电力交易价格 交易方式和交易平台是电改的基本支撑

　　电力改革无疑是中国经济改革的重要一环，但直到今年3月，《关于进一步深化电力体制改革若干意见》才出台。之所以这么迟才触及电改领域，是因为垄断经营与市场竞争的激烈对撞。随着环境矛盾日益尖锐、能源日益紧张、实体经济发展对资源配置效率的需求日益加大，电力改革终归要落实，符合市场经济规律的新的电力市场终将要建立并逐步完善。纵观11月30日国家发改委、国家能源局正式公布的六大电力体制改革配套文件，简而言之，本轮电力改革的目标有三：即实现电力商品化，引入竞争、打破垄断，鼓励清洁能源和新能源的创新。要想实现这些目标，电力资源的市场化交易是根本原则，在这个根本原则下，电力交易价格、交易方式和交易平台是三个最基本的支撑。

　　此次改革方案在电价上坚持了“准许成本加合理收益”原则，这是绝大多数国家电价的定价原则，但不同的是，有些国家允许电价浮动，有些不允许，或者设置价格上限。尽管各国经济差异很大，但总的来说，限制电价或设置价格浮动限制的，都不同程度的出过问题， “2000年美国加州电荒”就是其中一例。此次电价改革方案，对此显然有充分考量，特别提出了“还原电力的商品属性”，显然是强调市场对价格的决定意义。但问题在于，通过什么样的市场来确定电价？

　　方案给出了答案，叫“以现货市场发现价格”。具体内容，方案并没说明，但不难看出是希望通过现货市场给电力定价并向电力供求双方释放价格信号的趋向。这是此次电改系列方案中第一个让我感到担忧的地方。

　　电力资源目前是一种无法储藏的商品，不可能有一般商品或者资产的库存手段。严格地说，这样的商品目前是没有现货市场可言的。比如你现在时刻要购买5斤水果，在现货市场很容易做得到，只要水果店有库存；但如果你现在就要购买5000瓦时的电，电力市场却几乎没法做到，因为没有电力库存，必须从发电企业现调，而如即期时刻发电企业正按计划发电，你的需求更无法得到满足，扩大产出，即便非常小的产出增量，即便扩大产出并不受限于实际产能，发电厂也不可能像“合上电闸就通电”那样，瞬间产出电来。从这个意义上讲，所谓电力现货市场目前本身还是个模糊的概念，而以（电力）现货市场发现价格一时是难以实现的。

　　实际上，任何现有的电力市场都是一种远期市场（计划经济时期的电力供求除外），即购买者以某个固定远期价格购入未来所需电力。而在电力供应侧，其生产计划（甚至是企业产能）也根据远期购电量来制定。这种交易方式其实就是远期合约交易，但这样的交易方式仍然存在问题。

　　从市场整体供求来看，远期交易价格由于早早确定，因此电力市场价格无法反映未来市场供求的变化。再以2000年美国加州电荒为例，远期交易并不能帮助发电机构预计到1999年夏季的高温干旱，而当高温干旱来临时，水力发电机构产能下降，根本没法满足电力市场需求，而早先定下来的价格使得用电机构又无需减少电力需求，如此，供不应求必然最终造成大规模、不定期停电。而从风险对冲的角度看，远期交易可帮助电力需求方把电价上涨的风险转嫁给供电侧，但供电机构却没有进一步对冲风险的手段，一旦风险爆发就只能坐以待毙。

　　严格地说，电力远期交易本身并没有错，错只错在合约内容及交易平台上。首先，电力远期交易不该是一种固定价格的远期交易，那样无法将市场信号传递给供求双方，也就无法在特殊情况下由市场来调整电力供求。电力远期交易应是一种类似于“敲出期权”的配额交易，即事先买入一定配额的买方有权在未来某个时期内以一个约定价格购入约定数量的电能，但条件是，一旦电能入网价格高于约定价格，则该配额作废，用电侧需重新购买配额（当然，这个配额价格也一定是上涨的）来满足电力需求。这样，电力市场的价格信号可及时反映到市场供求双方的调整中去。

　　在这个过程中，配额发起人不是发电机构，而是输电网。输电网实际上起到一个交易平台的作用，这样做的好处是发电机构也可参与配额交易（不单纯是卖方，也可以是买方），不仅以此来对冲自身风险，也可根据市场需求随时调整产能。如果当初美国加州有这样的交易平台，那些因干旱而无法满负荷发电的发电机构也不至于卖掉机器设备，转而从加州以外购买电力以满足市场需求，也不至于在旱季过后因缺乏设备仍不能满足市场需求而最终破产。

　　同样，在这样一个交易平台上，购电侧也可根据市场变化双向配额交易，将本方预期充分反映到市场配额交易价格中，并根据市场信号调整对电力的需求，客观上产生一种在电荒时期节约用电的激励机制。

　　电力改革，单靠既有电力市场远远不够，建立并完善新的电力衍生品市场，不仅是电改成功的保障，也是此轮电改无法回避和跨越的关键环节。（作者系哈尔滨商业大学金融工程研究所所长， 周洛华先生对本文提供了帮助，特在此致谢）