“无现货不市场”是市场经济的基本原理，但目前我国的电力市场对电力现货和电力现货交易存在认识上的误区，在一定程度上影响了电力市场健康发展。为此，应根据电力市场的特殊性，找出原因并走出误区，这对进一步推动我国电力市场化改革非常必要。

首先了解一下什么是“电力现货交易”。

电力现货交易（spot trading）是指相对实时运行提前一天即24小时以内进行的电力交易。现货交易一般通过竞价方式确定电能交易的数量和价格。现货交易包括日前交易、日内交易和实时交易等。电力现货交易的主要目的是为了平衡合同交易与实际负荷之间的偏差，以及提高电力市场的竞争效率。

远期交易市场

远期交易市场（forward market）是指进行远期合同交易的金融市场，其中远期合同是指在确定的未来某一时期，按照确定的价格和方式买卖一定数量的某种资产的合同。合同中约定的价格称为协议价格。

中长期市场

中长期市场（medium and long term market）主要开展年以上、年、季、月、周等日以上电能交易。中长期市场采用的交易组织方式主要包括双边交易、集中竞价交易、挂牌交易，按交付方式分为物理交易和金融交易，交易的标的物包括电力和电量两种，成交的商品最终通过合同的形式予以约定。

差价合约

差价合约（contract for difference）是指为避免市场价格波动引起过大的金融风险，交易双方以事先确定的合约价格与合约交割时的现货价格之差为基础签订的一种金融合约。电力差价合约的主要参数是带时标的电量和带时标的电价，按协议构成形式可分为授权差价合约和双边差价合约；按合约结构可分为单向差价合约和双向差价合约。

固定成本、变动成本和边际成本

固定成本（fixed cost）又称不变成本，是指短期内不随着产量的变动而变动的那部分费用支出，是与变动成本相对的概念。固定成本一般包括厂房及其设备折旧费（或租金）、管理费用、管理人员工资等。在一定时期内这些费用一般是不变的。

变动成本（variable cost），又称可变成本，是指在短期内，可以随着产量的变动而变动的费用支出，是与固定成本相对的概念。变动成本一般包括原材料、燃料和动力的费用、生产工人的工资等。

边际成本（marginal cost）是指增加最后一单位产量所引起的总成本的增加，或者说，由一单位产量的变动所引起的总成本的变动额。边际成本等于总成本曲线相应点的切线斜率。在短期内，边际成本等于边际可变成本，与固定成本无关。

电力商品的特殊性决定现货的特殊性

与普通商品相比，电力商品至少在五个方面表现出明显的特殊性：看不见摸不着；不能大量储存；生产与消费同时完成；依靠专有的输电网络以光速“运输”；需要通过调度中心执行交易结果。

现货就是已经生产出来的、可以“一手交钱一手交货”的商品。如果硬要用这个标准来衡量的话，除蓄电池外，电力商品没有“现货”。因此，人们只能根据电力商品的特殊性对其进行专门定义。

在电力市场中，用户选购电力商品的前提是，电力生产商拥有的电厂已建成并接入电网，具备发电条件。实际上，此时的电厂相当于一个“产品库”，存放着拟出售的电力商品。不同类型电厂生产的商品有明显的“品质”差异，如“生产原料”的碳含量不同、生产成本不同、不同时间段的产量不同、输送的距离不同（这些差异与电能在物理功能上的同质化并不矛盾），用户可根据需求购买不同厂家的商品。显然，这种可供消费者挑选的电力商品就是电力市场的现货。

因此，电力现货的定义可以这样表述：已建成并接入电网、具备发电条件的电厂，其可预期的供给用户的电力电量（电能）。

市场需要较充足的现货做支撑。如果一个国家普遍缺电，大量电厂处于建设或规划中，表明该国建设电力市场的基本条件还不具备。我国的电力市场化改革选在电力供给总体略大于需求时启动和进行，实际上就是对“无现货不市场”的原理及电力现货定义的认可。

不可否认，像光伏发电、风电、水电等发电场站，无论全年还是某个特定时间段的可预期发电量均存在一定不确定性，这正是电力商品特殊性的表现，这除了增加用户购买方式的复杂性外，并不会颠覆电力现货的定义。随着气象预测技术水平的不断提高和发电站运营经验的积累，这种不确定性会越来越小。

电力中长期交易也是现货交易

“电力中长期交易也是现货交易”的观点是由华南理工大学教授陈皓勇在2018年撰写的《电力市场设计与运营中的几个关键概念》一文中提出的，其主要理由是：

任何一种电能交易都有3个关键时间点：交易发生时间、交割开始时间和交割结束时间。尽管各种交易从达成到交割开始的时间及交割的持续时间不尽相同，但最终都会反映在电网调度中心的执行方案上，不存在交易与交割同时发生的情况，因此没有本质区别，都属于现货交易。

电能从长期、中期到短期、超短期（实时）的交易，实际上是对最后交割方案（调度计划）的滚动修正。调度计划方案不可能全都在日前或日内通过现货交易形成。为有利于调度方案安排和执行，确保电网安全运行，相关部门会鼓励供需双方尽早开展交易，并向调度中心提供带曲线的交易结果。

