重构南方区域电力中长期市场：(一)国外理论与发展实践综述

钟声，杨再敏，张志翔，梁志飞，曾鹏骁，季天瑶，荆朝霞，陈晖

(1.广州电力交易中心有限责任公司，广东 广州 510663；2.南方电网能源发展研究院有限责任公司，广东 广州 510663；3.华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

自《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文)吹响新一轮电力体制改革的号角开始，后续的配套文件一直在陆续出台，持续推动着“新电改”的进程。2017年8月，国家发展改革委、国家能源局综合司下发了《关于电力现货市场建设试点工作的通知》，圈定了包括我国南方区域(以广东起步)在内的首批8个现货市场建设试点地区[1]。截至2019年6月底，上述试点地区均已步入试运行阶段。

考虑到现货市场将更为精准地发现电力商品在时间、空间两维度上的价值，相配套的中长期合约如果只定义了合约电量和交割期，却未就交割点和交割速率作描述，将主要产生以下2点重大影响：①在交易阶段，市场参与者难以对中长期合约作合理定价；②在合约进入交割期后，不论是采取物理交割或金融结算以了结头寸，调度机构或交易中心均缺乏公平、无争议的操作依据。因此，中长期合约唯有与电力现货保持一致的时空颗粒度，才可能在交割环节实现二者间的有效衔接。尽管在“新电改”实施以来，由政府相关主管部门下发的相关文件十分重视中长期市场的建设，不仅明确定义了“电力市场主要由中长期市场和现货市场组成”，还提出了“逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”的总体要求[2]，但目前暂行的《电力中长期交易基本规则》尚未就现货市场作相应调整[3]，8个试点地区在该领域也仍处于探索阶段。如何重构与我国现货市场相适应的中长期市场，促使电力市场“两条腿走路”，自然也成为了学界、业界当下所重点关注的问题之一[4]。

放眼较早实施电力体制改革的国家和地区，不难发现：一方面，其中长期市场历经多年的发展，不仅与现货市场形成了有效的衔接与配合，且已积累了大量的理论成果和实践经验；另一方面，受产业结构或法律约束等因素的影响，中长期市场在模式和发展路径等方面存在着一定的差异。因此，目前亟需通过对国外中长期市场的现状及发展历程进行梳理、分析和比较，以把握具有共性的发展规律，并厘清造成差异的客观因素，从而为重构我国的中长期市场提供有价值的政策建议。

然而，现有介绍国外电力市场的文献一般侧重于作整体性的框架介绍[5-8]，专门介绍或综述中长期市场的文献一般发表年份较早，或是仅关注于某具体问题[9-15]。本文基于重构我国南方区域电力中长期市场的客观需要，通过综述国外相关理论与发展经验，以期把握构建中长期市场的客观规律，从而为顶层设计提供决策支持。

1 国外电力中长期市场的概念、模式和功能

1.1 中长期市场的概念

从国内外相关文献的表述来看，电力市场普遍按时间尺度被划分为包括日前、日内和实时的现货市场[7]，以及由现货衍生、提前交易且在未来交割的合约市场。国内一般把后者称之为中长期市场，其当前至少已囊括了物理交割的中长期实物合约及金融结算的差价合约[2-3]。国外则普遍沿用了金融学中的定义，将适用于电力市场却不归属于现货市场的远期、期货、互换、期权等合约统一定义为电力衍生品(electricity derivatives)，并将其相对应的市场称之为电力衍生品市场(electricity derivative market)或电力远期市场(electricity forward market)[16-19]。不论如何，上述2个专有名词仍旧是一个相对于现货市场的概念，与所谓的电力中长期市场有着一致的内涵，在后文中也不加区别。

1.2 中长期市场的模式

一般会因交易场所之不同，而将中长期市场划分为场外市场(over-the-counter，OTC)和场内市场[20-21]，区别二者的核心特征在于交易环节是否维持了双边的特征。

1.2.1 场外市场

从绝大多数国家中长期市场的发展历程看，场外市场不仅在起步期扮演了重要角色，直至现在仍可占据一半以上的交易量[18]。

a)在场外市场的早期发展中，经纪商(broker)起到了重要作用，其通过撮合匹配发、售双方，提升了交易的速度和效率。

b)在近年来的发展中，场外市场还吸纳了一些本属于场内市场的优势，包括：①引入标准化程度更高、标的电量较小、交割期更短的合约，以便利寻求对手方；②应用电子交易系统减少信息不对称，提升市场效率；③由交易机构介入清算环节，担当中央对手方，降低信用风险[21]。

