中國儲能網(wǎng)訊：近期，廣東關于2025年中長期交易價格問題的討論引起了行業(yè)內的關注。電力中長期，常被視為電力交易的“穩(wěn)健之錨”，被賦予了“壓艙石”和“穩(wěn)定器”的作用，在我國，電力市場建設以發(fā)用側中長期交易起步，在相當長的歷史時期內，中長期交易發(fā)揮了穩(wěn)定市場、凝聚共識的重要作用。每逢歲末年初，主管部門均會啟動新一年度的電力中長期合同簽訂履約工作，旨在促進“保供穩(wěn)價”。對于任何市場化商品而言，買家希望價格越低越好，賣家希望價格越高越好，往年的中長期合同簽訂中，發(fā)售雙方雖“你來我往”交涉多輪，但最終意見雙方能夠在一定程度上妥協(xié)從而達成交易結果，而今年雙方的交易意愿卻出現(xiàn)了明顯的沖突升級現(xiàn)象。新一年度中長期合同簽約在即，兩種聲音引發(fā)業(yè)內關注：一方聲音認為電力企業(yè)（特別是煤電企業(yè)）經(jīng)營狀況回暖，資本金回報率已經(jīng)達到一定水平，應當順應經(jīng)濟發(fā)展周期需要，降低電價、分享紅利；另一方聲音表示，主力電源煤電板塊依然存在一定比例虧損，部分發(fā)電企業(yè)生存壓力大、確有苦衷，最讓人擔心的是2025年的可能困難預期更大。市場需要不同的聲音，面對明顯的預期分歧，理性看待爭議是市場建設的必修課。觀察這些爭議背后的真正問題，我們發(fā)現(xiàn)，在日新月異的電力市場化改革浪潮中，重新認識市場環(huán)境下的上網(wǎng)電價包含成分迫在眉睫。
簽約兩方意見沖突
對于新一年度的中長期簽約電價走勢，業(yè)內出現(xiàn)了兩種涇渭分明的觀點。一方認為，電力中長期降價是形勢使然。2016年下半年開始，我國電煤供應形勢從寬松轉為偏緊，五大發(fā)電集團虧損面超50%。去年開始，電煤供應形勢有所松動，煤電盈利有所回暖。中電聯(lián)發(fā)布的多期電煤周報顯示，市場價格短期仍將延續(xù)平穩(wěn)偏弱走勢。煤電企業(yè)中燃料成本占發(fā)電成本70~80%，電煤價格趨穩(wěn)，煤電企業(yè)利潤自然水漲船高，1—9月份，電力、熱力、燃氣及水生產(chǎn)和供應業(yè)實現(xiàn)利潤總額5992.9億元，增長12.1%。同時，中國制造業(yè)采購經(jīng)理人指數(shù)（PMI）連續(xù)多月在榮枯線以下，制造業(yè)景氣度略低于市場預期。在國內產(chǎn)業(yè)結構調整的陣痛期、經(jīng)濟增長放緩的轉型期、發(fā)電企業(yè)盈利改善的增長期，各地政府部門和售電公司認為，隨著“雙碳”轉型造成的電量供應能力大幅過剩的情況下，市場化應當降低終端用電價格。以首批現(xiàn)貨試點區(qū)浙江為例，浙江省以省內煤電降價為基礎，今年1—9月工商業(yè)企業(yè)電價同比下降了1.2分/千瓦時，下一步要繼續(xù)增加簽訂低價中長期協(xié)議的比例，將批發(fā)市場的降價讓利給企業(yè)。
另一方認為，發(fā)電企業(yè)已是自顧不暇，難以擠出讓利空間。前三季度利潤雖然較好，但是與煤電存量的巨大固定資產(chǎn)投資相比，收益總額仍然羞于啟齒，且三分之一的煤電企業(yè)仍處于虧損之中。相比此前逾5000的利用小時數(shù)，煤電的定位由電力電量的主體逐步向基礎保障型和系統(tǒng)調節(jié)型電源并重轉變，其利用小時數(shù)一路走低，今年前三季度，煤電利用小時數(shù)3469小時，同比降低32小時。多省現(xiàn)貨價格大幅下降，同時容量電價補償標準相對利用小時下降幅度偏低、分年到位，且門檻高、考核嚴格，獲取不易，疊加煤電企業(yè)還要分攤大量輔助服務費用和不平衡費用，肩負保供重任，如若不簽高比例中長期，預期虧損是板上釘釘。