近期关于中长期市场的思考

近年电力市场规模逐步扩大，尤其在2021年1439号文发布以后，政策明确取消工商业目录电价，工商业用户全部进入市场，市场规模大幅扩张。另一方，电力现货试点也在逐步增加，第一批试点省份也将进入长周期结算试运行，预计在不久的将来将进入正式连续运行，电力市场建设稳步有序推进。但是，中长期市场长期存在人为设置供需比、强制交易比例、市场竞争程度低、容易串谋操纵等问题。由于这些问题，中长期市场与现货市场经常大幅偏离甚至割裂，给现货市场优化资源配置带来困难，甚至对整个电力市场运行埋下重大隐患。接下来谈谈最近关于中长期市场的一些思考。

（来源：微信公众号“能源微资讯” 作者：Little Caviar）

对中长期市场进行特殊的设定，导致价格信号扭曲，偏离真实供需关系，与现货市场割裂，降低现货市场资源优化配置的效率

在现货市场中，中长期交易的目的是通过买卖双方的分析判断、充分博弈，达成中远期价格一致预期，然后基于一致预期签订中长期合同锁定一定电量的价格。因为现货市场是日前日内的市场，规模达几万亿电量的巨大电力系统运行，不可能完全依靠日前日内交易来决策生产、经营及消费。生产者、消费者及贸易商都有意愿和需求提前锁定一部分电量的价格。

出于上述原因，中长期交易规模一般占市场电量比例较高，也就是说大部分电量通过中长期市场决定了电量和价格，也决定了供需资源的配置。如果中长期市场价格信号失真，整个电力市场即使实行现货市场，也会错配资源或者资源优化配置效率大幅下降。长期如此，将在“碳达峰、碳中和”能源转型背景下，对各类资源优化配置带来阻碍，使得过剩落后的资源无法出清淘汰，高效先进的资源激励不足。

中长期市场被干预和扭曲，不能形成较为科学合理的中远期价格信号，不仅不能成为市场的“压舱石”，反而容易成为市场的“火药桶”

在现货市场中，中长期交易的目的和意义在于锁定中远期的价格波动风险，对于大宗生产者、贸易商和大用户都很有必要。基于对未来现货价格的合理预期达成的中长期交易，能够规避一些偶然因素引起的价格波动风险，也能提前锁定生产、销售、消费的价格。市场主体经过多年市场训练已经充分认识中长期交易对于锁定价格、规避风险的重要意义。在开放、公平、公正的市场环境下，市场主体自然会出于对经营风险的管控，达成较高比例的中长期交易。而行政设置市场关键参数干预中长期市场不利于市场的健康发展。

关于中长期市场如何与现货市场协调，一直是历年交易细则关注的重点。近年来，政策方面都将中长期交易认定为市场的“压舱石”，对中长期交易提出多签、长签等要求。

中长期市场越成熟，信息披露越完善，形成的中长期价格越真实，越符合未来实际的供需基本面。由于中长期市场以现货市场价格为最终结算依据，如果中长期交易成交价格总体符合中远期供需基本面，那么市场总体风险就小，中长期市场就发挥了“压舱石”的作用。如果中长期交易没有充分的分析和博弈，整体大幅偏离中远期实际供需基本面，至少有一方市场主体可能面临较大的亏损风险，中长期市场反而会成为市场的“火药桶”。这些问题已经在市场中实际发生。

2020年8月，广东启动了第一次电力现货全月结算试运行，由于当时比较特殊的供需基本面，当月现货价格非常低，售电公司整体获得了远超平常月份的收益。因为这次全月现货结算试运行的低价行情导致市场整体对未来现货市场价格预期较低，这种预期影响一直持续到2021年5月现货结算试运行。

由于过低的价格预期，2020年底，市场主体在零售市场上以远低于中长期市场行情的价格抢用户。同时，发电企业也签约了大量较低价格的年度合同。但是到了2021年，由于社会用电需求大幅增长，燃料成本也大幅提升，在2021年下半年，整个电力市场遭遇了巨大风险，发电企业难以为继，售电公司大幅亏损。

这个风险的根本原因就在于中长期市场价格长期不由市场供需情况决定。无论燃料成本如何波动，月份、季节供需关系如何变化，中长期市场价格始终保持“稳定”。市场没有分析、预测、博弈中长期市场价格的的机制、意识和能力，但是市场主体的经营实际上受供需基本面的影响，燃料成本高企，发电企业难以持续亏损发电，同样，现货市场会比较精准的反应市场的供需信号，供需关系紧张，市场价格自然上涨。这样的话，信息披露不完善、行政干预设定较多的中长期市场反而成为了电力市场的“火药桶”。

