在电力现货市场体系中，为了规避现货价格波动风险，必须建立与之配套的中长期交易机制。标准电力市场设计中，通常是利用差价合同+FTR来锁定中长期电能量价格与输电节点价差。在国内当前的电力现货市场建设时，FTR在试点过渡阶段一时间难以马上建立，通常只会通过中长期交易锁定电能量价格。

      如果采用的是双边或者摘挂牌式的交易方式，在合同交割点预先规定的情况下，虽然节点价差风险始终存在，但通过中长期交易还是可以在一定程度上帮助市场成员管理好电能量价格风险，并且成交价格与现货价格之间也没有太大的不协调。

但如果中长期交易采用的是无约束集中竞价机制（本文不打算区分价差与绝对竞价模式，仅以绝对价格竞价作为分析对象），假设结算参考点选择负荷侧的统一结算点，此时还是存在一些需要进一步分析的冲突之处。

      假设不考虑博弈行为，市场成员均基于自身的边际成本进行报价，并且在存在输电约束的网络中，由于现货市场上总是存在阻塞导致的节点价差的，并且现货结算时这些阻塞费用是要由发电方来负担的，因此在中长期交易的时候，他们需要计及节点价差（阻塞费用）进行报价。在中长期市场集中出清时，由边际机组决定中长期市场的出清价格。这时必然存在以下两种情况：

      一是边际机组的报价中的价差分量是最高的，那么其他中标机组将获得一部分额外收益，即边际机组价差分量减轻其他机组价差分量之差。

      二是边际机组的报价中的价差分量不是最高的，那么对于价差分量更高的其他中标机组，它们得到的补偿是不足的，结算时将不得不从发电剩余中拿出一部分补贴这一补偿不足，从而导致发电容量补偿不足。

      过补偿的机组所在地区容易吸引更大的容量投资，而欠补偿的机组所在地区会导致容量不足。

      如果变换一下出清机制，要求报价里单列价差分量，然后仅对剩余的电能量分量出清，这是不是会更容易接受一些呢？由于出清方法发生变化，此时的中标结果与按综合报价出清的肯定不一样，那些阻塞严重（节点价差高）的地区中标量将增加，远期交易将是鼓励阻塞发生的，将给现货市场约束调度带来压力，并且也容易恶化中长期交易与现货交易的偏差。

      即使不考虑价差分量的影响，无约束统一出清与有约束LMP出清之间本身也存在冲突。在电网存在输电约束时，相比有约束出清，无约束出清导致低价地区的机组多中标，高价地区的机组少中标，从而加大现货市场的阻塞重调度压力，增加市场博弈风险。至于购电方支出的购电支出究竟是有约束高、还是无约束时高，则不一定。

      如若阻塞费用与阻塞剩余的结算在不是基于节点价差，而是按照其他结算公式，则有可能引起进一步的扭曲。总之，中长期交易与现货交易的交易方式可以不一样，但是出清或定价机理应当具有内在逻辑一致性，在LMP机制下，应当均是采用基于安全约束的经济调度+节点边际定价。任何内在定价与返还机制的不一致，都将对市场的平稳运行造成影响，对市场成员的利益带来损益，对资源的优化分配形成扭曲。

来源: 天秤宫  作者:童虎   转载于北极星储能网