近期，甘肃省发展改革委发布对《优化新能源发电企业参与省内电力中长期交易有关工作》的复函。复函要求：甘肃省电力市场管理委员会督促参与市场的新能源发电企业严格落实中长期合同签订任务，确保完成90%省内消纳市场化新能源电量必须签订中长期合同的既定目标。未达到规定比例且发用双方未成交的电量，由甘肃省电力公司统一调度安排，甘肃电力交易中心组织随机匹配成交，经安全校核后，连同交易公告、交易承诺书一并形成交易合同。对于发用两侧未自主达成交易的电量电价，依年度补充交易成交均价下浮20%予以结算。

2022年5月24日，甘肃电力交易中心发布2022年省内电力用户与发电企业年度补充交易公告，公告明确：新能源发电企业6—12月参与省内年度补充交易的剩余空间，由甘肃省电力公司调度中心平衡;用电侧参与范围及6—12月增量用电需求，具体根据2022年中长期签约情况综合核定。年度交易中，带补贴新能源发电企业平段申报价格不超过甘肃新能源企业补贴基价307.8元/兆瓦时。高峰时段价格为平段的150%—160%，低谷价格不高于平段的50%。

自电力市场化改革启动以来，电力中长期交易的模式以及如何与现货交易衔接，是事关行业主体利益和电力市场运行的重要问题。新能源电量被强制签订90%省内中长期合同重新点燃了业内对中长期交易的关注。

宁愿在现货市场“裸奔”

2021年底，甘肃省电力交易中心发布的2022年省内电力中长期交易年度双边协商交易公告中，并未明确90%的强制交易量，仅要求市场主体按10个电量时间段分别申报电量，按峰段、平段和谷段3个电价时段申报价格。

其中，带补贴的新能源发电企业平段价格不超过甘肃新能源企业补贴基价307.8元/兆瓦时，即当地燃煤发电基准价格，不参照基准价上浮。

在发布交易公告之前，2022年2月18日，甘肃省交易中心发布的直接交易3月集中竞价交易公告中提到，带补贴参与市场交易的风电、光电企业交易价格以2021年成交均价(111元/兆瓦时、114元/兆瓦时)为参考，各时段交易价格在此基础上上、下浮动不超过20%。平价风电、光电参照燃煤发电市场交易上网电价机制执行。该“价格帽”仅为燃煤发电基准价的1/3，目前已不再执行。

据eo了解，2021年现货市场结算试运行期间，甘肃现货价格由5月的274元/兆瓦时攀升至12月的512元/兆瓦时，度电均价达到413元/兆瓦时，较燃煤基准价上涨34.18%。

甘肃一位资深电力从业者透露，2022年1—3月，甘肃现货市场日前出清价格均在300元/兆瓦时以上，甘肃各发电集团新能源最终结算价格则在210元/兆瓦时-300元/兆瓦时之间。“在现货市场中‘裸奔’的新能源企业收益可观。”

2022年2月起，甘肃现货市场结算电价上下限由40元/兆瓦时至800元/兆瓦时调整为40元/兆瓦时至650元/兆瓦时。有业内人士推测，在甘肃新能源倾向于参与现货市场而非签订中长期合同后，价格同比大幅提升进而造成用户用电价格上涨，可能是规则强制签订90%电力中长期合同的重要因素。

“按照规则，发用双方如果没有自主达成交易，将较年度交易均价下浮20%结算，部分用户‘待价而沽’，要求新能源度电再降2分钱。”前述从业者说。

省内与省间“互斥”

早在2016年底，国家发展改革委、国家能源局就联合印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》，多次强调“鼓励带电力曲线的中长期交易”。

长期以来，电力中长期交易被视为市场的“压舱石”，但受供需形势变化、一次能源价格波动、新能源出力预测较难等因素影响，市场主体对较长周期的电力交易谨慎度明显提高。这种现象不仅发生在省内市场，同样体现在省间交易中。