更有意思的是，2021年过后，紧跟的2022年，这个戏码又上演了一次，不过这次是另一个极端。2021年11、12月，广东开展了2个月的现货结算试运行。由于2021年下半年燃料成本大幅上涨，以及政策全面引导市场提升批发、零售价格的影响。市场形成了另一种特殊的供需基本面，11、12月的现货价格一直维持在0.6-0.7元/千瓦时的高位。

同样的，中长期市场仍然没有分析、预测、博弈的机制、意识和能力。在2022年的年度交易以及1月的月度交易中，几乎整个市场都惯性的认为2022年1月甚至2022年上半年的现货价格会继续延续2021年11、12月的高价。所以在2022年1月的月度交易中，市场普遍预期现货价格远超出0.554元/千瓦时的月度交易上限，发电企业出售意愿极弱，售电公司购买意愿极强，有主体在用电合同转让交易中，甚至挂牌0.575元/千瓦时的常规曲线购买月度中长期电量。

但事实上，1月1日，现货日前均价约0.23元/千瓦时，后续日期价格有所反弹，但整体看1-6日，日前均价在0.476元/千瓦时左右。实际现货价格远低于月前的预期，这就意味着此前追抢月度中长期的售电公司可能面临超买部分高达0.1元/千瓦时左右的损失。根据交易中心发布的日报，1-6日，售电公司负偏差电量共计3.52亿千瓦时，预计损失4208万元（参考未负偏差的情况）。负偏差的这部分售电公司由于错误判断现货价格趋势，仅6日就损失4000余万，1月后续可能现货价格继续在低位下探，预计全月损失额度达2亿元！同时，也因为错误的价格预期，相对少签约中长期合同的发电企业也面临发电量及收益的双重压力。

据了解有部分市场主体通过分析判断，事先预测到了1月现货将明显低于11、12月现货价格，但是因为市场整体惯性思维的错误预期，月度市场即使报价0.554元/千瓦时的顶格价格也无法成交。由于规则要求市场主体必须达成月度实际用电量90%的中长期交易，否则进行考核。这部分市场主体，即使正确分析预判了价格趋势，却被被错误的预期冲击，无法成交足额中长期，还将面临巨额中长期考核。预计1-6日的考核费用至少在6900万元以上（最保守估计，实际预计超过1亿元），后续现货价格可能更低，全月考核费用预计近5亿元！

2022年1月在广东，错误预期超买的售电公司面临超买中长期合同，差价结算亏损，这是因为错误判断应该承担的后果。但是，正确预期，但被市场惯性冲击，买不到中长期电量的售电公司反而面临巨大考核费用，承受更大幅度亏损。发电企业因为高价预期本来已经高比例签订了中长期合同，但是因为中长期考核机制，可能还要返还大量单价超过0.554元/千瓦时（中长期价格上限）的巨额考核费用。相当于发电企业整体中长期合同覆盖率接近甚至超过100%。这种限制保护的设定使发电企业整体成为“躺赢主体“。这种预判正确反而考核亏损更多的机制不仅不能激励市场主体分析预测中远期市场供需情况，反而严重抑制、打击市场主体分析预测的动机和能力，逼迫市场主体盲目追逐中长期合同，博弈扭曲的中长期市场。这种明显不合常理，不利于市场运行和发展的机制应该取消。

中长期市场的人为设定，导致市场缺乏对市场中远期价格分析、预测、博弈的机制、意识和能力。缺乏科学合理的中长期分析判断，中长期市场进行人为设定，并强制开展高比例中长期交易，使得中长期价格很容易大幅偏离实际供需基本面，从而导致电力市场主体随时面临大幅亏损风险。市场预期过低，发电企业暴雷，市场预期过高，售电公司暴雷。规模几千上万亿的电力市场左摇右晃，能否合理稳定运行完全取决于市场主体在赌桌上大小是否猜对。这种情况显然是不科学不可持续的，中长期市场的供需设定、强制成交比例、流动性不足等问题需要尽快解决。

最后，电力中长期市场已经是一个市场规模几万亿电量，涉及电费过万亿的巨大中远期市场。当前2022年动力煤期货市场持仓规模大概在3万手以内，粗略考虑价格按1000元/吨计算，市场体量仅在30亿元以内。电力中长期市场规模已经远远超过其他能源类大宗商品市场，这个市场不仅影响电力市场科学发展及稳定运行，还关系着所有用电生产企业成本和国民经济发展，未来还可能作为电力投资决策的重要参考信号，意义重大。

建设开放、公平、公正的中长期市场才能有效优化中远期的资源配置，使得中长期市场价格更符合中远期市场基本面，降低市场暴雷风险，实现电力生产者和消费者整体社会福利最大化，助力电力市场更高水平发展及新型电力系统转型，支撑“碳达峰、碳中和“伟大使命达成！

以上是个人浅见，如有纰误，请大家不吝批评指正。