电力市场的现货，即所谓的实时市场，不能被设计成期货“剩余”部分的供需平衡市场。
中长期“带曲线”是荒谬的，风电企业绝对不能接受这种条件，因为办不到，且没必要。
电力市场设计专家威廉·霍根（William W. Hogan）教授曾说过：“半个小时在电学尺度上是很长的时间，但在人类尺度上是很短的时间。” 1 这凸显了电力系统供需变化快速的性质。
然而，正因为这种快速，人们对电力部门很多现象的理解，往往并不像其他缓慢变化的部门那么直观，从而产生一种感觉或错觉，认为电力部门的逻辑与其他常规部门不同。
实际情况是，电力系统有其特殊性，这主要来自于电力难以存储，必须实时平衡。同时，电力对于消费者是高度均一的，不必使需求方与消费者一一对应，只需保持总体（一定空间范围内）平衡。总体实时平衡是电力系统的突出特点。
在本期专栏中，笔者将讨论生产者与消费者如何通过现货与期货组合满足最终需求。结合我国电力部门产业链中的两种产品⸺煤炭与电力，分析目前市场机制与管制规定中蕴藏的系统性风险，以及风电行业与运营企业如何避免成为受害者的初步思路。
一般商品需求如何满足？
我国电力部门依然维持高达60%以上的煤炭发电比重。接近12亿千瓦装机的煤电每年消耗超过20亿吨煤炭，而燃料成本通常占到平均发电成本的75%以上，甚至达到90%。可以想象，如果将分布于全国的1000多座煤电厂称为“印钞机”，那么它们所用的“纸张”是多么昂贵，以及它们对“纸张”成本的变化有多么敏感。
然而，“印钞机”肯定也是赚钱的。因此，买不到煤炭的短缺情况，类似于新冠疫情期间买不到口罩与消毒液，是需要竭力避免的。考虑到缺少燃料可能造成的一系列后果，对于大部分微观个体而言，确保煤炭供应数量甚至比获得一个满意的燃料价格更重要。
显然，这些电厂都需要尽量提前锁定燃料的价格和数量。目前的体制与监管安排是通过提前一年的煤炭订货会，作为一种远期期货合同，煤炭供应商和电力用户双方签订确定价格和数量的供货合同。
合同签署后可能会出现两种情况：一种是买多了，用不了，需要存起来。固体燃料存储方便，至少在一定时间内可以保存；实在不行，可以陆续转手卖给其他煤炭消费者。另一种是买少了，此时可以通过现货市场进行采购，价格随行就市，安排大卡车拉货是可行的解决方案。
以上是大部分商品需求满足的形态。
电力市场能够如此运作吗？
上述方式可以用另一种描述：期货是一个提前预定的市场，以便锁定数量和价格；现货是一个“剩余需求”主导的市场（residual market）。通过期货+现货的组合，发电厂商实现了最终燃料需求的满足。
这种方式如果应用到电力产品市场，行得通吗？
比如，一个电力用户提前买少了，那么在现货再额外买一点，这是可行的。问题是，如果他/她买多了，其最终实现的需求（realised demand）并没有那么多呢？显然，存储起来并不是一个选项。
如果用户比较“心大”，他/她琢磨着装作什么都没有发生。那么，如果市场的其他参与者都严格按照预期履行各自的承诺（生产者兑现生产合同数量，消费者兑现消费合同数量），整个系统的有功功率将因为他/她的偏差而失去平衡，这往往意味着电能质量的下降，甚至可能引发更严重的事故，乃至电网崩溃。
他/她能够在现货市场上将多余的电量卖出去吗？从用户瞬间转为生产者？如前所述，若其他人都实现了自身的承诺，那么“偏差”市场⸺现货将没有任何其他需求者。这种可能性是存在的，他/她将无法将多余的电量卖出去，找不到交易对手。
由此得出的结论是，电力市场的现货，即所谓的实时市场，不能被设计成期货“剩余”部分的供需平衡市场。因为电力系统需要实时平衡机制（realtime balance mechanism）。如果要用市场作为协调机制来实现总体物理平衡，实时市场必须是关于总体而非某个局部的需求与供给。