现货价格一般通过经济调度模型计算得出，反映的是边际机组的边际成本，并不包括长期发电容量投资的经济信号。依靠目前界定的现货交易市场发现价格并引导投资，理论上缺乏依据，实践中也难以兑现。

电能中长期交易具有管控财务风险的功能，更重要的是，通过中长期交易可以提前做好发用电计划，确保电力系统以较优化的方案运行。在一个稳定健康的电力市场中，中长期交易不可缺少，国外电力市场的长期实践也表明，该环节的交易量比现货交易大得多。

华北电力大学刘敦楠教授也认为，电力中长期交易本质上属于现货交易，即“远期现货交易”，人们常说的“现货交易”，实际上是“即期现货交易”。电力中长期交易的对象是实物而非合约，因此不是期货交易。电力中长期交易提供的价格信号可以引导电源规划和投资。

电力系统是世界上人工创造的最复杂的系统，依赖于这个系统建立起来的电力市场，必须在电力技术规律和市场经济规律的“交集”中运行，是世界上最复杂的市场，因此电力现货交易的内涵要从多个维度思考和把握。

现货和现货交易不是一个概念，但密切相关，没有现货就没有现货交易。可以说，凡是对已建成并具备发电条件的电厂的可预期上网电力电量进行交易，无论年度、月度、周内还是日前、日内交易，均是现货交易。

目前的电力现货交易概念有误

所有的电力交易都是电力商品生产前的交易，所谓的实时交易也需要提前进行，不可能做到交易与交割同时完成，而将日前、日内和实时交易都认定为现货交易，依据的显然是交易与交割的间隔时长。与中长期交易相比，这三种交易各自距交割的时间都很短，但若它们之间比较的话，差距相当大。如果实时交易与交割的间隔时长按1小时计，那么日前交易的间隔时长是其24倍，这无疑给电力市场建设的理论和实践带来困惑：

既然现货交易的范围可以扩大到日前，能否扩大到一周内甚至一月内？有资料显示，英国的电力现货交易就延伸到交割前一周，我国的电力市场是否也应该这样？如果承认中长期交易属于现货交易，却又明确规定现货交易只包括日前、日内和实时交易，且将中长期交易与现货交易作为对应概念并列，岂不矛盾？

这些困惑和矛盾主要由于相关人员对电力市场的特殊性缺乏深刻认识，不恰当、随意化地使用电力现货交易的概念所致。为推动电力市场向更高水平发展，有必要规范相关概念：

应明确中长期交易也是现货交易，不再使用只包含日前、日内和实时交易的“电力现货交易”“电力现货市场”等概念；电力交易可分别称为长期、中期、短期、超短期交易，各自与年和多年、月和季、日前和周、实时（日内）交易相对应；原来的日内交易和实时交易都是对日前形成的发用电方案（调度执行计划）进行的微调，两者功能基本一致，其实，日内交易不仅包含实时交易，其本身也是实时交易，应统一称为“实时交易”，更符合电力市场（电力系统）的特性。

同时，应对部分提法进行必要修正。如“以中长期交易为主，现货交易为补充”宜改为“以中长期交易为主，短期和实时交易为补充”；“电力现货市场建设试点”宜改为“电力短期和实时交易市场建设试点”等。

电力市场化改革是一项万众瞩目的事业，电力市场建设也是一门新兴的跨学科专业，应发扬勇于创新的学术精神，严肃、严谨使用每一个专业概念。

电力市场应更新逻辑起点、基本思路

不同时间尺度的电力交易有不同的定位和功能，它们互相配合、有序协调，共同构成一个完整的现货市场体系，有效发挥保障电网安全运行、提供完整价格信号、优化配置资源等作用。

电力市场建设的逻辑起点既不能放在中长期交易上，也不能放在短期或超短期交易上，而要置于整个现货交易体系上。现货交易的重要性不容怀疑，但按目前的界定，难免会导致人们片面强调甚至夸大日前、日内和实时交易的作用，而忽视中长期交易的意义，以至于电力市场建设的实践出现偏离，甚至出现不顾实际情况而盲目追求现货交易并将简单问题复杂化的倾向。

我国电力市场建设应根据电力现货和现货交易的科学定义，从新的逻辑起点出发，逐步建立起符合国情的“以中长期（年度和月度）交易为基础、短期（周内或日前）交易为主导、超短期（日内即实时）交易为补充”的交易格局和市场化平衡机制。

电力市场建设难以一蹴而就，需要经历一个从“以中长期交易为主”到“以中长期交易为基础”的较长时间的逐步提升过程。由于全面开展短期和超短期（实时）交易的条件还不具备（如尚没有建立起与之相适应的调度体制机制），同时基于对现货交易的重新认识，“十四五”期间，电力市场应在2020年新版《电力中长期交易基本规则》的指导下，进一步完善中长期交易，认真组织开展分时段带曲线、月内多日、滚动撮合等交易，细化颗粒度，充分发挥中长期交易的作用，不断总结和积累经验，为推动电力市场尽快走向成熟和构建更理想的交易格局打好基础。

文章来源： 山西复兴能源研究院， 浙江协鑫售电