1.2.2 场内市场

场内中长期市场由交易机构负责组织，起步速度普遍会晚于开启电力体制改革的时间节点，其与现货市场的组织协同模式主要有2种：

a)期货交易所协作模式。指期货交易所负责中长期合约的交易与清算业务，且不与现货交易一同进行净额结算(netting)。由于市场参与者进行风险管理时不仅需买卖电力中长期合约，还可能买卖一次能源(煤、油、气)或下游产品(钢、铝)对应的中长期合约，若该类业务均在同一平台作净额结算，即可能缴纳更少的保证金。

b)期货、现货交易一体化模式。即电力交易所同时组织开展现货交易及中长期交易，这也是欧洲各国在市场起步初期常见的运作模式，其优势表现为：①交易所同时掌握2种市场的信息，方便行业自律与监管；②对于同时参与现货、中长期交易的市场参与者，交易所一般仅设1个保证金账户，且作净额结算，由此可大大降低交易成本。

表1归纳了国外经营电力中长期交易业务的交易机构概况[22-27]。

1.3 中长期市场的功能

就国外的建设实践来看，电力中长期市场所能发挥的功能可总结为：①风险管理；②价格发现；③融资手段；④政府管制。但上述4点功能也会因国家或地区之不同，而在实现方式和程度方面显现出差异。

1.3.1 风险管理

在现货市场中，市场参与者所需重点管控的风险主要是电价风险和电量风险(volumetric risk)，而完善、高效的中长期市场恰恰能提供合适的金融工具与充分的交易机会，以转移和分散2类风险。

a)电价风险。一般指现货价格不确定性所蕴含的风险，国外部分文献的统计及实证结果表明：①电力现货价格的历史波动率显著高于石油、天然气等可存储的大宗商品[28-29]；②电力现货价格的概率分布常呈现出尖峰、肥尾的特点[28,30]，市场参与者较小的风险敞口也可能蒙受较大的损失；③发电机组停机等偶发性事故不仅容易促使现货价格出现跳跃行为[30]，还会抬高预测现货价格的难度。

b)电量风险。一般指现货市场出清电量不确定性所引致的风险，从国外的实践情况来看，主要包括有：①不少电力零售商常与用户签订固定费率、且负有足额供电义务的供电合同。在实际运营中，电力零售商会以负荷预测为依据，滚动调整其所需的中长期合约头寸，并最终按现货电价对偏差电量部分进行结算。考虑到现货市场中的出清量价普遍呈正相关关系，电力零售商的正偏差电量甚至可能导致“批零倒挂”现象[31]。②近年来，随电力系统中新能源机组穿透率的逐年提升，其出力的间歇性特征不仅影响了自身在现货市场中的投标电量，还给传统化石能源机组的中标电量带来较大的不确定性[32]。

目前已有大量文献就如何对冲确定电量下的价格风险作了深入的探讨[19,28,33]，业界的实操也相对成熟；但是，电量风险的对冲问题要复杂得多，目前可行的思路之一，是考虑到其与天气的相关性，并应用天气衍生品(weather derivatives)进行风险管理[32]。

1.3.2 价格发现

中长期市场的存在使得市场主体的范围不再限于发、售两侧，具体表现为：①采用金融结算的中长期合约已与电力系统的物理运行实现了解耦，任何符合准入门槛的市场主体理应有权利参与交易；②对于需物理交割的中长期合约，发、售以外的市场参与者仍可通过二级市场参与交易，仅需在交割期前及时平仓便可[34]。

由于更多的市场主体同时也意味着更多的资金和信息，在充分竞争的基础上，各份中长期合约本所对应的价格信息即体现了对未来交割期内现货价格走势的预测。若将其在时间轴上连续地绘出，即可得到具有指示意义的远期价格曲线(forward price curve)。据此，发电商能更早、更为合理地决策燃料购买及机组检修计划，具有响应价格信号能力的电力用户也可以提前做好调整生产计划的准备工作[35]。

表1 各经营电力中长期交易业务的交易机构概况Tab.1 Overview of trading institutions operating forward electricity trading business

1.3.3 融资手段

对发电资产的投资者而言，能否锁定发电资产全寿命周期内的收益对其从金融机构获取项目贷款有着极其重要的意义，另一方面，尽管不少学者主张建设容量市场，但并非所有的市场都采取了相应的措施[36]，因此不少发电商仍需从电能量市场中回收全部投资。然而，大多数售电公司或大用户都缺乏动力去签订交割期长达3～5 a以上的合约，但发电商所期望的交割期甚至可能长达10 a之久[20]，此时购电协议(power purchase agreement，PPA)等具有融资目的的中长期合约即可发挥相关作用[37]。

