建立双边区间差价合同备案结算机制的建议

高雄1 汤旸1 刘翊枫1 叶泽2

（1.国网湖北省电力有限公司 2.长沙理工大学）

一、问题提出

我国电力市场改革坚持采取积极稳妥的方针政策，主要通过价格上下限规则等措施控制价格风险，近年来各省中长期市场和现货市场交易价格相对平稳，保证和促进了电力市场改革的顺利进行。2020年底市场主体按规定大比例签约了年度中长期交易合同电量；许多售电公司根据往年交易情况和对市场形势的预测，与用户签订了固定价格零售合同。但是，2021年4月以来，在市场用电需求大幅度增长的同时，燃煤价格成倍上涨，引起月度市场交易价格和现货市场成交价格大幅度上涨，出现了售电公司和发电企业向政府相关部门提出重签合同提高交易价格的现象。重签合同虽然合情合理，但是缺少法规依据。在经历了2021年市场交易价格预期外大幅度上涨所带来的损益之后，市场主体对市场风险的认识更加深刻，对市场交易特别是年度双边协商交易会更加谨慎。今年电力市场交易价格大幅度变化及潜在的变化压力给电力市场建设提出了许多新课题，其中包括设计和提供金融工具帮助市场主体防范风险的课题。

虽然燃煤价格大幅度上涨并引起市场交易价格相应较大幅度上涨后，各级政府采取了许多积极措施，燃煤价格目前已经明显下降，但目前市场交易价格仍然处在上限水平。一年一度的电力市场年度双边协商交易即将开始，考虑明年国内外市场环境和电力供求平衡状态仍然具有不确定性，市场主体对市场交易价格水平及其变化很难形成确定和稳定的预期，同时，年度交易电量一般较大，“体量风险”会放大价格风险，使市场主体面临较大的损益变化。这种情况不利于2022年年度交易的正常签订。因此，有必要建立相应的机制帮助市场主体规避可能出现的较大的价格风险，解除后顾之忧。

二、理论与政策分析

电力商品产、供、销的同时性及不可储存性等技术经济因素使电力市场交易价格在正常情况下也会出现大幅度变化。如果与天气变化等偶然因素叠加，会产生更大的价格变化。电力市场价格经常性大幅度变化与市场主体必须面对巨大价格风险反映了电力市场的客观规律。正是通过较大的价格变化，电力市场引导发电机组电量替代和用户削峰填谷等，产生了资源优化配置效益。由于这个原因，国外电力市场建设中把市场主体风险防控机制纳入到市场体系与机制建设中，在电力现货市场运行的同时，建设电力期权期货市场、设计差价合同等金融工具，供市场主体用来控制市场交易风险。

我国对价格变化与资源优化配置效益的逻辑关系有待进一步明确。近年来各省通过价格上下限规则限制了价格的大幅度变化，电力市场改革的效益主要来源于发电企业让利而不是资源优化配置效益。结合今年电力市场运行实际和分时段电力交易的发展趋势，借鉴国外电力市场改革经验，在发电企业让利不再可能的前提下，为了获得资源优化配置效益，我国电力市场改革应该调整对价格变化的政策选择，允许价格在更大范围内甚至完全按市场规律变化，同时完善市场体系，长期内建设专门用于市场主体风险对冲的电力金融市场，短期内为市场主体提供风险管理的金融工具。下面，针对电力市场价格大幅度变化所产生的风险问题，我们以年度双边协商交易为例，说明双边区间差价合同备案结算机制的风险管理功能和应用办法。

三、双边区间差价合同备案结算机制设计

针对年度双边协商交易按固定价格大比例签订后可能产生的市场风险问题，设计和提出双边区间差价合同备案结算机制，供市场主体在年度双边协商交易中自主选择使用。“年度双边协商交易+双边区间差价合同备案结算机制”能够在2022年度双边协商交易中使用。

双边区间差价合同备案结算机制的实施要点：第一，市场主体在通过双边协商签订年度交易合同时约定高位合同价（P1）和低位合同价（P2)，对实际市场价格高出高位合同价和低于低位合同价的风险采用双边区间差价合同备案结算机制进行管控。第二，当月度市场交易均价（P）大于高位合同价或低于低位合同价时，对双方年度交易合同在该月的分解电量（Q0）启动双边区间差价合同备案结算机制。其中，当P大于P1时，用户（售电公司）获得了年度交易电量价格变化的风险收益，而发电企业承担了价格变化的风险损失，由用户（售电公司）向发电企业支付高于高位合同价的价差电费，即Q0×（P-P1)。当P小于P2时，发电企业获得了年度交易电量价格变化的风险收益，而用户（售电公司）承担了年度交易电量价格变化的风险损失，由发电企业向用户（售电公司）支付低于低位合同价的价差电费，即Q0×（P2-P)。第三，双边区间差价合同由市场主体自主选择采用。签订双边区间差价合同的市场主体到电力交易机构登记备案其合同，并在双方年度交易合同中明确由电力交易机构和电网公司根据年度交易合同和双边差价合同结算机制进行结算。第四，双边区间差价合同结算月结月清。双边区间差价合同备案结算机制为市场主体提供了一种规避价格风险的金融工具，能够有效解决类似今年价格变化给市场主体带来的风险，避免市场主体要求重签合同等问题。

四、试算说明

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，市场主体协商的高位合同价为0.41元/千瓦时，低位合同价0.35元/千瓦时。当月度市场交易均价为0.45元/千瓦时，发电企业承担年度合同交易的价格风险损失，由用户（售电公司）补偿发电企业每月400万元（１亿千瓦时×（0.45元/千瓦时－0.41元/千瓦时），实际电费结算每月4200万元（3800万元+400万元）。相反，当月度市场交易均价为0.30元/千瓦时，用户（售电公司）承担了年度交易中价格风险损失，由发电企业向用户（售电公司）每月补偿500万元（１亿千瓦时×（0.35元/千瓦时－0.30元/千瓦时），每月实际结算电费3300万元（3800万元－500万元）。双边区间差价合同备案结算机制针对问题明确，原理科学，操作简单，结果合理而有效。

五、结论

双边区间差价合同备案结算机制配合年度交易合同执行，能够较好地解决年度交易合同高比例签订后电价大幅度变化给市场主体带来的风险，是通过市场机制进行风险管理的有益探索，有利于2022年度双边交易合同签订。相关机制不仅符合当前我国批发市场中长期合同交易的需要，还可以推广应用到售电侧市场售电公司与用户的零售合同签订中，由售电公司与用户在零售合同中选择采用。

（本政策建议得到国家电网公司管理咨询项目“省级售电侧市场运营及风险防控机制研究”（项目编号：

原标题：建立双边区间差价合同备案结算机制的建议