“电改9号文”发布五年之后，我国电力中长期市场在国家发展改革委和国家能源局的领导下启动“六签”工作，提出完善电力中长期合同市场化调整机制、建立偏差电量结算机制和理顺中长期交易价格机制。“六签”要求的实质是针对当前电力中长期市场建设中面临的中长期交易覆盖面不全、电力峰谷价值差异体现不明显、合同执行和调整灵活性不足等问题，建立健全中长期电力合同签订的配套保障机制，进一步夯实基础，发挥电力中长期市场“压舱石”作用。在此要求下，电力中长期市场需要提供清晰的分时段电价信号、灵活的偏差调节手段以及确保电力中长期合同高覆盖率的激励措施。推动电力中长期市场分时段连续运营，有利于市场主体开展合同调整交易，有利于市场充分竞争形成价格信号，有利于提高中长期合约电力曲线的准确性，从而更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。

然而在推动电力中长期交易向连续运营的过渡阶段，仍存在一些关键的衔接问题。

分时段交易的时段划分问题

在纯电量交易的中长期市场中，只需要单一的电量价格，若要体现电能的时间价值，需将电量的价格信号由单个拆分为多个，相应地引出一个问题，即如何合理设计时段划分标准。计划体制下的分时段电价实现主要依靠峰谷电价政策。峰谷电价政策将一天24小时划分为峰、谷、平三个时段，部分地区在三个时段的基础上还增加尖段，通过对负荷水平不同的时段执行差异化电价来引导错峰用电。在电力中长期市场中，为提供多个差异化价格信号引导用电，也需要划分多个时段，通过市场竞价交易形成相应的价格，从而合理反映该时段的供需情况。

在时段划分方式上，可以根据一天内的供需情况划分相关时段，由于各时段内的供需情况不一，通过市场竞争可以形成反映该时段供需情况的价格，以引导用户削峰填谷。

风光等新能源占比较高的地区宜采用净负荷曲线作为时段划分依据。由于原先划分峰谷时段时还未有风光新能源的爆发式发展，划分时段的依据主要是根据当地用电负荷曲线特性进行划分。在“双碳”目标和“构建以新能源为主体的新型电力系统”的背景下，发电出力具备间歇性、随机性、波动性特点的风电光伏大量并入电网，电力系统特征已然发生了改变。从电网运行的角度来看，用电负荷与新能源发电同属不可控因素，两者相叠加后剩余的净负荷曲线才是电力系统调节性资源需要满足的负荷曲线，反映出系统调峰的真实矛盾。

相较于用电负荷划分时段的方法，采用净负荷作为时段划分依据的优势在于反映真实调峰矛盾的时段划分所形成的交易价格，可以有效地引导用户削峰填谷，这与分时段竞价所期望解决的矛盾是一致的，两者是相互配套的机制。

新能源入市问题

为健全市场体系，进一步提高市场电量比例，新能源发电也正逐步进入市场参与竞争。由此带来两方面的问题：如何建立新能源入市消纳的交易机制，以及如何确保保障小时内政府合约电量的利益。

交易机制方面，由于新能源发电存在随机性、间歇性、波动性的特点，属于不可控的发电电源，若参与带曲线的交易，可开展新能源曲线追踪交易品种，通过可控电源与需求侧灵活资源的调节，消纳新能源。

新能源收益保障机制方面，为确保风电、光伏高额投资的回收，当前政策上给予了一定补贴，其补贴方式随着财政压力和技术进步带来的成本下降发生变化，由单纯的财政拨付变更为财政拨付、绿证、可再生能源消纳责任等多种方式共存。为保证新能源保障收益的长效机制，可通过差价合约竞价上网，新能源发电企业通过竞争获得差价合约保障收益，在此基础上参与电力市场，差价合约的价格通过竞价形成，新能源企业在电力市场上获得的电量按此基准电价结算。采用差价合约模式可在合理控制补贴总额的基础上，通过竞争形成基准电价，促进新能源发展。

为确保与分时段交易的衔接，新能源可先签订不分时段合同，待月前再根据预测情况分解电量，形成日前预测曲线，将实际发电曲线与日前预测曲线偏差电量按照偏差结算规则进行结算。若市场内可调节资源丰富，还可通过打捆方式，参与分时段交易，由调节性强的电源承担新能源预测偏差。

