新能源发电企业参与电力中长期交易方式研究

(内蒙古电力交易中心有限公司，内蒙古呼和浩特 010020)

面对环境污染和温室气体大量排放的形势，大力发展新能源发电对减少环境污染和温室气体的排放、摆脱对化石能源的依赖具有重要意义。新能源发电在我国发展势头迅猛，截至2019年底，我国风电和太阳能发电累计装机容量分别为2.1亿kW和2.04亿kW，分别占总装机容量的10.4%和10.2%[1]。

新能源发电的功率呈现随机性、波动性、间歇性、反调峰特性和不可控性（可减出力但不可增出力）[2]，不仅给电力系统的安全稳定运行带来了困难，也使得新能源发电企业参与电力市场面临一些特殊问题。关于新能源发电企业参与电力市场的研究，多集中于电力现货市场[3-5]、调峰权交易[6]、扶持政策[7]等方面，对新能源发电企业参与中长期交易的研究较少。本文首先对电力中长期交易的定义、交易方式等作了概述，然后分析了新能源发电企业参与电力市场面临的挑战，论证了新能源发电企业参与电力中长期交易的必要性，最后对新能源发电企业参与中长期交易的方式提出了建议。

1.电力中长期交易概述

电力中长期交易指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易[8]。

电力中长期交易包括中长期实物交易和中长期金融交易，中长期实物交易的结果需要提交调度机构执行，中长期金融交易包括差价合同交易、电力期货交易、电力期权交易等，交易结果不需要物理执行也不直接影响电力现货市场的供需，只需要按照合同约定进行现金结算。

电力中长期交易的交易方式包括集中交易和双边协商交易两种，其中集中交易又包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。

在完善的电力市场体系下，电力现货市场将发挥发现价格和维护系统平衡的作用，电力中长期交易将更多地发挥对冲或规避风险以及锁定收益的作用，与现货市场协同的中长期交易需要约定交割曲线。对集中竞价交易和滚动撮合交易而言，由于每次交易可能涉及多个市场主体，因此一般要针对标准化交易品种组织交易，国际典型电力交易机构一般会开设一系列不同交割周期和交割时段的标准化交易品种，交易标的物为年度、季度、月度等周期的基荷能量块、峰荷能量块等分时电量。对于挂牌交易而言，可以由挂牌方在挂牌时确定曲线，有交易意愿的摘牌方需要接受挂牌方申报的曲线。对于双边协商交易而言，由于仅涉及合同双方，合同双方可以个性化地设计合同条款，可以在签订合同时约定分时曲线及结算价格，也可以约定分时曲线的形成方式以及相应的分时结算规则，分时结算规则包括但不限于固定价格、分时电价或详细分时结算曲线（组）等，在规定时间内向市场运营机构提交。

2.新能源发电企业参与电力中长期交易的必要性

在新能源发电发展初期，由于其发电成本较高，直接参与电力市场没有价格竞争优势，国家制定了一系列政策，保障新能源发电的优先消纳，促进新能源发电的发展。然而，随着电力体制改革的不断推进，新能源发电企业也面临新的挑战。

（1）经营性发用电计划的全面放开将提高新能源发电企业市场电量的比重，新能源发电企业需要积极参与市场交易。2019年6月国家发改委发布《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，要求经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开[9]。目前我国新能源发电企业的发电量以计划电量为主，市场交易电量的比重较小。随着发用电计划的不断放开，根据优先发电与优先购电规模相匹配的原则，整个市场中的计划电量比重也会不断降低，新能源发电企业的发电量必然要从计划电量为主转变为市场电量为主，新能源发电企业需要积极参与市场交易。

（2）随着国家可再生能源发电补贴机制的退坡，新能源发电企业不得不直面市场价格波动带来的风险。2019年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。文件指出随着风电、光伏发电规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件[10]。为促进可再生能源高质量发展，提高风电、光伏发电的市场竞争力，将积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网的有关工作。在这种背景下，新能源发电企业无法再通过固定上网电价的模式参与市场，需要面临市场价格波动带来的风险。

（3）电力现货市场将改变当前的调度模式和电力中长期交易模式，增大了新能源发电企业参与市场交易的风险。国家发展改革委、国家能源局于2016年12月发布了《电力中长期交易基本规则》（以下简称为《基本规则》）的暂行版本，并于2020年6月发布了修订版本，两版基本规则详细地描述了“计划调度+中长期交易”的市场模式。这种市场模式未改变计划调度的调度方式，中长期交易的交易电量需要分解到月，市场主体月度发用电量与中长期合同电量的偏差按照月度进行偏差电量的处理和结算。随着电力市场改革的不断深化，电力现货市场的建设逐渐成为本轮电改的核心任务，我国8个电力现货市场建设试点均已完成了模拟试运行和结算试运行。电力现货市场将改变原有的计划调度模式和中长期交易模式，市场主体需要将中长期交易电量分解至各时段（15min或30min）而不再仅是分解到月，市场主体中长期合同曲线与实际发用电曲线之间的偏差要通过电力现货市场进行交易和结算。与其他市场主体不同，新能源发电企业具有一定的特殊性，其他发电企业一般具备一定的功率调节能力，电力用户一般能够较为准确地预测自身用电曲线，而新能源发电企业的出力具有不可控性（可减出力但不可增出力），且预测难度较大，这就使得新能源发电企业参与电力现货市场将面临着较大的风险。

