近期，甘肅省發展改革委發布對《優化新能源發電企業參與省內電力中長期交易有關工作》的復函。復函要求：甘肅省電力市場管理委員會督促參與市場的新能源發電企業嚴格落實中長期合同簽訂任務，確保完成90%省內消納市場化新能源電量必須簽訂中長期合同的既定目標。未達到規定比例且發用雙方未成交的電量，由甘肅省電力公司統一調度安排，甘肅電力交易中心組織隨機匹配成交，經安全校核后，連同交易公告、交易承諾書一并形成交易合同。對于發用兩側未自主達成交易的電量電價，依年度補充交易成交均價下浮20%予以結算。

2022年5月24日，甘肅電力交易中心發布2022年省內電力用戶與發電企業年度補充交易公告，公告明確：新能源發電企業6—12月參與省內年度補充交易的剩余空間，由甘肅省電力公司調度中心平衡;用電側參與范圍及6—12月增量用電需求，具體根據2022年中長期簽約情況綜合核定。年度交易中，帶補貼新能源發電企業平段申報價格不超過甘肅新能源企業補貼基價307.8元/兆瓦時。高峰時段價格為平段的150%—160%，低谷價格不高于平段的50%。

自電力市場化改革啟動以來，電力中長期交易的模式以及如何與現貨交易銜接，是事關行業主體利益和電力市場運行的重要問題。新能源電量被強制簽訂90%省內中長期合同重新點燃了業內對中長期交易的關注。

寧愿在現貨市場“裸奔”

2021年底，甘肅省電力交易中心發布的2022年省內電力中長期交易年度雙邊協商交易公告中，并未明確90%的強制交易量，僅要求市場主體按10個電量時間段分別申報電量，按峰段、平段和谷段3個電價時段申報價格。

其中，帶補貼的新能源發電企業平段價格不超過甘肅新能源企業補貼基價307.8元/兆瓦時，即當地燃煤發電基準價格，不參照基準價上浮。

在發布交易公告之前，2022年2月18日，甘肅省交易中心發布的直接交易3月集中競價交易公告中提到，帶補貼參與市場交易的風電、光電企業交易價格以2021年成交均價(111元/兆瓦時、114元/兆瓦時)為參考，各時段交易價格在此基礎上上、下浮動不超過20%。平價風電、光電參照燃煤發電市場交易上網電價機制執行。該“價格帽”僅為燃煤發電基準價的1/3，目前已不再執行。

據eo了解，2021年現貨市場結算試運行期間，甘肅現貨價格由5月的274元/兆瓦時攀升至12月的512元/兆瓦時，度電均價達到413元/兆瓦時，較燃煤基準價上漲34.18%。

甘肅一位資深電力從業者透露，2022年1—3月，甘肅現貨市場日前出清價格均在300元/兆瓦時以上，甘肅各發電集團新能源最終結算價格則在210元/兆瓦時-300元/兆瓦時之間。“在現貨市場中‘裸奔’的新能源企業收益可觀。”

2022年2月起，甘肅現貨市場結算電價上下限由40元/兆瓦時至800元/兆瓦時調整為40元/兆瓦時至650元/兆瓦時。有業內人士推測，在甘肅新能源傾向于參與現貨市場而非簽訂中長期合同后，價格同比大幅提升進而造成用戶用電價格上漲，可能是規則強制簽訂90%電力中長期合同的重要因素。

“按照規則，發用雙方如果沒有自主達成交易，將較年度交易均價下浮20%結算，部分用戶‘待價而沽’，要求新能源度電再降2分錢。”前述從業者說。

省內與省間“互斥”

早在2016年底，國家發展改革委、國家能源局就聯合印發了《電力中長期交易基本規則(暫行)》，多次強調“鼓勵帶電力曲線的中長期交易”。

長期以來，電力中長期交易被視為市場的“壓艙石”，但受供需形勢變化、一次能源價格波動、新能源出力預測較難等因素影響，市場主體對較長周期的電力交易謹慎度明顯提高。這種現象不僅發生在省內市場，同樣體現在省間交易中。

北京電力交易中心董事長史連軍此前在中國電力企業聯合會2022年經濟形勢與電力發展分析預測會上透露，2021年，各類型發電企業參與省間年度交易報價1.13萬次，較2020年減少510次，年度交易報價成交比最低，僅41.08%，購售雙方對短期、靈活交易需求大幅增長。2022年省間年度交易組織中，西北、東北外送省大幅調減網對網送電規模，省間中長期交易無法足量簽約。