有人或许会说，别吓唬我！目前的市场体系就是逐步分割的“剩余”市场，不是运作良好吗？
是的，我国目前的电力整体体系是逐步分割的“剩余”市场模式。年度合同拿走了80%以上的电量，由政府定价，并且需要提前一年“带曲线”⸺建立具体出力水平的高分辨率分布，如小时级的承诺。这是分割市场的最关键一招。再从月度、周到日前逐步解决剩下的需求与供给。各地的现货市场试点总交易电量不超过总用电量的5%。这与煤炭市场的需求满足方式并无二致，两者在“机制”上可以充分映射。
因此，可以这样理解我国现货市场试点的价格及其变化，它们的价格并不反映接近实时的（总体）电力供给与需求形势，而反映的是1年前的预期与实际发/用电的差别状态。如果映射到标准市场体系（如图1） 注2 ，的确存在一部分不影响市场价格形成的自调度（self-scheduled）用户与发电商。它们随行就市，接受市场供需博弈形成的价格。在我国的模式中，随行就市中的参照系是国家发展改革委事先确定的价格，而不是接近实时的现货价格。
是的，目前这种方式的确没有出现“卖不出去”导致的不平衡情况，进而引发系统物理安全稳定问题。但这并不意味着此种方式没有问题，而是因为系统中存在其他额外因素避免了发生极端情况，包括：
（1）系统的调度往往并不严格受市场出清结果的影响，它们仍旧可以在接近实时的时候指挥大部分机组。
（2）总体上，由于大用户用电的波动不大，80%的提前购买量，接近但并不会触及100%的总需求，仍有继续买电的必要。
（3）其他需要结合特定案例才能证实的因素。
然而，这种安排的显性症状是存在的，特别包括负电价的反复出现。在我国煤炭发电比重仍高达60%以上的电力体系中，无论是山东、山西，还是浙江，都频繁出现过匪夷所思的负电价，甚至长达十几个小时。过剩“超买”无处可去可能是主要原因。这些市场有的依然在宣称做的正是“现货全电量优化” 3 。它们需要用上网公开的算法文件、机组出力组合数据、交易量分布等充分证明自己。
对风电业主规避风险的启示
通过以上分析，有三个元认知是明确的：
（1）对于电力“剩余”市场模式，从性质上来看，其意味着现货价格波动不是一般正常的大。在我国，如果“进入市场”指的是这种市场，其中的风险不亚于赌博。
（2）考虑到更广泛的政治、经济因素，我国越接近实时的市场，价格越低，应该是一个最大的可能。（当然，聪明的读者大概会反问：给定现货会更便宜，那么用户为何要签订长期合同？）面对这种情况，发电商签约中长期合同是一个基于目前市场“设计”的理性选择。
（3）当然，中长期“带曲线”是荒谬的，风电企业绝对不能接受这种条件。因为办不到，从系统整体平衡的必要性角度来说，也是没必要的。
以上的认知，随着各种市场设计的进展与变化，可能会发生改变，变得不再有效，或者不再相关。有市场偏好（pro-market）的学者从其他视角讨论过这个问题 4 。希望我们能尽快在新的专栏中更新看法，助力结构、边界与规则最为清晰的电力商品市场的构建。
注释：
1: https://scholar.harvard.edu/whogan/papers
2: 来源：https://www.greentechmedia.com/articles/read/how-electricity-gets-bought-and-sold-in-california
3: http://m.news.cn/sx/2022-04/11/c_1128548004.htm，
4：https://m.bjx.com.cn/mnews/20231208/1348629.shtml
来源：《风能》杂志， 文：张树伟
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