综上，随着电力体制改革的不断深化，新能源发电企业如果仅参与电力现货市场需要面临较大的电价风险和电量风险，需要通过中长期交易规避或对冲风险，锁定收益。

3.新能源发电企业参与中长期交易的方式

在金融衍生品市场较为成熟的情况下，新能源发电企业除了参与电力期货交易、电力期权等电力金融衍生品交易外，还可以通过参与天然气衍生品、煤炭衍生品甚至天气衍生品等交易进行套期保值，对冲电力市场中的风险。然而，我国金融市场基础较弱，短期内还难以为新能源发电企业提供种类丰富的金融衍生品以对冲电力市场中的风险。

新能源发电企业的发电功率具有随机性、波动性、间歇性等特点，难以在中长期阶段预测未来的发电功率，也就难以在中长期阶段约定交割曲线。因此新能源发电企业更适合通过双边协商交易的方式参与中长期交易，这样可以在合同中不约定具体的分时曲线，而是约定曲线的形成方式和结算规则，逐日向市场运营机构提交次日的分时曲线。新能源发电企业适宜采用的双边合同包括：

3.1 电力购买协议

电力购买协议（Power Purchase Agreement，PPA）是新能源发电企业与其他市场主体签订的一种长期合同，电力购买协议约定新能源发电企业将全部电能出售给与之签订合同的其他市场主体，新能源发电的平衡责任相应也由其他市场主体承担，即其他市场主体负责向市场运营机构提交分时曲线，并承担提交曲线与新能源实际发电曲线之间偏差造成的费用。合同约定的价格视合同期限长短而定，一般为固定价格或者参考某种价格指数。在英国与新能源发电企业签订电力购买协议的一般是售电商，在美国一般是电力公司。

对于签订电力购买协议的新能源发电企业而言，一方面由于合同电量全部出售，新能源发电企业不再参与其他电力市场交易也不再承担平衡责任，因此新能源发电企业不再面临功率预测偏差带来的风险；另一方面由于合同价格已经约定，新能源发电企业也不再面临现货市场的价格波动风险。在这种模式下，新能源发电企业的运营策略被简化为最大化实际发电量，风险全部转移给与之签订合同的其他市场主体。

对于签订电力购买协议的其他市场主体而言，他们可以以合同约定的较低价格获得新能源发电企业生产的电能，甚至可以获得新能源发电企业提供的绿色电力证书、辅助服务等其他产品。虽然其他市场主体承担了新能源发电不确定性带来的风险，但由于售电商或电力公司具有更雄厚的资金和更丰富的平衡手段，其他类型的发电企业（核电企业除外）一般具备一定的调节能力，因此他们可以更好地承担或对冲风险。

3.2 卖方灵活电力合约

卖方灵活电力合约下，卖方有权在合同有效期内并在合同规定的框架下决定各个时段的交易电量，买方则有义务按照卖方确定的交割计划接受供电[11]。新能源发电企业可以通过对现货市场价格和自身出力进行有效预测，在合约交割的过程中灵活地安排合约电量，使自身收益达到最大。

对于新能源发电企业而言，由于分时曲线可以在日前根据出力预测确定并提交，不必在中长期合同签订时即确定分时曲线，日前预测一般较为准确，新能源发电企业的中长期合同曲线与实际发电曲线的偏差带来的风险也就相对不高。

对卖方灵活电力合约的买方而言，由于有义务按照卖方确定的交割计划接受供电，就需要在日前有一定的灵活调整能力。此外，卖方也可以提出在合同中约定其他条款以降低风险，比如约定各时段交割电量的最大值。

3.3 其他定制的双边合同

双边协商交易相比集中交易的优势就在于其非标准化，买卖双方可以根据需要协商约定合同条款。除电力购买协议和卖方灵活电力合约外，新能源发电企业和其他市场主体可以根据自身发用电特性以及其他需求，定制其它种类的个性化的双边合同，以满足合同双方对冲或规避风险以及锁定收益的需要。

4.结语

随着电力体制改革的不断深化，经营性发用电计划的全面放开将提高新能源发电企业市场电量的比重，国家可再生能源发电补贴机制将逐渐退坡，电力现货市场将改变当前的调度模式和电力中长期交易模式，新能源发电企业如果仅参与电力现货市场需要面临较大的电价风险和电量风险，需要通过中长期交易规避或对冲风险，锁定收益。在我国金融市场基础较为薄弱的现状下，新能源发电企业可以主要通过双边协商交易的方式，将全部或部分风险转移给其他市场主体，新能源发电企业适宜采用的双边合同包括电力购买协议、卖方灵活电力合约及其他定制的双边合同。