广泛采用《电力现货市场基本规则》中的结算方式二（中长期全电量结算），并将现货与中长期分时偏差结算，结算公式形式上中长期电量与现货电量是“捆绑”在一起的，这是导致主体对此产生误解的主要原因。

当前电力中长期合约也存在诸多局限，一是只有发电企业、售电公司等电力市场主体可参与交易，二是中长期合约允许交易电量受实际发用电量约束并广泛存在强制电量比例上下限要求，三是各省/区域市场普遍对于通过中长期进行“套利”容忍度低并制定了相应套利回收机制，四是在上述诸多约束情况下中长期合约流动性较低，也无法充分实现价格发现和避险功能。

标准化的中长期合约即电力期货

中长期和电力期货有何关系？为什么有了中长期还需要期货？于场外将中长期合约标准化，允许基金、保险等金融机构的资金也有入场可能，这种标准化后的交易即为电力期货交易。相较于中长期交易，电力期货可进一步消除上述误区和局限，引入更多的交易主体及资金。同时，电力期货交易、结算机构独立于电能量交易机构，场外也更利于进行机制完善及创新，开发更多的避险工具。

当前国际上有何可借鉴的电力期货经验？一是电网方式利用电能须即时平衡无法大规模储存，这是电力期货与其他能够储存的商品可以通过期货发现价格最大的不同。其他大宗商品由于可以存储，期货市场甚至能够代替现货市场，而电力期货并不能准确基于真正的供需开展，也不能保证所覆盖的交易能够完全不受拓扑结构影响得以执行，因此电力期货市场更多的是发现电力用户和电力生产商之间对价格的心理预期或生产购买意愿。二是电力期货需要成熟的现货市场并多采用现金交易方式交割。美国、欧洲、日本大多数期货交易所的电力合约均采用现金结算，通过金融方式结算盈亏，以对冲风险为目的，不以物理交割为目的，合约的流动性大大增强。现金结算需要基于期货结算价与现货市场价格的价差支付，因此需要建立成熟的现货市场，且现货市场上可以形成一个权威的、连续的、可以充分反映供求关系的、被市场普遍认可的出清价格作为结算依据。三是国际电力期货交易是较成熟的品种。从国际能源期货市场的交易情况看，电力期货交易量是仅次于石油和天然气的第三大能源交易品种。而且期货市场存在中央对手方且有保证金制度，信用风险较低。由此可见开展电力期货交易是我国电力行业改革发展的必然趋势。

电力市场中哪些是实物市场？

只有以实物交割为基础的市场才是实物市场，因此电力市场矩阵组成要素中有三样东西是实物的，分别为实时电能量市场、实时辅助服务市场以及容量市场。

第一个实物市场是实时电能量市场

实时电能量市场以实际上网电量或用电量（实际物理交割电量）和实时价格作为结算依据，因此实时电能量市场可视为实物市场，而日前电能量市场不是实物市场。然而在当前的统计中，为何许多区域似乎更重视日前市场，甚至误将日前市场视为实物市场？这实际是结算公式形式带来的误区，一是国外典型集中式市场多以日前全电量依据日前价格进行结算，按照《电力现货市场基本规则》结算方式一，开设日前市场区域为日前市场全电量结算，这就可能给予主体日前市场是主市场、理应是实物市场的主观感受；二是在市场预测技术、相关市场机制比较成熟的阶段，日前市场是趋向于实时市场的，因此存在将日前市场近似作为实物市场看待的现象。

不应将日前市场视为实物市场。一是随着可再生能源的增加，日前和实时市场经常出现较大偏离，无法很好匹配。实际上，日前和实时的量价是否趋近取决于调度对负荷预测和新能源预测的精准度，但当前我国电力市场依旧处于起步阶段，负荷预测水平及新能源预测水平没有那么高的准确度，因此日前市场甚至无法近似视为实物市场。二是日前市场实质是财务性质的，实际的发电、用电的明确交割仅会在实时发生，因此即使日前市场出清量价由于某些因素或偶然实现了完全的量价一致，日前市场的本质依然是主体间的财务关系而非实物市场。

第二个实物市场是实时辅助服务市场

实时辅助服务市场基于辅助服务实时实际提供能力或供给量，因此实时辅助服务市场才是实物市场，其他未基于实时准确的辅助服务供给而进行的结算均不是实物市场。辅助服务围绕现货主能量市场设计，“寄生”在电能量市场上，由于日前电能量市场是财务性质的，几乎不可能实现完全的精确预测，辅助服务需求等自然也无法准确预测。比如日前市场中标60万调频容量，但实时环节机组可能因为煤质或其他约束无法实现日前预计调节，调频可用容量也可能会受影响与日前预计偏差较大，所以只有在实时环节，辅助服务市场方可视为实物市场。

第三个实物市场是容量市场

相较于其他市场，竞标成功者需在交付年履行提供对应容量的提供义务，否则将面临相关处罚，因此容量市场本质为实物市场。比如英国在2014年引入容量市场，容量市场是技术中立的，除已经有差价合约，小规模发电的固定电价制度和可再生能源义务的容量外，所有现有的和新建的容量都有资格参加容量市场的拍卖。一级市场先于容量交付年四年进行拍卖，满足绝大部分的容量交易。存量发电容量默认可得到一年后交付的容量合同，新改造的电站可以得到为期三年的容量合同，而更长期的容量合同主要给新建电站。

相关建议

基于电力市场矩阵的再认识，在电力市场机制设计的过程中，不仅要明确市场设计的流程和先后顺序，更应该推动市场设计符合基本电力经济逻辑，通过场外机制控制市场风险，实现产业政策和民生政策。

