目前的电力中长期交易规则，距离菜市场买菜模式还非常遥远，还具有统购统销的大量残余特征。调度自由量裁，结算“一锅烩”等现象亟需改变。

2020年6月10日，国家发改委与能源局联合发文（发改能源规〔2020〕889号），定版《电力中长期交易基本规则》。本专栏专题中，我们讨论这一中长期规则，特别涉及它与实际系统运行的衔接与互动问题。由于双边协商与集中交易（比如第三十三条提及的集合竞价/滚动撮合）的主体行为/市场均衡会有很大的不同，而后者也往往在短期市场（比如日前/日内）更常见，我们本期只讨论涉及双边协商的中长期交易。

目前的交易规则，与欧美普遍存在的双边合同（Bilateralcontracts）或者场外（OTC）交易对比，在与调度平衡机构的交互关系上，属于一种“混合”式的设计。

这种设计可行抑或是存在缺陷，我们在本文给出了初步的分析；在此基础上，如果存在缺陷，我们分析了是否有市场参与者可以从这种缺陷中获得巨大利益，从而成为规则进一步修改的障碍。最后我们将分析“十四五”规划需要的市场建设目标。

相比2016年版本的主要变化

相比于2016年的中间版本，这一版本的主要变化往往在于一些细节，这是一种非常可贵的“边际改变”，不断持续进步的思维方式。特别是涉及市场参与者的权利与义务、结算安排等方面。

关于何为辅助服务、如何界定辅助服务的价值、如何分摊其成本，这一版的主要变化有：第三条删除了“独立辅助服务提供者”这一市场主体，电力辅助服务市场（补偿）机制相关规则另行制定，不再纳入到中长期交易的范畴进行考虑；第七条：提供辅助服务不再是发电企业的义务；第三十一条：辅助服务不再属于交易范畴。现存的抓壮丁似的所谓调峰辅助服务不再成立。

但是，有一些改变无疑是颠覆性的，显得步子有点大。比如，第三十七条：“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”。这是比较疑惑的，不知道这一设定跟电力中长期交易有何关系，为何需要出现在这里？

以我国目前的容量过剩程度，即使有容量市场，如果存在充分的竞争与竞价，其价格也趋近于零，也就是新增容量没有价值（当然，这种情况下建设容量市场，也可以显示其价值为零，前提是市场设计足够完美）。

中长期交易的功能是交易者避险，而在我国具有额外政治经济含义

微观经济理论中，价格是核心，促进并代表着市场的需求与供给均衡，引导着消费者与生产者的决策行为。就电力市场而言，它具有几乎不存在价格弹性，但是消费量随时间（白天/黑夜等）频繁大幅变化的消费者、仍旧高成本的存储、电厂最大出力具有物理限制等特点，这都指向要促进波动的需求与有限供应间的平衡。价格必须是高分辨率、高度波动才是“经济合理”的。

因此，中长期合同被引入了进来，起到规避市场风险的作用。但是由于系统存在复杂的主体跨期互动,以及广泛的需求不确定因素，理论上的研究倾向于证明：中长期合同缓解了短期价格的剧烈波动，但是容易引发更大程度的容量过剩。

行政管制的电力价格，无论是对生产者还是消费者，可以看作是这种中长期合同的极端形式。过去，我国政府以标杆电价（发改委价格司）、行政确定计划小时数（省级政府经信委/能源局）订立与生产者的长期购买合同；以销售电价目录（发改委价格司）订立与各种消费者的长期销售合同。

在实际操作中，电网公司执行统购统销，是市场唯一的买家以及唯一的卖家，并分享了部分政府所行使的权利，在实际运行中由于拥有信息上的巨大优势而具有更大的权力。

这特别包括：调度在年尺度以内的系统运行原则与操作结果，完全不需要向任何人解释/证明其合理性。也就是在系统运行层面，其是高度自由量裁的。

政府订立的行政价格之外，电网可以通过更低的价格收购那些超出计划的部分。也就是在财务结算层面，其将具有超越“成本决定价格”原则的超额收益。

新一轮电力体制改革以来，我国逐步打破了电网的统购统销地位，开始培育合格大用户与电厂之间的双边交易体系。这具有政治经济上的丰富含义，是市场参与者权力变化的巨大信号。

