中长期市场交易合同的价格风险管理及政策建议

浩博电池网讯：电力市场年度交易合同价格风险管理的理论、政策与经验

理论分析

价格风险是电力市场的基本特征。在成熟电力市场中，价格风险往往指现货市场价格风险。目前我国电力市场以中长期市场为主，2021年年度交易合同改签换签提出了中长期市场交易的价格风险问题。与电力现货市场价格风险主要来源于电力供求的不确定性及供求即时平衡的技术性约束等不同，电力市场年度交易合同的价格风险主要来源于电力供给成本和供求平衡状态的长期变化和总体趋势。由于现货市场交易周期短，市场主体能够对市场供求平衡状态及成本水平做出更加准确的预测，因此，现货市场交易价格虽然可能由于供给即时响应滞后等原因在不同时点出现大幅度变化，但是平均水平相对稳定。在年度交易市场中，市场主体要对未来一年内电力系统的发电成本和市场需求及供求平衡状态等因素进行预测，并在此基础上确定交易电量和价格，其预测数据准确程度显然不如现货市场，相应的交易价格决策的风险程度也肯定大于现货市场。因此，虽然现货市场价格变化大，但价格风险可能并不大；相反，中长期市场价格变化相对较小，但是，价格风险更大。

不同市场的价格风险还与交易合同的规模、流动性和风险管理机制有关。一般情况下，现货市场日前和日内交易电量规模较小，特别是由于极端高价和极端低价的持续时间较短，相应的电量规模更小；虽然看起来价格变化很大，但是，产生的电费变化相对却较小；这是国外成熟电力市场现货市场价格出现天价而政府及市场主体却能坦然接受的原因。与此相反，年度市场交易价格的持续时间是现货市场交易时间（按15分钟计算）的约84万倍（8760×24×4=840960），其电量规模很大；年度市场价格的较小变化，相比于现货市场可以放大约84万倍。因此，由于现货市场价格变化不可能超过84万倍，年度市场交易的价格风险大于现货市场。针对这个问题，电力市场提出了增加中长期市场交易合同包括年度交易合同流动性的解决办法。通过建立中长期合同交易市场，相当于缩短了一个价格水平的持续时间或电量放大系数，从而降低了市场主体的价格风险。提高流动性能够降低中长期市场交易的价格风险，但是，一方面价格风险由于电量放大效应仍然较大，另一方面不能满足市场主体主动控制和规避风险的需求，因此，国外成熟电力市场特别是中长期市场往往伴随着大量的电力金融市场和金融工具，几乎作为物理市场互补品而存在，由市场主体在物理交易的同时选择和运用。

政策选择

对于电力市场价格风险的认识与政策选择，从目前我国相关文件和政策分析，普遍的认识是中长期市场包括年度交易市场价格风险较小，价格风险主要体现在现货市场；有“中长期市场锁定价格风险，现货市场发现价格”的说法。在《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）（以下简称“1784号文”）等文件中，国家反复强调中长期市场交易是电力市场的“压舱石”。“压舱石”的字面意思是空船时用以稳定重心的石头，目前用在电力市场中主要有两个解释：一是稳定价格的作用，即中长期交易价格确定后，市场价格不会发生太大变化；二是保证电力安全稳定供给的作用，即有了中长期物理合同，电力供求平衡有了保障。由于存在这两种作用，1784号文提出了年度交易合同电量达到和超过市场交易电量规模80%的要求。值得注意的是，在2021年出现年度市场交易价格风险，以及年度市场交易合同改签换签后，《关于做好2022年能源中长期合同签订履约工作的通知》（发改电〔2021〕365号）（以下简称“365号文”）仍然提出了“充分发挥中长期合同的‘压舱石’‘稳定器’作用”，明确提出直接参与电力市场的用户2022年年度及以上中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%；文件中虽然提出“探索创新合同类别和签订方式”，但是，并没有针对年度市场交易的价格风险及可能存在的改签换签问题提出要求。