1.3.4 政府管制

在现货市场的峰荷时段，需求侧几乎是无弹性的，市场份额很小的发电商往往也可以行使较大的市场力。但从中长期的尺度看，电力需求侧的弹性有了明显的提高，因此中长期合约足额的覆盖比例可以削弱发电商的市场力。然而，在一个市场集中度较高的高寡头市场中，发电商不见得有充足的激励以签订足够份额的中长期合约，此时即有必要由政府强制颁布中长期合约，按一定比例和价格覆盖发电商的产量。

2 典型电力中长期市场发展实践综述

2.1 美国电力中长期市场

美国电力中长期市场不仅规模最大、成熟度最高，且与金融业实现了深度融合。

2.1.1 发展历程

美国电力市场在去管制化前，其中长期交易已有了一定的发展，期间出现了基于场外双边协商、且约定交割曲线的个性化合约[38-39]。在888、889法案出台后，其中长期市场在不同时期呈现出了不同特点，据此可将其发展变迁历程划分为3个阶段。

a)场内交易快速发展期(1996年至2001年)。在联邦能源监管委员会(Federal Energy Regulatory Commission，FERC)颁布888、889号法案后不久，以纽约商品交易所(NYMEX)为代表的若干家传统期货交易所很快就推出了电力期货的场内交易业务，并一度取得了相当的成功[16]。然而时至2000年前后，诸多中小投机者因逐渐意识到了当时的电力现货市场存在竞争程度和透明性的不足，开始陆续从期货交易所撤资，导致了场内交易规模的萎缩[40]。不久后，加州电力危机和安然丑闻的相继爆发进一步打击了投资者的信心，使得电力期货市场开始出现流动性枯竭的状况，最终导致了相关合约的退市。

b)场外交易野蛮生长期(2002年至2009年)。在该时期，市场参与者普遍开始转至场外市场开展基于经纪商的中长期交易，通过交易规模更小、更灵活的标准化场外合约，以对交割曲线作临时性的微调[16]。洲际交易所顺应该需求，适时推出了“标准化合约+中央对手方清算+电子交易系统”的组合服务，并在此期间内实现了交易量逾10倍的增长，一举成为美国电力中长期市场中最为重要的交易平台[41]。

c)场内交易回暖期(2010年至今)。自2008年金融危机爆发后，不少业内人士均认为，对场外衍生品自由放任的监管理念是引致危机的诱因之一。在这一思想影响下，美国政府于2010年5月通过了《多德-弗兰克法案》，旨在增强场外交易的透明度和稳定性[21]；然而，监管力度的收紧直接导致了场外交易参与门槛和隐性费用的上抬，并对场外电力中长期合约的交易活跃度造成了持续的冲击，使得市场参与者开始逐渐回归场内市场。图1基于美国能源信息署(Energy Information Agency，EIA)网站的公开数据[42]，统计并示意了PJM西部枢纽场外交易量的变化趋势。可以观察到，在《多德-弗兰克法案》出台的时间节点前，场外交易量一度膨胀到最大峰值；而在其之后，则呈现出了显著的衰减趋势。

横坐标中“2001Q1”表示2001年第1季度，其他刻度值以此类推。

2.1.2 中长期市场与现货市场间的衔接

美国电力市场普遍应用了边际节点电价(locational marginal prices，LMP)机制，以区别性地反映电能量在时间、空间上的价值[43]。尽管LMP较之于区域电价呈现了更精细的空间颗粒度，但也使得各市场参与者被割裂至成百上千个节点上。与之相配套的中长期市场若没有针对性设计，其流动性将十分堪忧。为解决这一问题，业界参考了管道天然气市场中的做法：①定义被称为“交易枢纽”(trading hub)的虚拟节点作为中长期合约的结算节点，其一般性做法是挑选出受阻塞影响较小的一系列节点，且分别授之以固定权重，进而计算得到具代表性的加权平均价格[44]；②分别在场内、场外市场引入金融输电权(financial transmission rights，FTR)和位置基差互换(locational basis swaps)，以便于对冲中长期合约结算节点与现货结算节点间随阻塞而出现的价差风险。

