中长期合同的阻塞费用是什么 | 参与设计者解读（四）

电力18讯：

赖晓文

清华大学电机系博士后、北京清能互联科技有限公司CTO

 

前三期文章分别介绍了南方（以广东起步）电力现货市场规则体系、中长期交易和节点电价。本期文章在中长期交易和节点电价解读的基础上，进一步探讨中长期合同结算中的“阻塞费用”相关问题，帮助市场主体（尤其是发电企业）深入理解中长期合同的结算原理，探究中长期合同如何锁定风险，从而在中长期交易市场中合理制定交易策略。

 

 

中长期合同“阻塞费用”的来源

日前市场和中长期差价合同的结算有两种方式：

 

方式一：“日前全电量结算＋中长期差价结算”

总结算电费＝日前全电量结算电费＋中长期差价结算电费＝日前中标量×所在节点电价＋合同电量×（合同价格－结算参考点电价）

 

方式二：“中长期合同结算＋日前偏差电量结算”

总结算电费＝中长期合同电量电费＋中长期合同阻塞费用＋日前偏差电量电费＝合同电量×合同价格＋合同电量×（所在节点电价－结算参考点电价）＋（日前中标量－合同电量）×所在节点电价

 

根据以上公式可以发现，这两种结算方式是完全等效的，有兴趣的读者可以推导或做简单的算例验证。广东电力市场结算实施细则中，采用“日前全电量结算＋中长期差价结算”模式，并且规定所有中长期合同的结算参考点均选取为全市场统一结算点（即以全市场加权平均综合电价作为差价结算的依据）。这种做法对发用两侧市场主体的影响我们稍后分析，首先探讨一下“中长期合同阻塞费用”这个分量的物理意义。在方式二中：

 

中长期合同阻塞费用＝合同电量×（所在节点电价－结算参考点电价）

 

受网络阻塞影响，现货市场中各节点电价存在一定差异，即电能在不同节点处具有不同的价值。两个节点的电价之差代表两处电能的空间价值之差，称为节点之间的阻塞费用。阻塞费用的本质来源是低价电能因网络受限不能完全满足负荷需求，调用高价电能替代发电而产生的额外成本。以下用一个简单的算例说明阻塞费用的产生过程。

图示系统中，发电机组G1与负荷L1在某小时签订了中长期合同，合同电量200MWh，合同价格为400元/MWh，结算参考点为负荷节点B。现货市场中，由于线路传输容量约束，G1只能发出100MW，G2发出100MW，负荷用电与中长期合同购买电量相同，均为200MW。在上述方式二的结算公式下，假如不考虑中长期合同的阻塞费用，则：

 

G1收益＝200×400＋（100－200）×400＝4万元

G2收益＝100×500＝5万元

L1支出＝200×400＋（200－200）×500＝8万元

 

可见，负荷L1的电费支出并不能覆盖G1和G2的电费收入，市场结算存在亏空。实际上，由于合同的结算参考点在节点B，发电机组G1应额外付出合同电量从节点A到节点B的阻塞费用，即：

 

G1中长期合同阻塞费用收入＝200×（400－500）＝-2万元（即阻塞费用支出2万元）

 

考虑中长期合同的阻塞费用后，市场总收入为10万元、总支出为9万元，剩余1万元是由于阻塞产生的阻塞盈余，金额等于线路传输量乘以两端节点电价之差，即为100×（500－400）＝1万元。

 

由上述算例可见，市场结算必须考虑中长期合同的阻塞费用。实际上，在节点电价体系下，电能的空间价值差异是客观存在的，不会因发电机组签订中长期合同与否而发生变化。中长期合同规定的结算参考点实际上是发用双方在中长期交易阶段相互确认电能价值的一个空间基准，电能在现货阶段从发电方所在节点向结算参考点转移过程中，可能需要额外付出或者获得电能空间价值之差，此即中长期合同的阻塞费用（可能为支出，也可能为收益）。上述两种结算方式，只是将相同的“阻塞费用”放到了不同的计算项中，其本质和计算结果是完全一致的。

 

中长期合同交易可类比为发电方将电能运输到结算参考点（交割节点）交付给用电方。如果将电能的空间价值比作势能，从势能低点向势能高点运输电能，需要克服势能差，额外付出阻塞费用；反过来从势能高点向势能低点运输电能，则可将势能差转化为额外的阻塞收益。

 

 

中长期合同是否能够锁定“风险”

电力现货市场的价格波动“风险”实际上分为两个部分——“电能价格波动风险”和“阻塞费用波动风险”，两者分别对应现货市场中平均供求关系的不确定性和网络阻塞状况的不确定性。中长期合同价格锁定的是远期的电能价格，能够规避现货电能价格波动风险；然而，如果市场主体自身所在的现货结算点与中长期合同的结算参考点不一致，则需承担阻塞费用风险。

 

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用户侧市场主体

市场初期，用户侧市场主体在现货市场中以全市场统一结算点电价结算，与中长期合同的结算参考点一致，其日前市场结算公式可简化为：

 

总结算电费＝中长期合同电量电费＋日前偏差电量电费＝合同电量×合同价格＋（日前中标量－合同电量）×全市场统一结算点电价

 

可见，对用户侧而言，中长期合同电量锁定为合同价格，日前中标量与合同电量之间的偏差才按照现货价格结算。因此，中长期合同起到了完全锁定现货价格波动风险的作用。

 