我国电力市场改革及相关政策对中长期市场交易，特别是年度市场交易的价格风险出现了认识和政策偏差。如上所述，年度市场价格风险其实大于现货市场价格风险。国外成熟电力市场是存在中长期合同锁定价格风险和现货市场发现价格的机制，但是，中长期合同的这种价格风险管理功能，或者说“压舱石”作用是有特定指向和条件的。特定指向是指这种价格风险主要是现货市场价格由于短期不确定性因素和供求响应的技术原因等引发的价格变化风险，并不包括如2021年燃煤价格大幅度持续上涨和市场需求超预期增长这种系统性因素引起的价格风险。相反，年度市场交易合同不仅不能锁定或者规避风险，而且在电力生产经营发生系统性变化的情况下，还隐藏着巨大的价格风险；有条件是指中长期市场价格风险必须有金融市场体系与金融工具化解。2021年我国电力市场需求超预期增长和燃煤价格大幅度上涨加大了年度交易合同的系统风险；同时，目前我国电力市场缺乏金融市场，也基本没有采用金融工具，中长期市场包括年度市场合同全部物理交割，年度市场合同几乎没有流动性。在这种情况下不仅不正视和解决中长期市场特别是年度市场合同的价格风险问题，还指望通过高比例的中长期市场，主要是年度市场交易电量比例来控制和降低电力市场价格风险，个人认为存在重大的政策误判。

国外经验借鉴

电力市场价格风险具有客观性。国外电力市场改革强调充分发挥价格机制，价格风险比我国电力市场更大。与目前国外电力市场正常运行相适应，国外电力市场价格风险管理体系也相对成熟。

首先，国外电力市场改革普遍接受电力市场价格变化大和价格风险大的客观事实。国外现货市场价格上限可以是批发市场成交均价的几十倍，政府和市场主体能够理性地接受现货市场短期内按价格上限运行。道理很简单，只有价格变化才能更好地引导资源配置；短期高电价产生的社会用电成本肯定低于电价管制产生的社会用电成本。

其次，有效解决电力市场价格风险是电力市场体系与机制设计和建设的内在要求。市场经济国家没有通过行政手段解决市场价格风险问题的政策选择，因此，电力市场建设和发展的历史就是寻求市场价格机制充分发挥作用，并同时有效解决市场主体价格风险的过程。目前国外电力市场价格风险一般通过体系与机制的组合方案解决，在中长期市场+现货市场的电力市场体系框架内，首先通过中长期差价合同+全电量现货市场的市场体系与差价合同金融工具的运用，降低现货市场不确定性因素引起的价格风险，即“压舱石”作用，其中包括高比例的中长期合同电量。其次，通过电力期货、期权市场和远期合同市场等解决中长期合同的价格风险问题。期货、期权市场能够为市场主体在支付较小比例费用（相当于日常生活中规避行车事故风险的车险支出）情况下完全对冲价格风险。远期合同交易市场则通过增加流动性为市场主体释放风险，比如，如果2021年年度交易合同是金融合同，在煤价大幅度上涨和市场供应紧张的情况下，年度合同交易市场价格必然大幅度上涨，发电企业就可以在合同交易市场卖出年度合同获得相应补偿，不需要后来的改签换签。

最后，国外电力市场价格风险管理往往以电力现货市场为基础，但是，这并不意味着现货市场没有建立起来前不能运用市场化手段管理电力市场价格风险。以差价合同为例，这种金融工具不需要进行物理交易，交易双方仅分别向对手方支付相应的基于价差产生的现金流即可；交易双方在规定期限就一定数量的商品按二个不同的价格变量计价，其中一个价格是交易双方确定的合同价格，另一个价格是双方认可的用于计量风险的经常变化的市场价格，称为基准价格。差价合同的售方按照合同数量支付基准价格，收取合同价格，即Ｑ合（ｐ合－ｐ基）；相反，差价合同的购方则按照合同数量支付合同价格，收取基准价格，Ｑ合（ｐ基－ｐ合）。在基准价格与合同价格存在差异即交易合同出现价格风险时，差价合同能够规避价格风险。当基准价格低于合同价格时，意味着售方面临价格风险，售方通过差价合同得到Ｑ合（ｐ合－ｐ基）的补偿；相反，当基准价格高于合约价格时，购方面临价格风险，购方通过差价合同得到Ｑ合（ｐ基－ｐ合）的补偿。差价合同机制能够对市场主体的价格风险进行全额补偿，特别适用于潜在价格风险较大的经济合同，但是，差价合同对合同价格和基准价格并没有限制。差价合同反映了市场主体控制风险的客观需求，一般由市场交易机构设计，市场主体自主选择使用。电力市场中年度及以周期交易价格的潜在风险最大，所以适合和需要通过差价合同机制控制风险。国外年度及以上周期交易差价合同一般用现货市场价格作为基准价格，是因为国外电力市场物理交易通过现货市场来组织，并不是说明差价合同只能采用现货市场价格作为基准价格。事实上，国外电力市场差价合同形式多样，比如，北欧电力市场价区差价合同专门为规避阻塞产生的位置基差风险而设计，以区域价格作为基准电价；新加坡电力市场限定合同则发生在政府和发电商之间，通过规定不同合同电量比例的结算电价，以实际电量比例作为基准比例，用于解决发电商使用市场势力的潜在风险问题。

