2021年我國電力市場由于燃煤價格大幅度上漲發生了許多重要變化，如燃煤火電機組市場交易價格浮動范圍擴大和電網企業代理購電等。其中，年度交易合同的改簽換簽是最重要的變化。年度交易合同有組織地改簽換簽雖然合情、合理，甚至合規，但是卻不符合市場精神。電力市場需求和燃煤發電機組燃煤成本或價格變化是正常的市場現象，如果市場體系和機制不能適應這種變化，應該從市場體系與機制建設上尋找原因和解決問題的辦法。

2021年10月國家發展改革委出臺《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號，以下簡稱“1439號文”）后，各地根據文件精神迅速調整電力市場交易電價，對已簽訂的年度交易合同但在10月15日還未執行的燃煤發電機組電量，要求合同各方于11月5日前本著平等協商原則按照價格政策完成合同改簽、換簽和補簽。由于年度交易合同簽訂時沒有充分估計到燃料價格大幅度上漲因素，燃煤機組年度交易合同價格明顯偏低，改簽換簽的實質是廢除2020年底雙方簽訂的還沒有執行的年度交易合同，由原來的市場主體按新的文件精神即更高的價格簽訂2021年后2個半月的電量交易合同。由于原來的年度合同交易價格一般低于基準價，而1439號文件允許燃煤發電企業在基準價的基礎上最高提高20%，因此，改簽的年度合同交易價格一般比原來的年度合同交易價格至少高出20%。對許多發電企業來說，改簽換簽可以獲得相當的經濟補償，如大唐三門峽發電公司年度交易合同改簽換簽后價格提高85.5元/兆瓦時，收入增加1.03億元。因此，2021年年度交易合同的改簽換簽在原年度交易合同的基礎上明顯維護了發電企業的利益，相應地也直接減少了售電公司或用戶的利益。雖然有關文件要求市場主體本著平等協商的原則按照價格政策完成改簽換簽工作，但很顯然按價格政策執行才是實質，平等協商只是形式。

全國范圍的2個半月的年度市場交易合同的改簽換簽涉及數千億千瓦時電量的交易價格及市場主體利益的大幅度調整，雖然這種調整合理、合情，也有1439號文件作為依據，但是，在推進電力市場改革的大背景下，這種通過行政方式對市場交易結果進行事后調整的做法在我國還是第一次，也給電力市場改革提出了許多挑戰。如果市場風險特別是系統性風險是可以事后調整的，今后市場主體交易中是否可以不考慮風險因素特別是系統性風險因素。比如，如果今年煤價在年度交易合同簽訂后出現大幅度下降，售電公司或用戶是否可以提出以降低年度合同交易價格為主要修改內容的改簽換簽要求？電力市場需求和燃料價格變化是正常的市場現象，為什么目前的中長期市場交易體系與機制不能對這種市場變化做出合理的反應？是市場體系與機制設計不合理，還是這種風險無法規避？正確回答這些問題，對我國電力市場改革有非常重要的現實意義。

2019年，國家發展和改革委員會《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號，以下簡稱1658號文）提出將當時燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。執行標桿上網電價的燃煤發電電量和參與市場交易的具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協商或場內集中競價（含掛牌交易）等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。配合當時供給側改革，為確保工商業平均電價只降不升，文件同時提出2020年暫不上浮，并明確國家發展改革委可根據情況對2020年后的浮動方式進行調控。實際執行中各省都按一定的下浮比例或以價差形式組織中長期市場交易。國家發展改革委、國家能源局在《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發改運行〔2020〕1784號，以下簡稱“1784號文”)中提出了“六簽”的要求，其中，“全簽”指年度以上中長期合同力爭簽約電量不低于前三年用電量平均值的80%，通過月度合同簽訂保障合同簽約電量不低于90%~95%。

與月度及更短周期包括現貨市場交易不同，年度市場交易對市場供需及其平衡狀況預測和假設的時間較長，面臨的不確定性因素較多，可能發生的變化幅度較大。而且更重要的是，目前我國年度交易基本上全部采用固定價格形式，市場體系沒有提供基于風險管理的年度合同交易機制。1658號文件把年度市場交易價格確定了較小的降價范圍，而1784號文把年度交易電量確定在較大的比例上，兩個文件同時作用，客觀上為年度交易合同壘起了較高的價格風險。事實上，2021年5月后，在市場需求增加和燃煤價格大幅度上漲的同時作用下，月度市場交易價格大幅度上漲，部分上漲需求還因為1658號文件規定只能轉變為上漲壓力。燃煤電廠電量的年度和月度市場交易價格甚至低于燃煤成本，運營資金短缺，抑制了燃煤電廠發電積極性，對燃煤發電企業正常生產產生了嚴重影響，并在9月前后引發了全國性的用電緊張甚至有序用電現象。10月，1439號文通過對市場交易價格變化方向和范圍的調整等措施，集中解決燃煤電廠因燃煤價格上漲出現的嚴重虧損問題，維護燃煤發電企業的正常生產經營秩序。僅僅從文件看，我們看到了取消工商業用戶目錄電價，工商業用戶要求全部進市場，暫時沒有進入市場的工商業用戶由電網企業按月度市場價格代購等，以上重要的市場改革措施其實都服從于解決燃煤電廠虧損這個中心問題，比如工商業用戶全部進市場和電網企業代購是因為需要有更多的用戶或電量分擔燃煤電廠上漲的成本。文件發布后立即執行，甚至已經簽訂的年度交易合同也要按新的政策調整后執行也是這個原因。