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发电侧市场主体

发电侧市场主体在现货市场中以机组所在节点电价结算，其结算公式中，“中长期合同电量电费＝合同电量×合同价格”体现了中长期合同对电能价格波动风险的锁定作用，而 “中长期合同阻塞费用＝合同电量×（所在节点电价－结算参考点电价）”则与现货市场中机组所在节点电价和结算参考点电价之差有关，仍然存在由于网络状况的不确定性引发的阻塞费用波动风险。在当前阶段广东电力市场暂未开展金融输电权交易时，该阻塞费用波动风险尚无交易手段和工具可以“锁定”，发电企业在制定中长期交易策略时，必须充分地量化评估阻塞的可能性和程度，并依此对中长期交易价格做出判断。

 

如前所述，在节点电价体系下，电能的空间价值差异是客观存在且不确定的，由此产生的中长期合同阻塞风险一定要由发用电双方中的某一方来承担。考虑到售电公司、电力用户等用户侧市场主体对电网运行特性认识尚浅，相较而言，发电企业更加具备对电网运行状况开展量化分析的能力和经验，因此，广东电力市场中长期交易细则中，规定市场初期中长期交易合同的结算参考点统一选取为用户侧市场主体结算所在的全市场统一结算点。

 

 

发电企业的中长期合同交易策略

广东现货市场规则发布以来，一些文章将“中长期差价合同”理解为发电机组和批发用户的“对赌协议”，双方基于对现货价格的预判签订合约，待现货交割时，输方付钱，赢方收钱。基于此，认为发电企业在做中长期交易时不必考虑机组的发电成本，只需想办法预测结算参考点的现货价格，通过“对赌”获得收益。

 

上述看法并不准确。中长期交易最主要的目的是锁定价格波动风险，假如签订中长期合同时仅基于对结算参考点价格的预测，不考虑自身发电成本，中长期交易就变成了纯粹的博弈，实际上没有起到锁定风险的作用。假如结算参考点的价格预测误差较大，仍将面临较大的亏损可能。

 

正确的中长期交易策略，应当是综合考虑电能价格和阻塞费用两部分风险。根据发电成本确定合同的电能价格基准，根据对阻塞费用的预计确定合同的阻塞费用基准，将两部分相加，得到对中长期合同交易价格的合理预期。此时，发电企业能够通过中长期合同锁定电能价格波动风险，通过提高对节点电价和阻塞费用的测算准确性，尽可能降低阻塞风险。以下举无阻塞和有阻塞两个场景案例说明上述逻辑。

 

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无阻塞场景

在无阻塞的情况下，机组所在节点电价与结算参考点价格一致，阻塞费用为零。若机组发电成本为C，中长期合同电量为Q、价格为P。只需要在现货市场中将电量Q对应的容量按照发电成本C报价，即可保证机组利润不少于Q×(P-C)，分两种情况讨论：

 

（1）机组中标，以成本C发出电量Q，无论现货价格高低，均可通过中长期合同差价结算锁定收益为Q×P，最终利润为Q×(P-C)。

 

（2）机组未中标，则现货节点电价S必然小于C，此时未产生发电成本，通过中长期合同差价结算，收益为Q×(P-S)，由于S<C，因此Q×(P-S)> Q×(P-C)。

 

因此，在无阻塞的情况下，只要中长期合同价格高于自身发电成本，配合现货市场中按成本报价，可以锁定电能收益，不受现货价格波动的影响。

 

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有阻塞场景

有阻塞情况下，除依据发电成本C确定中长期合同的电能价格基准外，还应提前评估阻塞费用波动的风险。假定预计机组所在节点与结算参考点的价差为D（机组节点电价高于结算参考点时D>0），则应确保中长期合同价格高于C-D。在现货市场中将电量Q对应的容量按照发电成本C报价，机组的预期利润为Q×(P-C+D)，分两种情况讨论：

 

（1）机组中标，以成本C发出电量Q，若机组所在节点与结算参考点的实际价差为Dr，此时考虑中长期合同阻塞费用后的收益为Q×P+Q×Dr，最终利润为Q×(P-C+Dr)。与预期利润相比，最终利润的不确定性主要在于对阻塞价差D估计的准确程度。若Dr>D，则最终利润高于预期，反之则低于预期。

 

（2）机组未中标，则现货节点电价S<C，此时未产生发电成本，此时最终利润为Q×(P-S+Dr)，电能方面的收益相比机组中标发电有所扩大，阻塞风险带来的收益不确定与机组中标的情况相同，同样依赖于对价差D估计的准确程度。

 

由以上分析可知，受阻塞影响，机组所在节点电价高于结算参考点的发电企业在签订中长期合同时具有一定的价格优势，合同价格在发电成本的基础上有一定的下降空间；而节点电价低于结算参考点的发电企业则相对处于劣势，合同价格应在发电成本的基础上有所提高，才能更好地规避阻塞风险。发电企业应充分利用现货市场试运行期间获取的市场运行信息，开展深入的仿真分析，提前评估所在节点和结算参考点之间的价差程度，为即将到来的中长期差价合约交易做好准备。

 

 

相关建议

从国外电力市场实践来看，通常采用金融输电权作为对冲阻塞风险的工具。在广东电力现货市场运行初期，建议：

 

（1）发电企业应当着力提高市场仿真分析能力，对机组所在节点电价及其与全市场统一结算点之间的价差的基本状况和变化趋势做到心中有数，对价格的判断是发电企业做好中长期和现货交易决策的重要参考依据。

 

（2）市场规则设计者积极研究和探索金融输电权交易品种，尽早为市场主体提供应对阻塞的避险工具，适时放开中长期合同结算参考点限制，交由市场主体自由选择。