分时段交易风险管控问题

中长期交易时间跨度较长、覆盖体量较大，通过提前锁定市场主体的收益，具有“压舱石”作用，可避免市场主体承担市场价格波动的风险。从另一个角度看，由于当前电力市场建设迅速，电力行业人才大部分集中在供电公司与发电集团等国有企业，各类市场主体对于电力交易的经验较少，对未来较长时间的电力供需形势判断和自身生产计划难以准确预测，以至于无法正确判断中长期交易的价格，导致在中长期交易时存在交易价格和电量需求与自身用电实际偏离较远的情况发生。若此类不确定性较强背景下制定的长周期、大体量商品无法通过其他手段进行转移，年初的交易即由“压舱石”变为了“压垮企业的巨石”。

因此，市场设计应充分考虑市场主体的转让需求，为其提供完善的合同调整手段，可通过在月内开展连续挂摘牌交易，对市场主体的中长期交易合约进行连续撮合，从而规避风险。市场主体通过在月内转让或购买其他市场主体和发电企业的合同，实现对偏差电量的调整，电力中长期市场则通过主体间合约的充分交换发现各时段的供需真实变化情况，同时也提高了市场主体的用电管理水平和对电能时间价值的认知水平。

同时，为确保电力用户权益，督促售电公司管理水平提升，应建立相应的信用评价规范，对不同信用的市场主体设置相应的交易约束条件，确保履约信用，帮助市场主体通过提升自身交易风险管理水平和企业运营水平，杜绝风险的产生。

双轨制衔接问题

双轨制衔接的困难是我国电力系统在计划管理体制下所采用的固定电价政策与当前电力市场化改革将部分用户用电价格通过市场竞争方式形成之间存在的衔接矛盾，最典型的表现在固定电价默认电量同质同价，而市场化形成的电价则将电能的时间价值与地理价值都作为定价标准，一旦二者并轨运行将带来较大的不平衡资金。

不平衡资金的矛盾对立对象为优发和优购相关主体。优先发电主要是风、光、核电、供热机组等没有调节能力的电源，难以做到高峰多发电、低谷少发电。优先购电主要是居民、农业等刚性负荷，峰谷差大、负荷率低，且用电高峰与电力系统高峰基本重合，导致优先发电和优先购电曲线难以匹配。开展分时段交易后，不同时间段的电量经济价值不同，优先购电成本增加、优先发电收益下降，但双方执行的固定电价政策没有相应调整，电网企业买电与卖电成本不匹配导致不平衡资金。此外，由于优发优购电量作为市场边界，扭曲了市场中真实的供需关系，影响市场发现价格信号的作用，带来了双轨制衔接的矛盾。

解决双轨制衔接问题可以通过将优先发电和优先用电主体的计划优先权转化为市场中的政府授权合约，通过差价合约形式锁定相关主体的收益，同时由于相关主体被推入市场，在市场价格信号下，优发与优购用户的补贴金额也可清晰计算出来，将暗补变为明补。

市场边界问题

市场边界应包含两部分，一部分是网络架构形成的物理约束，一部分是当前体制机制建设逐步推进过程中为确保市场平稳过渡不宜过早放开或避免违反经济规律所制定的人为约束。两者需要充分考虑，与市场目标相结合。

在物理约束方面，随着市场交易颗粒度的进一步缩小，交易结果越来越贴近真实用电供需情况，在交易频次上升的同时，电力调度机构的安全校核无法高频次同步开展。为确保交易结果的可行性，可将安全校核前置，通过电力调度管理机构给出的预校核标准开展交易，并以一定的周期对交易结果进行安全校核，即可在保证交易连续性的前提下，维持交易结果的可靠性。

在人为约束方面，需要考虑的因素较多。由于中长期连续运营的主要目的仍没有离开“电改9号文”的核心精神——通过市场竞争，由价格配置资源，因此，市场规模和市场主体首先需要考虑。其涉及到一个核心问题即充分竞争的市场才能达到价格配置资源的目的，如果大量主体仍处于计划体制的保护下，成本不清、补贴不明，市场形成的价格仍会偏离其应有的水平，建议推动所有类型的电力主体进入市场，将其特殊属性保障收益后进行剥离，如确保电网安稳运行的最低容量和低碳属性等，将单纯供能部分的电量引入市场参与竞争。此外，还应考虑价格形成机制，重点理顺零售侧价格形成机制，将分时段价格信号传导至零售侧，只有零售侧承担分时段价格信号，才能形成完整闭环，将电力系统运行的调峰矛盾暴露在每个市场主体面前，引导削峰填谷。

电力中长期市场连续运营是电力市场由中长期交易过渡到“中长期+现货”模式的关键一步，做好中长期分时段连续运营，可以培育市场主体良好的风险管理意识，为更好地适应下一阶段更为复杂的现货市场环境打下坚实基础。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）2021年第7期，作者单位：四川能投电能有限公司