电力现货市场价格上涨可以不暂停运行吗？

【序】新年伊始，甘肃电力现货市场价格因供需紧张上涨，频繁地触及价格天花板，并最终暂停了现货市场结算试运行。当现货市场价格上涨时，暂停市场运行也许是最简单的解决办法，但是不是最优的方案选择呢？如果不暂停现货市场运行，我们又应当如何应对电力现货价格的上涨呢？

2021年1月7日，甘肃省工信厅正式发布暂停电力现货市场结算试运行、转入模拟状态的正式通知，并于1月8日正式实施。这意味着，甘肃电力现货市场在连续5个月的长周期结算试运行后被暂停。而造成此次甘肃电力现货市场暂停的主要原因，是由于近期甘肃电网以及全国电力供应整体偏紧，已不具备开展电力现货市场连续结算试运行的条件。现货市场价格根据分时段的电力供需出清得到，其波动确实会给终端电力用户带来一定的价格风险。然而，现货市场的价格风险是否应该成为决定现货市场运行的重要风向标呢？

纵观国际上其他的电力市场，大都曾出现过现货市场价格大幅波动的事件。在一些市场规则不完善的市场上，现货价格大幅上涨甚至造成了电力危机，并最终影响到电力市场化改革的进程。与此同时，在一些市场规则较为完善的市场上，虽然现货价格出现了大幅上涨，但是并没有给这些市场的电力用户造成太大的影响，那么这些市场是如何应对现货市场价格风险的呢？

一、国际上电力现货市场频现“天价电”

电力供应偏紧，并造成电价大幅上涨，从来都不是电力现货市场的中国特色。纵观国际上发展起步较早的电力市场，每隔一段时间就会出现电力供不应求、电价大幅上涨的报道，在极端情况下，现货市场出清价格还会频繁地触及当地市场规则规定的价格上限，造成局部地区的轮流拉闸限电。

仅以近两年发生的事件为例，澳大利亚国家电力市场，在2019年1月下旬遭遇的酷暑天气当中，维多利亚州和南澳州的现货市场价格飙升至11340澳元/MWh（约合人民币56元/kWh）；美国加州电力市场，在2020年8月中旬受极端热浪的影响，现货市场价格也达到了1000美元/MWh（约合人民币6.5元/kWh）；英国电力市场，在2021年1月出现的寒潮当中，EPEX交易所日内市场的出清价格上升至1500英镑/MWh（约合人民币13.3元/kWh）；美国得州电力市场，在2019年8月出现的用电高峰中，现货市场价格就数次达到惊人的9000美元/MWh（约合人民币58元/kWh），而在2021年2月得州刚刚出现的极端冰雪天气，造成系统高峰期约一半的发电设施（其中大部分是燃气电站和风电场）无法正常运转，现货市场价格飙升到创纪录的11000美元/MWh（约合人民币71元/kWh）。

尽管度电价格高达数十元，但是这些市场都没有因为“天价电”的出现而暂停运营。相反地，为了向发电机组及其他灵活性资源、需求侧响应提供更大的经济激励，近年来很多市场都大幅提升了现货市场的价格上限。以可再生能源快速发展的美国得州市场为例，在2013、2014和2015年连续三年，先后将发电报价上限分别上调至5000美元/MWh、7000美元/MWh和9000美元/MWh，该报价上限标准一直执行至今。当然，也有电力市场因容量充裕性不足和市场力滥用，如2001年的美国加州市场、2001年的巴西市场和2004年的阿根 廷市场等，导致价格攀升并持续居高不下而停摆。

二、影响现货市场价格的因素

在电力市场当中，现货价格反映的是每一时段实际的电力供给和电力需求，同时受到多种因素的共同影响，因此会出现较大幅度的波动情况。反过来说，电力现货价格的波动，恰恰是电力商品的短期价值被市场充分发现的具体表现。

影响现货市场价格的主要因素包括：

（1）发电企业的成本。发电企业成本当中，边际成本是发电企业参与现货市场报价的重要参考。一般而言，机组的边际成本越高（例如购买燃料成本较高），机组的卖电报价也越高。因此，当市场需要调用边际成本更高的机组时，现货市场的出清价格往往也会更高。

（2）市场的供需形势。现货市场价格是由短期内的供给和需求共同决定的。在需求侧，电力负荷随时不断变化，具有很强的季节性和日内峰谷变化特性，而且受极端天气影响很大；在供给侧，受发电燃料价格的波动，发电设备和输变电设备的检修及事故停运，可再生能源发电能力的变化等影响，电力供给也会有较大的变化，特别是在可再生能源高占比的电力市场中，短期内的供给也会发生很大的变化。因此，短期内供需形势发生变化，就会造成现货市场价格出现大幅度波动。