同時，電熱行業(yè)受燃料價格影響，是典型的經(jīng)濟發(fā)展越快、盈利越低的“逆周期”行業(yè)，目前利潤增加是正?，F(xiàn)象。加之最近各地市場力監(jiān)管收緊，受監(jiān)管規(guī)則不具體、不明確的影響，任何按上限價格報價的行為都可能被懷疑“壟斷”，發(fā)電企業(yè)進退兩難。以首批現(xiàn)貨試點區(qū)廣東省為例，廣東省內11家發(fā)電公司日前聯(lián)合向廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局致函，認為當前2025年的年度市場呈現(xiàn)出兩大矛盾。一是部分售電公司罔顧發(fā)電成本因素，頻頻下探零售用戶價格，通過中長期錯配方式謀圖高額利潤；二是由于當前現(xiàn)貨、月度、年度價格偏差巨大，市場用戶更傾向簽約聯(lián)動合同，大幅增加用能成本巨大波動風險。對此，11家發(fā)電公司認為當前市場機制難以支撐發(fā)電成本的回收，月度交易已失去了“壓艙石”和回收固定成本的基礎作用，要求“進一步完善中長期市場機制”。
理論上，電力供需形勢寬松，電量供應供過于求，需求疲軟偏低，電價走低是必然趨勢。電力作為商品，市場定價除了服從于供需確定價格以及邊際定價理論，還需要遵守其特殊屬性的“硬約束”。電能無法大規(guī)模存儲，生產(chǎn)與消費需要實時平衡。煤電是電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的“肱骨之臣”，我國電力系統(tǒng)中六成的電量由煤電提供，同時也是提供電力的“主力軍”，確保高峰期“發(fā)得出、頂?shù)蒙稀?，低谷期“讓得出、托得住”。如若無法確保煤電的預期合理收益，繼而難以保證可再生能源大規(guī)模接入電力系統(tǒng)所需的靈活性、充裕性和可靠性。電力系統(tǒng)的安全充裕、經(jīng)濟高效倚重煤電，但是煤電生存境遇并未得到根本性改變，其利用小時的快速下降、向新能源支付的交叉補貼（免費的調節(jié)兜底服務）越來越多，行業(yè)預期將進一步壓縮利潤空間，致使發(fā)售雙方矛盾凸顯，也進一步加劇了電力供需失衡。到這里，似乎爭論進入了死胡同狀態(tài)，感覺雙方只能“硬著陸”，別無他法。
不堪重負的中長期交易
孰是孰非，站在各自角度看，發(fā)售雙方均是根據(jù)事實所做的決策，都有一定的客觀依據(jù)，因此也有聲音認為，如此種種風波是發(fā)售雙方膠著比價、激烈博弈的表現(xiàn)。實則不然，矛盾的背后是中長期交易的“不可承受之重”，中長期價格包含了不該包含的部分，現(xiàn)貨綜合價格丟失了不該丟失的部分。
來路。和國外典型集中式市場多以現(xiàn)貨全電量優(yōu)化起步、配套中長期財務合同作為避險機制不同，我國開展的是先電力中長期、后電力現(xiàn)貨的漸進式改革。這造成了中長期交易的合同價格承襲自煤電標桿價，肩負著回收固定成本和變動成本的任務，是一個典型的“打包”價格，歷史上執(zhí)行的“煤電聯(lián)動”機制，演化為參與中長期市場的燃煤發(fā)電電量執(zhí)行“基準價+上下浮動”機制，上下浮動原則上均不超過 20%。前幾年，曾經(jīng)出現(xiàn)過個別地方忽視燃料價格變化，單向降價擠壓煤電企業(yè)的利潤空間，向工業(yè)經(jīng)濟轉移利潤。在該模式下上網(wǎng)電價結構單一，與過去的“核價”類似，中長期交易的價格機制對所有成本“全包”，相當于一股腦打包“整羊”進行交易。