北京电力交易中心董事长史连军此前在中国电力企业联合会2022年经济形势与电力发展分析预测会上透露，2021年，各类型发电企业参与省间年度交易报价1.13万次，较2020年减少510次，年度交易报价成交比最低，仅41.08%，购售双方对短期、灵活交易需求大幅增长。2022年省间年度交易组织中，西北、东北外送省大幅调减网对网送电规模，省间中长期交易无法足量签约。

国家能源局近日发布了《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况的通报》，甘肃总量消纳责任权重实际值为46.9%，最低目标值为49.5%，相差2.6个百分点;非水消纳责任权重为18.9%，最低目标值为18.0%，激励值为19.8%。

2021年，甘肃新增新能源装机容量为528万千瓦，新能源累计装机总量达2896.54万千瓦，同比增长22.27%;新能源发电量445.72亿千瓦时，同比增长15.45%;新能源利用率96.83%，同比增长1.55个百分点。外送电量方面，2021年为516.01亿千瓦时，同比下降0.8%。全社会用电量为1495.70亿千瓦时，同比增长8.65%。

综合可再生能源的外送电量、省内消纳电量及全社会用电量数据，甘肃未完成总量消纳权重指标的主要原因并非风光电外送增加导致省内消纳减少，而是汛期来水偏枯及全社会用电量较快增长。虽然如此，甘肃省发改委对《优化新能源发电企业参与省内电力中长期交易有关工作》的复函中，仍将2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况作为督促企业签订省内中长期合同的背景之一。

前述从业者透露，甘肃目前新能源企业外送电的回报高于省内发电，度电价格在200元/兆瓦时到400元/兆瓦时不等。相关统计数据显示，2022年一季度，甘肃外送电价相较2021年同期大幅增加，均价达到350.51元/兆瓦时，但电量同比大幅减少，从146.92亿千瓦时下降到96亿千瓦时，下降约35%。

“强制不低于90%的年度带曲线中长期合约政策，使得新能源不得不考虑中长期高仓位带来的高风险，后续除非外送电价特别高，否则新能源企业签订外送合同的意愿将下降，进而可能引发新能源弃电率上升。”

2022年4月，甘肃省发改委下发《关于下达酒泉市“十四五”第二批风电、光伏发电项目建设指标的通知》(甘发改能源【2022】196号)(下称《通知》)。《通知》提出，酒泉市“十四五”第二批风电、光伏发电项目指标为400万千瓦，其中风电200万千瓦，光伏发电200万千瓦，均为市场化消纳项目。

一位长期研究甘肃新能源市场的人士分析认为，按照目前甘肃省内电力市场中新能源的收益情况，在无补贴的情况下，新投资项目依靠省内市场回收成本将面临一定风险。

强制90%的风险

现货市场运行初期，中长期交易形成的价格对其有“锚定”作用，而随着市场的持续运行，现货价格又会影响中长期交易价格。曾有资深业内人士指出，当两者价格差距较大时，中长期签得越“稳”，发电侧或用户可能遭受的损失就越大。

“即便中长期价格与燃煤电厂齐平，新能源也不能签那么高的比例。因为煤电发电可控性强，但新能源发电波动大，不如直接参与现货市场交易。”前述从业者说。

还有电力研究者指出，不低于90%的规定落实难度较大。电力用户90%的电力曲线将被分解到每个发电企业，在季节性发电与“鸭子曲线”特征明显的高比例可再生能源市场中，除非人为硬性拆分，靠双边市场是难以做到的。

此外，对现货价格走势的预判和中长期“仓位”的调控是电力市场的核心，强制高比例中长期合同下，年度交易以后市场主体将处于“高仓位”状态，后续的合同转让交易将难以进行，从而限制了中长期合同的流动性。

华北电力大学电气与电子工程学院副教授丁肇豪认为，要求比例并不一定是错误的，但需要有各种配套措施支持，比如偏差调整机制，明确偏差定价和中长期合同之间的内涵关系等。“中长期合同的定价机制与偏差调整的定价机制‘同源’，相互支撑的效果会更好。”

史连军在前述会议上提到，要促进中长期交易足量签约，稳定市场价格预期，平抑电力价格波动。但在一次能源价格及需求波动期，如何运用中长期合同，使其真正达到避险效果，或许是包括甘肃在内的许多省份正在面临的重要挑战。