相比于国外电力市场价格风险管理，我国对电力市场中价格变化缺少理性的敏感，简单地把价格变化等同于市场主体风险，对价格变化采取上下限制度进行严格的限制，相应地也牺牲了巨大的资源配置效益。对于中长期市场的风险管理功能，我们又在缺乏条件的前提下人为地夸大。2021年年度交易合同改签换签现象充分说明中长期合同在价格风险管理方面的“压舱石”作用其实并不存在。从电力市场深化改革的角度，建立市场化而不是行政方式的市场价格风险管理体系与机制建设是当前亟待解决的重要课题，特别是要探讨和提出现货市场及金融市场缺失情况下市场价格风险的市场化解决方案。只有解决了这个问题，使电力市场价格充分变化，如有序用电情况下基于失负荷价值或可避免成本的高电价才有可能出现，电力市场才能更好地引导资源优化配置，改革红利才有真实和可靠的来源。

年度交易合同价格风险的市场化管理机制探讨

目前各省实际做法及其评价

国家关于2022年电力中长期合同签订履约工作的365号文对今年年度交易合同电量比例提出了与去年一样的要求，但是，对合同怎么签订才能避免去年的改签换签等问题却没有明确规定。各省总结2021年年度交易合同签订履约的经验教训，以1439号文件为基础，探讨并采取了一些新办法。目前各省年度交易合同已经签订完毕，从市场主体规避价格风险或者避免合同改签换签的角度，主要有三种类型。

其一，“基准电价+每月浮动的煤电价格联动机制+价差”及其评价。由于燃煤价格对中长期市场中燃煤发电企业发电成本和年度交易价格有直接影响，而2021年底签订年度交易合同时，燃煤发电企业及其他相关利益主体实际很难对2022年燃煤价格变化做出相对准确的判断，因此，燃煤发电企业要在2021年底以某个固定价格签订大比例的年度电量交易合同非常困难，年度交易合同的价格风险太大。在这种情况下，部分省综合往年中长期交易合同签订履约的经验，采用了“基准电价+煤电价格联动机制+价差”的年度交易合同定价模式，其中煤电价格联动机制反映实际燃煤价格与基准燃煤价格之间的差异需要在年度合同交易电价中消化或者传导的数量或者比例，由政府相关部门根据煤价每月确定，价差反映基准燃煤价格下燃煤发电企业和其他发电企业降价让利的要求，如湖南省燃煤发电企业全年固定价差降低0.0015元/千瓦时。江西省在2022年电力市场化交易实施方案中明确提出构建电力煤炭价格协调的市场化价格机制，根据煤炭中长期合同初始价格，合理确定电力市场化交易初始价格；在煤炭价格合理区间内，鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随煤炭市场价格变化合理浮动的条款，实现交易电价与煤炭价格挂钩联动。这种价格机制为市场主体，其中主要是燃煤发电企业规避年度市场交易合同的价格风险提供了一种市场化机制，避免了可能出现的年度交易合同改签换签。但是，这种价格形成机制的核心是煤电价格联动。由于煤电价格联动政策本质上体现的是政府管制定价的思想，因此，已经在1658号文中用“基准电价+浮动电价”政策予以取代，1439号文坚持了1658号文的基本精神，只是扩大了上下浮动比例。因此，目前年度市场交易合同价格形成机制强调煤电价格联动其实并不符合1439号文件的精神。另外，政府相关部门每月根据煤价变化确定浮动电价，相当于把年度交易变成了月度交易，这样年度交易电量比例不符合365号文的要求。