一是明确市场设计流程，按照先现货后其他的顺序完善市场体系。基于现货市场机制，采用“一体化设计”思维推动各种机制的更新完善，促进机制间的统筹衔接。合理设置现货电价上下限，厘清电量和容量的关系，推动部分辅助服务功能通过电能量市场实现，实现不同市场机制间的统一协同；围绕现货电能量市场进行机制创新，通过场外机制完善避险手段，促进价格机制的衔接，避免出现因不同机制间的价格设置不合理出现的市场不公；针对现货市场特点设置相应的容量机制或其他场外机制，更好的控制市场风险，保障容量的长期充裕，更好发挥市场对电力资源的优化配置作用。因此在思想认识上，应明确电力现货市场的核心地位，全力推动电力现货市场高质量建设。

电力市场矩阵的构建离不开成熟完善的电力现货市场机制，其他电力市场相关机制的建立都需围绕现货主能量市场或采用现货价格信号，因此当前应快速推动各地的现货连续结算运行直至转正式运行。在市场设计决策中，应有效区分实物市场和财务市场，注重明确市场中的经济关系。除了文中描述的几种实物市场，其他市场机制、规则、交易品种本质上看纯粹是一种经济关系，实物市场和财务关系的目标不同，因此规则完善的方法与思考角度也不同，建议在财务关系上应注重权责对等、以机制完善消除信息不对称等可能导致的市场不公风险，在实物市场中完善交割责任管理办法，促进实物交割与财务责任的统筹衔接。

二是不对市场本身进行不合理干预，通过场外机制实现民生政策或产业政策。通过政府授权合约制度、容量补偿机制、绿证及碳市场机制等实现民生政策或产业政策。政府授权合约是在电力市场环境下，政府用于调控经营主体收益、落实产业政策、抑制市场力的措施之一，是一种不涉及电量生产和使用的财务性质的差价合约。政府授权合约由政府指定的机构与经营主体签订并明确合约价格和结算参考点，合约价格与合约结算参考点现货电价的价差损益由全体工商业用户分摊或分享。不具备调节能力的电源签订政府授权合约可仅明确合约电量，不约定合约曲线；有调节能力电源的政府授权合约需明确合约电量，并按照电力系统总负荷曲线形成合约曲线。容量补偿机制根据现货市场机制设计的不同可分为两种形式。第一种形式是“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”模式，我国山东即采用此种模式，对有效容量进行全固定成本补偿，选择典型边际机组的单位投资作为全部机组有效容量的容量补偿价格，容量费用由全体工商业支付，纳入系统运行费收取，同时严格限制发电主体在电力现货市场中的报价水平，要求其不得偏离变动成本。第二种形式是“部分容量成本补偿机制+策略报价型电力现货市场”模式。这种模式在北美电力市场被普遍采用。这种模式的核心思想是电力现货市场上限价设置较高，充分考虑电源的机会成本，允许发用电主体根据供需情况进行“策略性”报价，不要求发电主体根据变动成本进行报价，对电力现货市场价格波动的容忍度较高，尽量通过电能量交易回收发电主体的固定成本和变动成本，并获得合理收益。对于边际机组在电力现货市场不能回收的固定成本，建立容量市场，以有效容量为标的，由能够提供有效容量的发电主体和可中断负荷报价形成有效容量的出清价格，容量费用由全体用户承担。绿证及碳市场机制是新能源参与市场的重要前提条件，可以实现消费侧市场主体对可再生能源的统筹支持，为新能源健康可持续发展提供长效激励机制。绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，其中可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证、绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让获取收益。国家核证自愿减排量（CCER）交易市场，是全国碳交易市场的关键补充，经CCER备案的海上风电、光热发电项目，可以通过出售CCER获取收益。经营主体选择接受政府授权合约后，不得再同时享有容量补偿机制或绿证及碳市场机制，避免产生对发电主体的过补偿和用户侧用电价格水平过快上涨。通过以上的场外机制，而不是直接干预电力市场本身实现产业政策或民生政策。

三是完善风险控制逻辑体系，通过电力期货等相关避险机制设计实现更好的市场风险规避。一方面以“将中长期合约标准化”思路推动电力期货开展，实现以金融期货合约丰富电力市场避险手段。分区域设计电力期货，采用金融交割的方式，避免影响电力现货市场的供需边界或电力市场的出清，仅将电力期货作为电力现货价格风险的对冲工具。针对现行中长期机制的诸多约束和局限，探索复合性电力期货产品，根据避险需求构建价差套利产品，为阻塞价格风险等进行风险对冲，促进市场主体跨省跨区跨时间进行风险管理。另一方面推动容量市场建设，同时建立容量的二级市场或容量期货市场。二级容量市场交易中，容量提供者可对中标容量进行二次交易以实现容量调整，二级市场交易可以是物理交易，也可以是金融交易，为容量提供者规避容量惩罚风险提供足够手段。同时推动容量期货市场建设，可以采用现金交割或实物交割，进一步丰富容量市场层次，促进容量价格价值的更真实发现了，为电源投资提供更有效合理的引导。

在新的时期，需要还原电力市场矩阵各要素的本质，正确认识实物市场以及市场财务关系，正确认识不同市场的功能定位及各自间的逻辑联系，推动机制间的科学衔接。正确区分电力市场的场内与场外，充分发挥市场对电力资源的优化配置作用。合理利用场外配套机制实现产业政策和民生政策，有序推动电力期货等相关市场建设，全方位完善完成电力市场矩阵。