2.2 北欧电力中长期市场

北欧电力中长期市场脱胎于1993年前的挪威电力远期合约市场，其在近30 a的发展中，不仅呈现了稳健的态势，还在合约设计方面出现了诸多创新。

2.2.1 发展历程

根据北欧电力中长期市场与现货市场组织协同模式的变迁，总体上可被划分为2个发展阶段。

a)期货、现货交易所一体化时期。在该时期，北欧电力交易所(Nord Pool)在中长期合约设计和完善清算设施方面发挥了重大作用，并使得中长期市场模式从早期的“以场外双边交易为主”逐步发展至“以场内交易为主，场外交易场内清算为辅”的现状，其具体举措如下：①考虑到对中长期合约具有刚性需求的客户主要是发、售双方而非金融机构，适应性地推出了在进入交割期前仅逐日清算但不作结算的延迟结算期货(defered settlement futures)，大大减少了发、售双方增持现金储备的压力[45]；②基于早期阻塞问题并不显著的状况，将无约束出清的系统电能量价格设定为中长期合约的结算参考价格，提升了合约流动性；③同时在场内、场外市场引入了用以对冲各价区电价与系统电能量价格间价差波动风险的价区差价合约(contract for differences，CfD)；④为场外市场提供标准化合约模板和中央对手方清算服务[46]。

b)期货交易所协作时期。Nord Pool的中长期市场于2008年转由纳斯达克大宗交易所运营，该时期的市场运行较为平稳，透明度和效率方面表现较好，但在合约设计方面并无重大创新。

2.2.2 中长期市场与现货市场间的衔接

北欧电力市场中，各价区内的市场参与者间可交易物理交割的中长期合约，价区间则仅能交易金融结算的中长期合约。另一方面，该市场的中长期合约以系统电能量价格作金融结算，以集聚交易量、提升合约流动性；同时配合以CfD来对冲各价区因阻塞而出现的价差风险。上述做法，本质上与美国电力中长期市场的设计思路是类似的。

2.3 英国电力中长期市场

英国在对纵向一体化的电力工业进行拆分后，其电力现货市场曾经历过由电力库(Pool)模式至新电力交易协议(new electricity trading agreement，NETA)模式的切换，与之相配套的电力中长期市场也一并被迫受到了影响和调整。

2.3.1 发展历程

a)Pool模式时期。

作为强制型电力库(mandatory pool)的样板，Pool模式要求供、需双方必须经其达成全电量电力现货交易，且仅允许签订金融结算的中长期合约以实现对冲现货电价风险等目的。在实际操作中，多数市场主体均保持了较高的中长期合约仓位。其间可供其选择的合约主要有2种：①差价合约，具体包括单向差价合约和双向差价合约；②电力远期协议(electricity forward agreement，EFA)，该合约将1 d分割为6个4 h时段，各个时段上的交割速率均是1 MW，其本质是一种电量规模小、标准化程度高的场外远期合约[47]。

在市场起步的头3 a里，英国政府为保护较缺乏国际竞争力的本土煤炭工业,令发、售双方将近95%的电量按政府授权合约的价格进行结算，并促使发电侧与上游煤炭企业签订中长期合约；然而，极高的中长期合约仓位也促使发电商就数量展开竞争，以致于现货市场运行初期出现了低于燃料成本的价格，进而给用户侧传递了失真的价格信号[48]。

在随后若干年里，尽管有关发电商行使市场力的质疑一直存在，但Pool中的价格仍保持了相对稳定。从历史电价的走势来看，系统边际价格在1990至1993年间有所上升，但1993年后又快速回落，直到1998年才又有所上升。事实上，该价格变化和发电商的中长期合约仓位是息息相关的，1993年和1998年均是差价合约大批到期的时段，激励了发电厂商行使市场力。

b)推行NETA模式后的中长期市场。

NETA模式于2001年3月起开始实施，其以基于双边合同的分散式市场取代了原先的强制型电力库。然而在新模式推行2 a后，中长期市场开始出现流动性不足的迹象，并引致了如下负面影响：①未实现发售一体化的中小市场主体无法有效对冲现货电价风险，竞争力相对下滑；②有入场意向的独立售电公司较难给其代理的用户开仓建立合适的中长期合约头寸，间接抬高了市场的进入壁垒[49]。

部分观点认为，英国电力中长期市场的流动性衰退现象，与其逐步加深的发售一体化程度息息相关。发售一体化市场主体下辖的发电、售电子公司在内部消化风险的同时，并无足够的需求来参与中长期市场。这不仅会直接造成交易量萎缩，还可能进一步迫使风险规避需求未能满足的发、售两侧市场主体相互兼并。

针对上述情况，英国天然气和电力市场办公室(Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem)于2014年3月颁布了一揽子旨在提高批发市场流动性的新举措，主要包含以下3个方面：①针对规模最大的8家发电企业，规定了其在中长期市场中的最低服务标准，以尽可能地保护中、小售电公司免受歧视性对待；②要求前6大发售一体化的市场主体履行做市商义务，且持续就中长期合约作双向报价；③要求上述市场主体主动汇报日前市场的交易情况[50]。