國家能源局近日發布了《關于2021年可再生能源電力消納責任權重完成情況的通報》，甘肅總量消納責任權重實際值為46.9%，最低目標值為49.5%，相差2.6個百分點;非水消納責任權重為18.9%，最低目標值為18.0%，激勵值為19.8%。

2021年，甘肅新增新能源裝機容量為528萬千瓦，新能源累計裝機總量達2896.54萬千瓦，同比增長22.27%;新能源發電量445.72億千瓦時，同比增長15.45%;新能源利用率96.83%，同比增長1.55個百分點。外送電量方面，2021年為516.01億千瓦時，同比下降0.8%。全社會用電量為1495.70億千瓦時，同比增長8.65%。

綜合可再生能源的外送電量、省內消納電量及全社會用電量數據，甘肅未完成總量消納權重指標的主要原因并非風光電外送增加導致省內消納減少，而是汛期來水偏枯及全社會用電量較快增長。雖然如此，甘肅省發改委對《優化新能源發電企業參與省內電力中長期交易有關工作》的復函中，仍將2021年可再生能源電力消納責任權重完成情況作為督促企業簽訂省內中長期合同的背景之一。

前述從業者透露，甘肅目前新能源企業外送電的回報高于省內發電，度電價格在200元/兆瓦時到400元/兆瓦時不等。相關統計數據顯示，2022年一季度，甘肅外送電價相較2021年同期大幅增加，均價達到350.51元/兆瓦時，但電量同比大幅減少，從146.92億千瓦時下降到96億千瓦時，下降約35%。

“強制不低于90%的年度帶曲線中長期合約政策，使得新能源不得不考慮中長期高倉位帶來的高風險，后續除非外送電價特別高，否則新能源企業簽訂外送合同的意愿將下降，進而可能引發新能源棄電率上升。”

2022年4月，甘肅省發改委下發《關于下達酒泉市“十四五”第二批風電、光伏發電項目建設指標的通知》(甘發改能源【2022】196號)(下稱《通知》)?！锻ㄖ诽岢?，酒泉市“十四五”第二批風電、光伏發電項目指標為400萬千瓦，其中風電200萬千瓦，光伏發電200萬千瓦，均為市場化消納項目。

一位長期研究甘肅新能源市場的人士分析認為，按照目前甘肅省內電力市場中新能源的收益情況，在無補貼的情況下，新投資項目依靠省內市場回收成本將面臨一定風險。

強制90%的風險

現貨市場運行初期，中長期交易形成的價格對其有“錨定”作用，而隨著市場的持續運行，現貨價格又會影響中長期交易價格。曾有資深業內人士指出，當兩者價格差距較大時，中長期簽得越“穩”，發電側或用戶可能遭受的損失就越大。

“即便中長期價格與燃煤電廠齊平，新能源也不能簽那么高的比例。因為煤電發電可控性強，但新能源發電波動大，不如直接參與現貨市場交易。”前述從業者說。

還有電力研究者指出，不低于90%的規定落實難度較大。電力用戶90%的電力曲線將被分解到每個發電企業，在季節性發電與“鴨子曲線”特征明顯的高比例可再生能源市場中，除非人為硬性拆分，靠雙邊市場是難以做到的。

此外，對現貨價格走勢的預判和中長期“倉位”的調控是電力市場的核心，強制高比例中長期合同下，年度交易以后市場主體將處于“高倉位”狀態，后續的合同轉讓交易將難以進行，從而限制了中長期合同的流動性。

華北電力大學電氣與電子工程學院副教授丁肇豪認為，要求比例并不一定是錯誤的，但需要有各種配套措施支持，比如偏差調整機制，明確偏差定價和中長期合同之間的內涵關系等。“中長期合同的定價機制與偏差調整的定價機制‘同源’，相互支撐的效果會更好。”

史連軍在前述會議上提到，要促進中長期交易足量簽約，穩定市場價格預期，平抑電力價格波動。但在一次能源價格及需求波動期，如何運用中長期合同，使其真正達到避險效果，或許是包括甘肅在內的許多省份正在面臨的重要挑戰。