省间交易合约转让（置换）交易机制探究

曾梦妤

（南方电网公司，广州市天河区,510623）

0 引言

以政府框架协议为主导、长期合约为主的西电东送交易模式为送受电各方规避市场风险，保护送、受、输电三方利益，约束各方交易行为起到了积极的作用。但是近年来，受经济增长、电源结构、极端自然气候等因素影响，电力供需形势大起大落，中长期协议无法应对电力供需波动带来的矛盾，给中长期协议的执行带来了诸多困难。展望“十二五”，随着西电东送规模的不断扩大以及电力市场化改革进程的不断深入，有必要引入新的交易模式，更好地发挥市场在资源优化配置中的作用，弥补中长期物理合约灵活性不足的问题，从而更好地适应市场变化，降低各方交易风险。

1 交易机理及国内外研究实践情况

1.1 省间合约转让（置换）交易机理

合约转让，指合同当事一方将合同的权力或义务全部或部分转让给其他交易方的一种市场行为，合同履行主体发生改变，而原合同其他内容保留。合约转让仅改变了原有合同的售电或购电主体，合同约定的电力、电量、曲线、价格等合同要素均保持不变。合约置换是合约转让的一种形式，指与同一个交易主体签订合同的两个交易主体，将各自的合同标的进行置换，合同置换前后对其他交易方不产生影响。

合约转让（置换）的基本原则：交易各方在平等自愿的原则下，在不影响合同其他方利益和系统安全性的前提下，通过双边协商或者集中交易的方式，实现对合同执行主体的变更和调整。转让或置换的合约既可以是售电合约，也可以是购电合约。

1.2 国内外实践现状

当前，国内开展的合约转让（置换）交易主要是发电权交易，主要是不同能耗机组发电指标的转让。江苏省、河南省、四川省和黑龙江省开展了省内发电权交易试点，主要有“以大代小”和“水火置换”两种模式，东北电网和华东电网开展了跨省发电权交易的试点，交易采用场外协商或者集中撮合的方式组织。发电权交易有以下几个主要特点：一是交易的前提是各发电企业具有政府分配的发电量指标，在不影响系统安全性的前提下，对发电量指标进行有偿出让和买入；二是交易主体是发电企业，电网公司只提供交易撮合和安全校核服务，购电成本不受影响，省内发电权交易不涉及输电价格等问题；三是发电权指标一般是由能耗高的机组出让给能耗低的机组，不同能耗机组的边际发电成本差异为开展发电权转让交易提供了必要的盈利空间。

国外电力市场中的中长期合同一般是金融合同为主，因此合约转让（置换）交易主要是以电力期货或者期权交易的方式开展，即电力金融衍生品交易。金融合同的优势在于，有利于稳定现货市场价格规避风险，增强市场流动性，在场内集中交易的金融合同采用标准化合同格式，交易更加灵活。

上述研究实践对开展合约转让（置换）交易有一定借鉴意义，但是存在以下局限：1.发电权交易主要是以发电企业为交易主体，而西电东送是以“网对网”方式组织实施的跨省送受电交易，交易的组织实施和涉及的利益相关方更加复杂；2.我国的电力市场尚处于起步阶段，电力交易相关政策仍然是基于物理合约交易的基础，对金融交易缺乏清晰统一的认识，在交易机制设计方面必须考虑与现阶段市场的适应性。

本文将从西电东送电源结构特点分析入手，提出开展省间合约转让（置换）交易的基本条件和具体交易模型。

2 西电东送合约转让（置换）交易的必要性和可行性分析

2.1 必要性分析

由于电力中长期规划的不确定性，尤其是南方电网水电装机比重较大，受各种客观环境影响，框架协议所约定的中长期合约在执行中存在较大风险。“十一五”期间，云电送粤协议枯期完成率最低仅有44%，最高也只有76%，黔电送粤协议完成率在80%-110%。引入省间合约转让（置换）交易，可以对现有西电东送中长期合约交易形成有益的补充，从而更好地保证南方区域整体的供需平衡，优化南方各省区的资源配置，促进节能减排。开展省间合约转让与置换交易的必要性体现在以下几个方面：

1)有利于提高西电东送协议履约率、保障电力平稳供应

从用电需求看，随着国家产业结构调整深入和各省经济社会发展速度的差异，电力供需将面临更加复杂的局面和不确定性，“十二五”期间，随着溪洛渡、糯扎渡等大型水电投产，云南存在较大电力富余，2012、2013 年煤机发电利用小时数不足4000 小时，汛期面临较大弃水压力，贵州省受电煤供应制约电力供需形势总体偏紧，2011、2012 年西电东送协议履约率仅有76%和65%，后期完成西电东送框架协议也将存在较大压力。通过开展省间合约转让（置换）交易，可以由电力富余省份替代电力短缺省份执行西电东送协议，有利于充分发挥大电网平台省间余缺互济的优势，实现资源的灵活配置，更好地为各省区电力供应提供保障。