金融合同or物理合同？都不是

这种双边交易，到底更像单一Pool市场体系下的“金融合同”（美国术语中的Poolco），还是双边交易市场模式下的“物理合同”（欧美术语中的Bilateralcontracts），是很模糊的。

在后者的体系中，双边配对的交易者必须向调度机构提交短期（比如日前或者小时前）组合计划——这是欧洲市场普遍采用的模式，称为“平衡基团”。而调度介入处理“剩余偏差”（residualloaded）问题；而在前者，调度（同时作为交易机构）往往基于机组的量价信息，集中地处理各个市场以及物理约束（特别是网络约束，所谓节点电价），以及能量与备用辅助服务市场的联合出清。

基于这种区分，映射到我国目前的情况，在短期市场并不存在的情况下，该指导文件中的中长期交易，更像一种双边物理合同。比如第五十三条，甚至规定这种双边交易必须经过“可用输电容量”校核。

但是在与电网调度的交互规则与责任界面上，感觉又像Poolco模式，甚至甚于Poolco模式。调度仍具有无限的责任以及任意的权力，仍然维持“统一调度”一说（第七条），更有“事故、严重供不应求”（第八条/第九十条）、“安全优先”、“严重异常情况下”（第一百二十三条）等缺乏必要界定的语言给调度加持更大自由量裁权。

必须指出的一点：《交易规则》将电网与电力调度机构的权利和义务进行了分列（第十条/第十二条），这是否为在体制上的重大改革（调度独立/取消特权国家调度中心）埋下伏笔，是值得关注的。

在更大的图景下理解“中长期交易”的角色位置

从电力系统物理运行视角，供给与需求需要保持实时平衡，需要协调机制，比如市场作为天然的分散式协调机制；从财务层面，消费者需要支付生产者电费。从《基本规则》第三条来看，这里提及的“中长期交易”属于双边短期现货市场（通常称为“现货”）之外的交易方式。

同其他类型的市场交易——比如餐馆与某个大蔬菜批发商的明年购菜计划——类似的是：交易的双方如何约定交易产品的质量、数量、价格、结算安排、以及附加约定等，逻辑上都应该双方的私事，是它们的隐私。因此，《交易规则》规定的市场成员向交易机构提交的某些信息，特别是涉及电价与结算方式等，往往是没有必要的。

同其他市场不同的是，电力产品具有均一性质，区分电力成分往往是不必要与办不到的，并不要求卖家买家产品对应；但是要求实时平衡，需要生产者与消费者的数量对应，并且可以成交。这会使得这种双边交易在某些维度变成超越双方私事的事情。比如偏差、交货地点（涉及输送成本）是否可行。

这是之前电网承担调度与市场唯一买家与唯一卖家角色的时候所不存在的。过去的协调机制是电网统购统销。现在，这种协调机制需要补充规则内容，以明确交易双方与系统运营者（指调度）的责任界面。

这应该是这一规则文件具有的基本功能。但是，从整个规则的全部文本来看，我们认为这方面的规则是基本缺失的，即使有所谓的“带曲线的中长期”（还不是逐小时的，而是个所谓典型样本）。市场参与主体仍旧是不需要履行“有限但是明确”的平衡责任。

谁来卖？谁来买？

“谁来卖”的问题相对简明，无非是电厂。但是，电卖给谁，也就是谁来买，就没有那么显然了。因为一方面，买家可能存在“批发—再批发—零售”的中介代理关系，电网也可能在表面形式或者财务上进行部分统购统销。

直接的买家可能有这么几个：

电网买家（utilitybuyer）：它们往往代表它们的零售用户购电。《交易规则》第三条提及的“计划电量”即属于这类。

大用户（bulkconsumer）：比如高耗能企业。

独立售电公司：通常进行需求负荷整合（aggregation），与调度与交易机构交互。

偏差还是备用服务？

在欧美市场体系中，市场往往是以日前市场+（中间调整+）实时市场的组合。各种电源以预测的出力参与日前市场，主要体现的是出力波动性（比如可再生的间歇性）对市场的影响；而预测的误差，也就是随机性的特点，主要体现在对实时市场的影响。

我国电力系统显然没有这样的分辨率，中长期交易在这方面也并没有任何安排。按照第七十条的表述，上调申报增发价格、下调申报补偿价格。没有短期市场开机组合作为出力参考基准，这里的上调/下调到底是相对什么而言，不可理解。