（3）发电市场的市场力。在现货市场中，发电企业的市场力是指其通过偏离边际成本的策略性报价并获利的能力。当发电企业采用策略性报价，尤其是多家发电企业都这么做的时候，现货市场的出清价格将面临非常大的不确定性，并且在更多时段出现高水平电价。

除此之外，输电系统阻塞、外送/受入电力变化等也会对现货市场价格水平造成较大的影响。当上述这些因素起作用或发生变化时，现货市场的出清价格也必然随之发生变化，在某些情况下表现为现货价格的大幅度上涨。

但是，这是否意味着电力终端用户也直接面临着现货市场的价格风险呢？是否会造成终端用户需要支付数十元的度电价格呢？实际并非如此！那么电力用户是如何规避现货市场价格风险呢？

三、电力用户可以选择售电公司转嫁现货价格风险

一个完整的电力市场，既包括发电侧的批发市场，也包括消费侧的售电市场。两个市场既通过售电公司紧密地联系在一起，同时售电公司又成为了两个市场之间的防火墙，减少了风险在两个市场之间的直接传递。从电力用户处理其面临的现货市场财务平衡责任的方式来看，可以将用户分为以下三类。

第一类是数量庞大的中小电力用户，这类用户往往都是在售电市场上选择了某家售电公司的某个售电套餐，并与之签订为期数月或1年的购售电合同的，因此售电公司就天然地成为中小用户和现货市场价格风险之间的防火墙。一般而言，中小电力用户和售电公司之间的购售电合同以标准化、格式化合同为主，电价水平相对固定，因此现货市场价格并不会直接传导给终端用户。中小用户所面临的现货市场价格风险，经过售电公司的风险管理，并最终以较为固定的加价体现在零售合同的价格当中，因此中小用户基本上感受不到风险的存在。

第二类是为数众多的选择了售电公司的大用户，这类用户为了减少其财务平衡责任，和中小用户一样选择由售电公司代理参与电力市场交易，因此售电公司也可以成为他们和现货市场价格风险之间的防火墙。不过，大用户和售电公司签订的购售电合同，往往都是根据大用户的负荷特性、风险偏好等个性化因素确定的定制化合同，在电价结构、电价水平、电价传导机制、风险分摊机制等条款方面都会有更为复杂的条款约定。因此，这类大用户所面临的现货市场价格风险，与他们和售电公司签订的售电合同条款密切相关，其既可以像中小用户一样将风险全部转嫁给售电公司，并支付相对较高的平均价格，或者是选择在一定范围内承受现货价格的波动，并支付相对较低的平均价格。

以上两类电力用户通过与售电公司的购售电合同，可以在很大程度上对冲现货市场的价格风险。然而，从国外售电市场的发展实践来看，也诞生出了很多创新的商业模式，市场上出现了并不对冲现货市场价格风险，而是将现货市场价格直接传导给用户的售电套餐。但是，这种类型的售电套餐已经失去了其作为批发市场和零售市场之间防火墙的作用，结果是使电力用户暴露在巨大的现货市场价格风险之中。

例如，在售电市场起步较早的美国得州，有一家名为Griddy的售电公司就推出了除了每月的固定费用以外，按照现货市场的价格向终端用户收取电费的售电套餐。在通常情况下，由于现货市场平均价格低于中长期市场平均价格，这种售电套餐能够帮助用户节约一定的电费，因此Griddy公司成功吸引了约29000户电力用户成为它的客户。然而，就在得州今年2月寒潮来临前的周末，Griddy公司一反常态地催促其用户更换售电公司，但是用户此时已经找不到愿意与他们签约的售电公司。最终，得州现货市场价格受寒潮影响出现飙涨，这让Griddy的客户电费大涨，单日电费动辄高达数百美元，已经远远超过了去年同期的月度电费账单，给很多用户的财务状况带来了极大困难。可以看出，Griddy公司虽然明知该售电套餐的风险远远超出了很多用户的承受能力，但是由于公司并不需要承担价格风险，因此不遗余力地进行推广；另一方面，用户在没有正确认识该售电套餐潜在风险的情况下就签订了售电合同，最终也面临要支付巨额电费的困境。

第三类是其余的大用户，这类用户由于种种原因，选择直接参与现货市场的交易，因此也直接面临着现货市场的价格风险，需要履行自身的财务平衡责任。但是，对自身用电量的现货价格风险进行管理，这本身也是一项集技术、资金、风险于一体的难题，对于大部分的用户来说，与专业化的售电公司签订售电合同是性价比更高的选项。因此，从国际电力市场实践情况来看，这类大用户的数量占比普遍都非常低。