2)有利于处理好节能发电调度与西电东送合同的关系，维护协议和合同的严肃性

2007 年节能发电调度以及全额收购可再生资源政策出台以后，对西电东送交易带来新的挑战，汛期低谷时段需要调减贵州西电东送计划为云南富余水电让出输电通道，影响了西电东送框架协议和合同的正常履行。通过实施合约转让置换，由富余水电送出省份向其他省份购买送电合约电量指标，既可以实现可再生资源充分利用，又可以维护合同的严肃性，减少计划调整的随意性，较好地处理市场与节能减排之间的关系，促进市场的良性发展。

3)为南方电力市场建设提供有益的尝试和实践价值

合约转让置换交易实质上是引入金融交易的概念，将合同签订主体与实际送受电主体分离，各交易主体可以根据发供电成本的差异选择是否自己生产提供电能还是从市场上购买电能来满足送电合约的需求。金融交易是成熟电力市场最重要的标志，能够给交易主体提供更多的选择机会来规避风险、增加效益，从而能够大大提高市场的流动性促进市场的繁荣。合约转让置换交易是对目前以物理合约为基础的交易机制的一种突破，对下一步推进南方电力市场建设提供有益的实际经验。

2.2 可行性分析

1)从电源结构来看，云南水电与贵州火电具有较强的电源互补特性。“十二五”云南水电装机比重不断提高，至“十二五”末将达到80%，“丰盈枯缺”的季节性供需矛盾将更为突出，自然气候对电力供应影响更为显著，贵州煤电比重保持在66%左右，电力供应能力相对比较稳定。从用电需求特性看，云南、贵州、广西用电最大负荷均出现在冬季，广东用电最大负荷出现在夏季，且广东用电负荷节假日特点明显，在节假日期间存在较多时段性富余。由于各省（区）能源禀赋和负荷结构的差异，为省间合约转让与置换交易的开展提供了条件。

2)从输电能力看，西电东送输电通道部分时段有一定富余。根据2006 年至2008 年西电东送通道典型日负荷曲线，西电东送通道高峰时段压输送极限运行，低谷时段输送负荷为高峰时段的40%-60%，一年中50%以上时间输送容量低于设计容量的50%，年最小负荷为年最大负荷的25%左右，在部分时段具备开展跨省合约转让交易的条件。

3 合约转让（置换）交易模型研究

合约转让（置换）交易包括送电合约和购电合约两种类型，本文重点针对送电合约转让（置换）交易进行研究。

3.1 模型前提假设

1）省电网公司既是跨省送受电交易的主体，又是省级电力市场交易的组织者，可以组织省内富余发电能力外送。

2）合同替代方组织本省发电企业富余发电能力外送时，该部分电量上网电价根据边际发电成本通过市场方式协商确定。

3）省电网公司省内输电费用不超过0.03 元/千瓦时。

4）省间输电费用按原合同交易价格结算，与实际物理潮流无关。

在上述前提下，以交易双方均能获得正向收益作为交易开展的基础条件，建立模型的基本思路为：基于合同转让双方的机会成本和潜在收益，按照合理补偿成本、收益均分的原则确定交易价格协商机制。

3.2 合约转让交易模型

设被替代方边际机组发电煤耗为k，省内煤价为M，煤机标杆上网电价为Pg，边际燃料发电成本C=M×k，发电机组深度调峰成本为r，西电东送合同电价为Pxd，省内工商业平均销售电价为Pxs，西电东送合同违约补偿电价为Pw；

替代方边际机组发电煤耗为k'，省内煤价为M'，边际燃料发电成本C'=M'×k'，煤机标杆上网电价为Pg'，电网公司网损成本为S'；

基于不同电力供需形势建立三种交易模型：

1）模型一：被替代方电力供应不足，替代方电力富余，基于替代方边际成本补偿的价格协商模型。

被替代方成本/收益分析：在电力供应不足的情况下，被替代方将面临省内限电销售收入损失或者西电东送违约损失，合约转让的机会成本为零，其潜在收益为减少的限电损失或违约金损失。

替代方成本/收益分析：替代方的边际成本为省内机组边际供电成本和省内输电损耗。

该交易产生的综合效益=被替代方潜在收益＋原合同交易价格－替代方边际成本＞0 时，交易可行，即

当Pxd＞C'+S'时，被替代方可以按照零成本转让合同；

当Pxd

2）模型二：双方供求基本平衡或供大于求，替代方边际发电成本小于被替代方，基于双方获得均等效益的价格协商模型。

被替代方成本/收益分析：在电力供求平衡的情况下，被替代方合约转让的机会成本包括电网公司购销差价空间，以及发电企业边际发电收益，当被替代方收取的转让费用大于该机会成本时，可以获得正向收益。