2.3.2 中长期市场与现货市场间的衔接

英国电力市场尽可能还原了电能的商品属性，其一方面应用了区域定价机制且使全国范围内均为同一价区，另一方面在关闸进入平衡市场前并不考虑价区内的实际物理参数；因此，该市场设计下的衔接机制十分简单，中长期市场、日前市场和日内市场虽存在时序上的不同，但其价格形成机制并无本质区别，市场主体可自由选择任意时点在场内或场外市场达成交易，仅需在关闸前提交需物理交割的合约曲线。

3 典型电力中长期市场实践经验小结

3.1 电力中长期市场模式存在一定的演化规律

包括美国、北欧、英国在内，在大多数推行电力工业去管制化的国家中，中长期市场一般均以双边形式的场外交易起步；随后则需要相当的时间以对市场的微观结构进行调整，具体内容包括完善清算设施、对合约作标准化设计以及出台相关规则；最后才逐步出现稳健、高水平的场内交易。事实上，这也反映出电力中长期市场模式确存一定的客观演化规律，图2即针对此作了总结和示意。

图2 中长期市场模式的演化规律Fig.2 Evolution rules of forward market

另一方面，就场内中长期市场与现货市场的组织协同模式来看，虽然上述3个典型市场最终均发展至期货交易所协作模式，但其在市场起步阶段的模式选择并不一致。对比美国、北欧电力中长期市场发展历程，不难发现：在市场起步阶段采取期货、现货交易一体化模式，更有利于统筹考虑和顶层设计，保障市场稳健起步；但在发展成熟阶段，转轨至期货交易所协作模式，则更有利于与金融业有效交融，并形成规模经济优势。

3.2 电力现货市场对电力中长期市场的繁荣稳定存决定性影响

尽管电力中长期市场因带有显著的金融属性而与金融市场息息相关，但从上述3个典型电力中长期市场的发展历程来看，真正对其长期发展起决定性作用的仍是电力现货市场：①美、英两国的金融业虽颇为发达，但前者的电力中长期市场曾因电力现货市场的不完善而出现了重大波折，后者则因发售一体化程度的加深而出现了流动性衰退；②北欧的金融业较之上述二者并无明显优势，但其现货市场机制设计透明、稳定，发售两侧竞争充分，保证了中长期市场长期稳健的运行态势；③发售一体化使得风险内部消化，可能会降低其参与中长期交易的意愿，并致使市场流动性萎缩，抬高了中小型售电公司对冲风险的成本。

4 对重构南方区域电力中长期市场的启示与建议

市场设计者在对南方区域电力中长期市场进行重构时，不可避免地会面对部分现实约束问题，其有必要在充分吸纳国外相关理论和发展实践经验、把握客观规律的同时，寻找解决问题的“中国道路”。

4.1 应重视政府授权合约的设计与应用

现货市场的机制设计需要在实践的过程中得到不断地完善，其间机制的不健全极易使其成为发电侧行使市场力的温床。此时，若无足够份额的中长期合约覆盖多数电量，市场力问题可能极具破坏力；但合约覆盖电量过多、或设计不尽合理，则可能诱使现货市场价格信号被扭曲。

针对我国南方区域电力市场的清洁能源、非竞争性电量的消纳问题，可有区别性地设计带交割曲线的政府授权合约予以解决；针对部分竞争性电量，则有必要在测算的基础上确定政府授权合约的仓位。

4.2 需顺应电力中长期市场模式的演化规律

电力中长期市场需要一段较长的发展过渡过程以实现微观结构调整，才能实现由场外市场为主至场内市场为主的市场模式变迁。在相关机制未完善的前提下，过于激进地推动电力中长期交易场内化的步伐，可能难以实现有效的风险管理功能。

我国的电力交易机构在发展初期应积极介入场外交易的清算环节而非交易环节，为市场参与者提供标准化合约模板、电子交易系统和清算支持；中远期可通过期货、现货交易一体化模式，开展集中式、多对多的场内交易，保障中长期市场与现货市场的协调发展。

4.3 有必要针对市场结构作深层次改革

一方面，现货市场的竞争充分与否，决定了中长期市场能够实现长期的稳健发展。市场设计者在利用政府授权合约等工具缓释市场力问题的同时，有必要渐进地推行发电侧的结构性改革，鼓励社会资本进行电源投资。

另一方面，中长期市场各项功能的顺畅发挥，有赖于充裕的流动性支持。市场设计者可在完善中长期市场监管机制的同时，分步骤、有限度地放开符合准入门槛的金融机构参与交易过程，利用其提供做市、经纪服务，对市场流动性形成有效支持。