逻辑上，似乎这个安排有点手工“大时间尺度上能量市场与备用辅助服务联合出清”的意思。但是问题是：第六章第五节前半部分谈论的所谓“偏差电量处理机制”更像是系统备用价格如何形成的安排。

偏差了那是“错误”，需要给别人钱；提供上调或者下调容量那是“服务”，需要别人给钱。如果因为系统原因无法精确衡量，比如德国电网阻塞的再调度成本，就是消费者来买单。这节（包括第一百零四条）为何成为这个“混搭”的样子，我们并不清楚。比如，如何界定与核算“偏差”程度（第一百零六条），在多大的时间分辨率上，是天（这几乎是无法操作的）、小时、15分钟还是其他。而第九章的惩罚系数如何确定，也缺乏明确方法论，需要进一步的研究与讨论。

哪些潜在缺陷可能让一部分主体收益巨大？

在我们看来，目前的《交易规则》第七章安全校核部分存在着潜在缺陷。从理论上讲，双边的物理交易必然伴随着物理输电权的占用或者转移。双边要实现交易，必须确保购买了输电权以使用。

这类似菜市场买菜双方约定交货地点，在菜市场交货还是家里门口交货，意味着截然不同的（运输）成本，乃至交易是否达成（比如路断了）。理论上的推导也往往表明：物理输电权跟节点电价体系是难以兼容的。而这部分似乎在这两个不兼容体系间跳来跳去。

这里通道阻塞的解决方案，也就是第七十五条，是“大锅饭”式的，使得市场参与者并不会将网络阻塞纳入决策范围，从而使得这部分成本脱出了市场安排之外，类似于欧洲的“区域定价”方式。

但问题是：要是区域定价方式，那么控制区域之间的跨区交易都必须有非常不同的容量分配规则，而区域内似乎就不应该考虑这个因素而尊重实现达成财务层面的协议，而不是要“削减交易规模”。

这一安排可能使得市场交易不能促进整个系统的平衡，反而会加剧潜在的阻塞问题。部分处于严重阻塞区的交易主体，可能因为这种无原则的平均分摊而受益。由于涉及过于细节与技术性的内容，我们将另文论述，特别是长距离跨区僵直外送（造成本地部分线路阻塞严重）中这部分考虑不足带来的效率损失与安全风险问题。

文本第一百零三条，对超/少用发电量进行惩罚，显然对于交易机构并不是“收入中性”的。相应有第一百一十条的规定，“返还给市场主体，按照当月上网电量”同比例分摊，这又使得平衡责任定价与备用提供补偿结算成了一笔糊涂账，无法体现“权、责、利”原则。

这可能意味着对部分偏差的过度惩罚，而高估那些提供上下调服务机组的额外收益。

“十四五”规划中的中长期交易

从以上的分析可以看出，我国目前推行的电力中长期交易，初步的涉及了交易层面对于调度层面的影响，开始触及了我国电力系统体制与运行的根本性问题——即高度自由量裁、粗尺度、缺乏明确价值观的调度体系问题。

一个经常为国外乃至国内的电力行业研究学者感到困惑的问题是：如何在国外（特别是欧美）的电力市场设计与我国特色的电力体制安排之间进行映射比较，从而形成概念性的理解。通常以上的分析，一个重要的跨国比较洞见就是：

在欧美的市场设计中，往往市场参与者的义务（obligation）是实现自我承诺（commitment）的义务，比如对日前出力的承诺、双边交易的联合承诺，这是一种有限责任，它的定价服从影子价格，也就是避免/带来的边际成本；而我国的市场参与者与调度的责任界面往往是前者接受后者无限的指挥（所谓“服从调度指令”），定价缺乏方法论而成为一种行政式的无限责任。

这个问题绕开不关注不解决，参照国外“术”的规则层面进行所谓的现货试点，期望形成高分辨率的电力价格，是缘木求鱼；而这里的中长期交易规则，如何规定市场主体与调度机构的交互与责任界面，如何跟短期市场与实际运行衔接，最终形成调度的开机组合计划，并决定机组的损益结算，也仍旧是一个不容回避的开放性问题。

目前的电力中长期交易规则，距离菜市场买菜模式还非常遥远，还具有统购统销的大量残余特征，特别是调度自由量裁、结算“一锅烩”等现象。这些方面亟需改变。

告别“统购统销”之路刚刚出发。十四五电力规划文本，需要在这方面确定明确的集体性可衡量的市场进一步的建设目标。