其二，降低年底交易电量比例及其评价。2021年燃煤价格大幅度上涨后，为什么只有年度交易合同改签换签，而月度交易合同没有改签换签？因为月度交易价格能够较好反映燃煤价格的变化。因此，解决年度交易合同的价格风险的一个简单而有效的办法是少签年度交易合同电量，增加月度交易电量。虽然365号文明确要求今年年度交易合同电量比例仍然为80%，但是，部分省在年度市场化交易实施方案中降低了这个比例标准，如浙江等省提出“年度交易电量原则上不低于其前三年用电量平均值的70%”，云南省提出“2022年年度及以上中长期合同签约电量应为其前三年用电量平均值的70-80%”，江苏省提出“一类用户年度交易电量应为其前三年用电量平均值的60%-75%，售电公司年度交易电量应为其所有签约用户前三年用电量平均值之和的60%-75%”。广东省“允许发电企业和售电公司、售电公司和零售用户在2021年底和2022年内，分别按需签订后续月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中长期合同、零售合同。”这意味着年度交易合同可以在年中签订，实际上将年度交易合同转换为了月度交易合同。通过降低年度交易合同和增加月度交易合同的电量比例，为市场主体规避年度交易合同的价格风险，避免年度交易合同改签换签提供了一种行政化的解决手段，但是，却不符合365号文的要求。

其三，“基准电价+固定的浮动电价+可能的改签换签机制”及其评价。由于365号文对2022年年度交易合同签订履约并没有针对2021年价格风险问题提出新的要求，许多省以1439号文件为基础，采用往年做法组织年度交易合同签订。江苏省虽然在《关于开展2022年电力市场交易工作的通知》中明确提出“各市场主体签订年度中长期交易合同时，应当充分考虑电力供需平衡、燃料价格等因素，按照平等协商、利益共享、风险共担的原则，约定价格浮动机制”。但是，2022年年度交易合同价格却为固定价格，而且是政策允许范围内的最高价格。2022年江苏省年度交易电量2647.29亿千瓦时，成交均价466.69元/兆瓦时，与燃煤发电上网基准价391元/兆瓦时相比，上涨了19.36%，接近1439号文件规定的20%的价格上限。这种年度交易合同的价格形成机制最大限度地保证了发电企业的利益，但是，如果燃煤价格水平不是足够高，售电公司和用户的利益就可能受到影响。因此，这种价格形成机制隐含着年度交易合同改签换签的风险，只不过改签换签的原因不是维护发电企业利益而是维护售电公司和用户的利益。浙江省在《2022年浙江省电力市场化交易方案》（浙发改能源〔2021〕426号）中明确规定“市场化交易价格一旦形成不得变更，如因其他原因造成交易双方损益，由交易双方协商另行签订补充协议确定”。这种价格形成机制虽然符合1439号文和365号电文的要求，但是，如上所述，隐含的改签换签问题有违市场的法治精神，影响市场主体预期，削弱市场的激励约束机制和自主经营意识。