四、售电公司通过风险管理工具，降低现货价格风险

代理用户参与现货市场交易的售电公司（以及直接参与现货市场交易的大用户），都直接面临着现货市场价格波动的风险，需要履行售电公司所代理的各类用户（或者大用户自身）在电力市场中的财务平衡责任。因此，售电公司通常都会选择合适的现货价格风险管理工具，如与发电企业签订中长期电力交易合同、与发电企业及风险管理机构等签订中长期差价合同、购买电力交易所的电力金融衍生品合约等，规避或对冲现货市场价格的上涨风险，发生巨额的亏损，导致破产退出市场。

从国际上电力市场建设的经验看，在开展电力现货市场建设时，往往也会同步开展电力金融衍生品市场的设计和建设，向包括发电企业、售电企业、大用户在内的市场主体提供电力远期、期货、期权等电力金融衍生品的交易。售电公司和大用户通过参与电力金融衍生品的交易，可以有效地对冲现货市场的价格风险，从而避免出现较高的经济损失。需要说明的是，虽然金融衍生品市场的初衷是向市场主体提供风险管理的工具，但是其也可以用来作为投机的手段。因此，对于售电公司和大用户而言，其应该根据自身的风险偏好和风险承受能力，确定电力金融衍生品市场上的交易品种和交易量，否则不仅不能起到对冲风险的作用，反而可能会放大风险，造成更为严重的风险事件。

现阶段国内尚未启动电力金融衍生品市场的建设，缺乏电力期货、期权等较为灵活的金融衍生品进行风险对冲，但是可以将双边（发电企业与售电公司或大用户）的电力中长期合同和电力差价合同作为售电公司、大用户等市场主体进行现货市场价格风险对冲的工具，电力交易中心开展的中长期交易产品改进为带时标的电能交易产品后也可以。通过签订与用户的用电时段和用电量相对应的中长期合同，可以有效地锁定这部分合同电量的价格，那么就只有中长期合同之外的用电量暴露在现货市场价格下，需要承受现货市场价格的波动，这样就减少了现货市场的价格风险。显然，中长期合同对于用户用电时段和用电量的覆盖率越高，那么暴露在现货市场价格的风险也越小。相反地，如果中长期合同的覆盖率不高的话，则不可避免地面临现货市场上较大的价格风险。因此，如果在现货市场建设初期，通过中长期合同全覆盖率用户需求，就可以避免现货市场价格波动给用户带来风险，从而促进实现电力现货市场持续运行。当然，在电力市场发展到较成熟阶段时，售电公司和大用户则可以通过中长期交易与现货交易的组合，降低购电成本，但也要承担现货价格超预期上涨的风险。

五、结语

我国目前正处于电力市场建设的攻坚时期，未来现货市场的价格受到多种因素的影响，将不可避免地出现大幅度的波动，并且给市场主体带来一定的价格风险。但是，从国内外电力市场的运营经验可以看出，用户所面临的现货市场价格风险，大部分最终都可以通过电力中长期合同交易和电力金融衍生品交易进行对冲，虽然也会对终端用电价格产生影响，但是并不会将现货价格直接传导给零售终端用户；直接参加电力批发市场交易的大用户则可以通过签订全覆盖需求的中长期合同，避免现货市场价格上涨直接带来风险。

2020年12月，国家发展和改革委、国家能源局联合下发了《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号），提出全量签约的要求，力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订保障签约电量不低于前三年用电量平均值90%~95%。在我国当前的电力市场环境下，这无疑是售电公司和大用户提前锁定用电量价格的有效手段，可以将市场价格波动，尤其是现货市场价格波动对终端电价的影响控制在较小范围内，并将促进实现电力现货市场持续结算运行。

在批发市场现货价格向终端用户传导时，虽然售电公司可以成为电力用户和现货市场价格风险之间的防火墙，但是需要强调的是，这种防火墙的实施效果与售电市场合同条款是密切相关的。从美国得州售电市场的实践来看，将现货市场价格全部（或大部分）直接传导给其用户的售电套餐已经失去了其防火墙的作用：售电公司为了争取客户，回避、甚至不如实告知售电套餐的潜在风险，当价格大幅上涨时就可能造成用户的财务困难。因此，在我国未来售电市场的建设过程中，一方面，建议市场主管部门出台相关的管理规定，要求售电公司履行向客户提示其售电套餐潜在风险的义务，另一方面，在售电市场建设的初期，用户普遍对现货市场风险缺乏正确认识的情况下，为了发挥售电公司的防火墙作用，需要严格售电套餐的管理，禁止售电公司向用户提供此种类型的售电套餐。随着我国售电市场的逐步发展，可根据售电市场主体的实际需要，允许售电公司在充分履行风险提示义务的基础上，向用户提供分担现货市场风险的售电套餐。