進一步分析年度交易合同價格風險產生的過程，兩個原因至關重要，第一是燃煤成本變化的市場化機制設計不合理。1658號文件明確提出用“基準價+上下浮動”價格機制取代原來的標桿電價加煤電聯動價格機制，在基準價按標桿電價確定的情況下，相當于煤電聯動引起的價格變化只能在標桿電價的[-15%，+10%]的范圍內變化。在燃煤價格市場化，理論上變化范圍不受限制的前提下，這個范圍顯然缺乏客觀性和科學性；沒有客觀依據，用確定的變化范圍界定一個不確定的變化在方法上也不成立。第二，年度交易合同的價格風險由于“全簽”又進一步放大。在年度交易價格范圍事先確定的前提下，80%以上的年度交易電量比例要求又通過“體量效應”進一步埋下了風險隱患。事實上，如果年度交易電量比例較低，更多的月度交易電量可以通過月度交易價格或者現貨市場價格反映燃煤發電機組的成本變化，可以按10%的價格上限交易，相對減少燃煤價格大幅度上漲產生的損失。

簡單地分析有關政策對電力市場年度交易合同改簽換簽的影響可能只會產生政策的更替，并不能促進電力市場深化改革。筆者認為，2021年電力市場中燃煤價格變化引發的年度交易合同改簽換簽客觀地反映了目前我國電力市場建設中風險管理體系與機制缺失的問題。

首先，對市場交易合同改簽換簽的性質認識不清。電力市場經濟是法治經濟，年度市場交易合同是市場主體簽訂的具有法律效力的經濟合同。改簽換簽年度交易合同的核心是提高原合同中的交易價格，彌補燃煤發電企業因燃煤價格上漲所造成的損失。如果2021年發電企業利益受損可以通過事后改簽換簽合同進行調整，市場主體討價還價確定年度交易合同就沒有意義。如果市場主體不追求利益最大化，電力市場也就缺乏微觀機制，福利最大化或成本最小化等用于市場出清的目標函數就不存在。進一步分析，如果今年或以后售電公司（用戶）利益受損是否也應該通過重簽合同進行平衡調整。許多省份公開發文組織年度交易合同改簽換簽，充分說明了這個問題及其嚴重程度。國家有關部門在《關于做好2022年能源中長期合同簽訂履約工作的通知》〔發改電( 2021) 365 號〕中雖然相比于上年文件在文件名上強調了“履約”兩字，但是，在文件內容中對年度交易價格風險及可能存在的改簽換簽問題沒有提出針對性的措施，說明“改簽換簽”不僅公開化，而且正常化。

其次，電力市場價格風險應該通過市場體系與機制解決。政府在電力市場風險管理中的重要作用是為市場主體風險管理提供市場體系和機制，而不是直接管控風險和解決風險。政府直接管控市場主體風險的做法屬于傳統經營體制，與電力市場格格不入。9號文發布以來，我國電力市場交易電量規模逐年迅速增大，但市場交易價格水平始終在政府政策規定下，由市場主體通過多種交易模式和方式產生。這種風險管理體制使得市場主體主要是發電企業把市場交易價格降低當做政策性讓利，把企業由此產生的虧損當作政策性虧損。市場主體并沒有因為市場競爭產生壓力和動力，主動開展成本節約，通過技術創新消化降價的損失，而是簡單而直接地讓利，發電企業采用價差模式直接讓利給售電公司，售電公司再采用價差模式直接讓利給用戶。有關電力市場改革紅利的計算只考慮用戶減少的電費支出，不考慮發電企業的讓利損失；計算結果看起來很可觀，但是，方法上根本不對，結果帶有很大的欺騙性。因此，政府必須轉變觀念，建立健全市場化的風險管理體系與機制，比如建立合同交易市場，期貨期權市場，差價合同制度甚至價格保險制度等，讓市場主體自我管理和控制市場價格風險。相對而言，目前我國電力市場通過信用評價與履約保證金或保函制度等市場體系與制度，可較好地解決市場主體之間的交易結算風險。我們應該總結這方面的經驗，在電力市場建設中通過市場體系與機制建設解決價格風險問題，年度交易合同的改簽換簽不是市場化的解決辦法。