基于年度交易合同价格风险控制的改革建议

取消年度交易合同电量比例的规定，由市场主体自主决策。对于发电企业或售电公司而言，年度交易电量决策是企业综合考虑各种因素后平衡收益与风险后的自主经营决策。由于周期长，面临的不确定性因素多而且更难准确预测等原因，年度交易肯定比月度及更短周期交易的价格风险更大。一般情况下，如果经营环境稳定，市场主体年度交易电量签订比例较大，否则会较小；如果有可使用的控制价格风险的金融工具，市场主体年度交易电量签订比例也会较大，否则也会较小。我们用广东电力市场2020年数据所做的售电公司基于条件风险价值的最优购售电量结构决策模拟计算结果表明，售电公司在不同的条件风险价值水平下，有不同的购电比例决策，其中在低和高条件风险价值下，最优的年度交易电量比例很小，甚至接近于零，在中间水平的条件风险价值下售电公司的最优年度交易电量比例相对较大，但最高也没有超过27.31%。这个结果可能并不准确，但是，至少可以说明市场交易电量比例结构在不同经营环境下是市场主体的经营决策问题。如果政府硬性规定市场主体的交易电量比例结构，势必会给市场主体带来经济损失，市场主体也有理由向政府提出补偿损失的要求，这是2021年政府组织年度交易合同改签换签的根本原因。假设2021年年度交易合同电量较少，月度交易电量比例很高；或者年度交易合同电量比例达到80%，但有金融工具帮助市场主体规避价格风险；市场主体的价格风险损失相对较小，年度交易合同改签换签就可以在一定程度上减少或者避免。许多省今年降低年度交易合同电量比例，有些省通过每月根据煤价变动的浮动价格把年度交易间接转变为月度交易，实际上也反映了对不同周期交易品种价格风险程度的客观认识和主动应对，当然更反映了市场主体自主经营决策的内在诉求。

探讨建立年度交易合同的差价合同制度。与国外中长期市场的环境和条件不同，在目前经营环境不稳定且又缺乏金融市场和金融工具的情况下，我国中长期市场交易很难起到价格风险的“压舱石”作用，相反还会是“火药桶”。在缺少金融市场的情况下，完全可以先使用金融工具。差价合同制度往往与现货市场相关，在目前我国现货市场试点范围有限、现货市场还没有正式运行的背景下，似乎不能引入这种金融工具。但是，如同我国中长期市场也通过分时段交易引入了实时价格信号一样，差价合同制度的核心是为市场主体规避价格风险，在目前我国中长期市场交易价格风险较大的情况下，差价合同制度当然可以使用。可以在目前年度交易合同中引入两种差价合同制度。

第一，年度交易合同差价合同制度。主要内容是：将年度交易合同由物理合同改变为差价合同，全部物理电量通过月度及以下周期交易完成。年度交易电量可按国家有关要求如80%确定，年度交易合同价格由市场主体根据政府相关部门的意见在“基准电价+浮动电价”框架内协商确定。市场主体主要在月度及以下周期市场竞争。以月度市场成交均价作为基准价格与年度交易合同的合同价格做差价结算，结算电量为年度交易合同的月度分解电量。比如，假设发电企业与用户（售电公司）经过双边协商签订年度交易电量12亿千瓦时，合同交易价格0.38元/千瓦时，每月分解电量1亿千瓦时。当燃煤价格大幅度上涨，某月月度市场交易均价为0.45元/千瓦时，发电企业承担了年度合同交易的价格风险损失。由用户（售电公司）按差价合同结算规则补偿发电企业该月电费700万元(１亿千瓦时×(0.45－0.38))，发电企业该月实际结算电费收入4500万元(3800+700)。这样，不需要使用煤电价联动机制，年度交易合同的价格风险通过差价合同得到规避。相反，当煤价大幅度下降，某月月度市场交易均价为0.30元/千瓦时，用户（售电公司）承担了年度交易中合同的价格风险，由发电企业按差价合同结算规则补偿用户（售电公司）该月电费800万元(１亿千瓦时×(0.38－0.30))，发电企业该月实际结算电费3000万元(3800－800)。这种年度交易差价合同制度延续了1658号文和1439号文提出市场化价格形成机制，用市场化手段而不是目前的煤电联动价格机制等行政方式解决年度交易合同的价格风险问题，也符合电力市场改革的国际惯例。

第二，双边区间差价合同制度。这个建议已经在作者的有关文章中提出，主要内容是市场主体可接受一定范围的价格变化，对超过范围的价格变化通过引入高位合同价和低位合同价采用差价合同制度，以市场化的方式解决市场主体的价格风险问题。差价合同制度和双边区间差价合同制度在目前年度交易市场体系框架内引入市场化的价格风险管理工具，可以由政府相关部门在本文基础上简单设计并提供给市场主体选择使用。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于长沙理工大学。