替代方成本/收益分析：替代方的边际成本为省内机组边际供电成本和省内输电损耗，当替代方支付的转让价格＜原合同交易价格-替代方边际成本时，替代方可以获得正向收益。

该交易产生的综合效益＝原合同交易价格-替代方边际成本-被替代方机会成本＞0 时，交易可行，即

按照双方受益均等的原则，替代方支付被替代方补偿价格为：

3）模型三：双方供求平衡或供大于求，一方水电出现弃水，基于双方获得均等效益的价格协商模型。

模型三是模型二的一种特殊情况，在被替代方机会成本中，还可能增加火电机组的调峰成本，对于替代方，水电发电边际成本可以按近似零考虑。

该交易产生的综合效益＝原合同交易价格-替代方边际成本-被替代方机会成本＞0 时，交易可行，即

3.3 算例分析

算例一：贵州电力供求平衡，云南水电弃水

为减少云南弃水电量，贵州电网将汛期送广东合同电量转让给云南电网。假设边际供电成本仅考虑边际燃料成本，主要参数如下：

表2 贵州发电、电网成本/收益测算参数 单位:克/千瓦时，元/吨，元/兆瓦时

表3 云南发电、电网成本/收益测算参数 单位:克/千瓦时，元/兆瓦时

弃水情况下，水电边际发电成本近似为零，仅需要考虑电网网损成本。

贵州发电企业机会成本

贵州电网公司机会成本=388-382.5=5.5（元/兆瓦时）

该交易产生的综合效益=388-（0+30）-（154.8+5.5）=197.7（元/兆瓦时）

云南需支付贵州的合同转让价格=（388-30+154.8+5.5）÷2=259.2（元/兆瓦时）

贵州省电力企业在完全弥补原有合同收益的基础上，还可以获得额外收益98.8 元/兆瓦时

云南省电力企业增加外送电量可获得收益98.8 元/兆瓦时

算例二：贵州电力短缺，广西电力富余

为减少电力短缺造成的损失，贵州电网将送广东合同电量转让给广西电网。主要参数如下：

表4 贵州成本/收益测算参数 单位:元/兆瓦时

表5 广西成本/收益测算参数 单位:克/千瓦时，元/吨，元/兆瓦时

根据模型一：电力短缺情况下，贵州省转让合同的成本为零，因西电东送违约成本低于省内工商业平均电价，被替代方潜在收益取西电违约电价。

该交易产生的综合效益为：48+388-272-30=134（元/兆瓦时），因西电东送合同电价大于广西边际送电成本，贵州无需支付广西补偿费用，广西电力企业可获得收益=388-272-30=86（元/兆瓦时）

4 交易实施

4.1 基数发电量指标的确定

省间合约转让置换虽然是以电网公司作为直接交易主体，但实质上是对跨省“发电权”的再次分配和调整，因此，首先要确定各类发电机组的基数电量。

对于以火电装机为主的地区，可以按照节能发电调度原则确定基数电量指标，对于水电比重较大的省区，为确保水火电公平，可以根据水火电装机容量、电站常规设计年利用小时数（火电5500 小时，水电4500 小时）以及市场用电需求确定水火电“基数电量”总盘子，再根据节能发电调度安排原则，将火电基数总电量分解到各个电厂，作为各电厂基数电量指标。

4.2 交易模式

关于发电权交易的文献资料一般是采用双边集中撮合模式，这种模式的特点是基于交易双方平等自愿的前提，电量指标买卖对象明确，价格激励信号作用较强，其局限性在于，由于市场主体对交易收益的期望值不同，不能保证交易一定撮合成功，另外，交易执行和电量分割结算必须根据撮合结果一一匹配，增加了调度机构之间的协调难度，因此双边撮合一般适用于省内火电发电权交易，而对于水火之间的发电权置换，就难以达到水电最大化利用的目标。

对于双方供求平衡或供大于求，且一方水电富余的情况，建议采用富余水电单边申报竞价的模式。水电富余省份发电企业申报购买额外发电量指标的价格，同时，为了合理补偿被替代方火电企业，可以由政府相关部门按照合理补偿固定成本的原则，预先核定最低保护价格，替代方水电企业未参与申报或申报价格低于最低保护价格的，默认等同最低保护价格。电力交易调度中心根据水电申报价格从高到低安排超基数发电计划，并相应安排省间送受电计划，对于被替代方则按机组容量等比例的原则调减发电计划，直至满足富余水电吸纳或达到通道最大能力。最后根据水电超基数发电量和申报购电价计算总费用，并按照被替代方火电调峰比例进行分配。

采用该模式，可以最大限度确保富余水电的送出，对被替代方火电企业也给与了必要的补偿，能够从一定程度上缓解水火矛盾，同时不会对现有集中发电调度模式带来较大冲击，相对于撮合交易更便于实施。

5 结语

开展合约转让（置换）交易的基本原则是，不因送电主体和物理潮流的变更影响合同其他方原有的合法利益，维护了原有长期合同的严肃性和刚性，体现了市场契约精神，符合电力市场化改革的方向，对未来开展省间期货金融合约交易有一定借鉴意义。

本文基于不同电力供需形势提出了三种合约交易模型，并进行了测算，分析表明，基于合理边际收益的前提，交易具有一定可行性。由于目前发电上网电价采用单一制电量电价，没有明确的边际成本参考信号，市场主体出于自身利益最大化的考虑，双边撮合交易模式对于资源的最大化优化利用会存在一定局限性，短期仍然需要一定的行政干预，如设置最低收购保护电价等，长远看，有赖于对发电上网电价引入更加科学的定价机制，降低交易成本，引导市场主体更理性地决策。

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