国家发改委、国家能源局日前印发《电力中长期交易基本规则》（以下简称《规则》），电力中长期交易有了新版“说明书”。
在此之前，“9号文”及配套文件印发后，国家发改委、国家能源局曾于2016年制定印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称《规则（暂行）》）。截至目前，电力中长期交易制度体系已初步建立。
与4年前发布的《规则（暂行）》相比，新版《规则》亮点不少：市场成员扩围、交易品种更丰富……但也有业内专家指出，美中不足的是，《规则》并未与现货市场对接。
市场设计更加完善
《规则》明确，市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。相比《规则（暂行）》，新增了“配售电企业、储能企业”。
同时，《规则》新增了月内（多日）交易，交易周期更细化；交易品种方面，《规则》提出了除集中竞价交易和挂牌交易方式之外的第三种交易方式——滚动撮合交易。
价格机制的变化同样醒目。在市场用电价格方面，《规则》明确市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。
中嘉能集团首席交易官张骥指出：“中长期交易周期和品种更加多元，有利于市场主体灵活交易，控制电量偏差。最主要的变化是在价格机制中，用户侧购电价格增加了辅助服务费用，此举将进一步促进还原电力商品属性。同时，《规则》在市场主体准入与退出、偏差电量调整机制、信息披露等方面更加规范。”
加拿大安大略省独立电力系统运营公司高级经济师何爱民告诉记者：“除上述变化外，《规则》进一步明确了增量配网主体的权责，也首次谈到了容量市场和容量补偿。”
与现货市场割裂
华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，新版《规则》虽然细节上更加完善了，但在推进市场建设方面并无实质性进步，并且与8个现货试点的市场改革路径有所割裂。
陈皓勇指出，我国与国外电力市场改革的起点不同，改革步骤上也应有所区别。“国外电力市场改革是在成熟的经济调度的基础上开始的，比较容易实现集中竞价的现货交易。而我国电力市场建设起始于纯电量的中长期交易，当前首要任务是在其基础上实现带电力曲线的中长期交易，以便今后与现货交易接轨。”
何爱民对此表示赞同，《规则》并未考虑电价的位置信号，也没有真实反映用户和发电企业的交易成本和意愿。“靠近负荷中心的电厂，运营成本相对偏高。但在中长期交易中，无论是统一出清还是双边撮合，这种类型的电厂都有可能是最后成交的，无法与其他偏远低成本电厂竞争。因此，在阻塞严重的地区，中长期交易应考虑分区定价。”
与分区定价密不可分、《规则》没有讨论的另一个重要议题是安全校核。“现在的安全校核既不透明，也不科学，和市场没有太大关系。安全校核应尽量与市场参与主体的报价相关联，就像现货市场的节点电价反映阻塞成本一样。”何爱民说。
应围绕现货市场设计中长期交易
对《规则》中存在的问题，陈皓勇建议，当前关键是构建带电力曲线的中长期交易机制。“这可以基于带电力曲线的双边协商交易、带电力曲线的集中竞价交易或带电力曲线的连续交易等方式来实现。”
在何爱民看来，现货市场和中长期市场应该是相辅相成的，不存在“中长期交易为主、现货为辅”的说法。“现货市场交易的是实时电能，交易机制相对复杂，出清价格波动大，交易风险和机遇并存；中长期交易标的物通常是现货市场的价格指数，规避现货价格波动风险。”
何爱民说：“如果将电力中长期交易标的物变成物理交易，交易风险会大大增加，就像今年原油价格变成每桶-40美元一样。目前国内的中长期交易好像是卖错了东西，但在没有现货市场的地方，似乎也没有更好的选择。”
因此，何爱民建议，在有现货市场的地区，中长期交易标的物要尽量转换为现货的价格指数，恢复其原始避险功能。“中长期市场设计应该围绕现货市场设计，现货市场的主要特性要尽量体现在中长期交易规则中，比如阻塞风险等。同时，现货市场因为供需和燃料成本的变化，价格会瞬息万变。因此，中长期合同要合理增加流动性，以降低交易双方的财务风险。”