妥協(xié)。電力現(xiàn)貨市場是電力市場化改革的核心，期貨、遠期合同（國內中長期合同）均以現(xiàn)貨為錨，這是通行的電力經(jīng)濟學理論。然而，電力現(xiàn)貨市場的起步如此艱難，重要原因就是電力現(xiàn)貨市場建設讓地方政府相關部門“時時放心不下”（至今第一、二批現(xiàn)貨試點進度展期的省份依然如此），主要疑慮在于世界范圍內現(xiàn)貨市場的價格波動非常劇烈，在一個計劃體制長期取得成功的國家，讓用戶側接受如此一步到位的變化，確實“步子太大”，國外的電力經(jīng)濟學理論在國內始終被審視加審慎。盡管改革推動者堅信，“中長期避險+現(xiàn)貨反映供需波動”的價格模式能夠適應中國，基于電力系統(tǒng)物理運行（中外沒有根本區(qū)別）的現(xiàn)貨市場一樣適應中國的國情，但是現(xiàn)貨市場如果一直不能啟動，終究是紙上談兵，改革不能永遠是“嘴炮”。被逼無奈之下，改革推動者更換了敘事邏輯、向現(xiàn)實退讓，達成了“少量現(xiàn)貨發(fā)現(xiàn)價格，中長期高比例穩(wěn)價”的共識，意圖通過啟動的現(xiàn)貨市場，用事實漸進式地改變行業(yè)觀點。這也是仍然有人稱中長期交易在現(xiàn)貨環(huán)境下是實物合同的發(fā)端，即，現(xiàn)貨電量作為偏差電量脫胎于中長期交易，兩者同源同宗，如果現(xiàn)貨市場是實物交易，中長期必然也是實物；相應地，該段時間中長期交易仍然回收固定成本+變動成本，現(xiàn)貨作為偏差電量（超發(fā)電量）回收則對應變動成本。由于“偏差說”視角下“現(xiàn)貨總量”偏小，各方乃至發(fā)電企業(yè)自動將其忽略不計，往往用邊際報價（爭奪發(fā)電量）形成現(xiàn)貨市場價格，并且受大量說不清道不明的不平衡費用分攤影響，實際價格水平進一步降低。此前，煤電總體利用小時數(shù)較高，現(xiàn)貨交易的損失或所得，未被重視，行業(yè)整體再度達成“二次偏離基本理論”的妥協(xié)。由于中長期價格和現(xiàn)貨價格包含成分的不同，中長期交易和現(xiàn)貨交易價格“兩張皮”的格局正式形成。
突變。理論的妥協(xié)如預期的效果一樣，電力現(xiàn)貨在國內落地的速度大幅提高，從“中長期為主、現(xiàn)貨為輔”到“中長期避險、現(xiàn)貨發(fā)現(xiàn)價格”再到“中長期是壓艙石、現(xiàn)貨是關鍵”，業(yè)內對兩者關系的認識不斷升級迭代。其間，“雙碳”目標的提出，推動我國能源轉型正式進入突飛猛進期，煤電的功能從電量生產(chǎn)轉為兜底調節(jié)，煤電生產(chǎn)電量空間大幅壓縮，在限價范圍內，由于利用小時數(shù)的下降，煤電的固定成本度電分攤越來越高，而煤電又是我國最大的有效容量來源，占比超過了70%，現(xiàn)階段“對于保供而言沒有一千瓦煤電是多余的”。根據(jù)對凈負荷曲線的分析計算，我國及時出臺了煤電容量電價機制，對凈發(fā)電空間內無法回收的固定成本進行補償，很大程度上解決了現(xiàn)階段問題。如此一來，上網(wǎng)電價包含的成分演變?yōu)椤爸虚L期電價回收大部分固定成本+大部分總變動成本、容量電價回收部分固定成本、現(xiàn)貨回收少部分總變動成本”的模式。
激化?！半p碳”目標的轉型的推進速度遠超預期，部分煤電預期利用小時數(shù)一再下探、刷新新低，矛盾日益顯現(xiàn)。受電價包含成分的不同和新能源快速入市影響，在供需寬松超預期的情況下，中長期價格遠高于現(xiàn)貨價格。電量供給大規(guī)模過剩，經(jīng)濟發(fā)展增速減緩，部分專家預期容量電價調整周期開始“滯后”于凈負荷曲線的縮窄速度，2025年部分地區(qū)分歧已無法掩蓋，現(xiàn)貨試點地區(qū)很多觀點都開始談論容量電價的問題，認為解決方案就是提前提高容量電價。但是，真的是容量電價調整滯后了嗎？這一結論顯然不是非常準確。這是“妥協(xié)”的副作用，我們對電價成分的認識出現(xiàn)了誤區(qū)：中長期價格的成分多了，現(xiàn)貨價格的成分少了。
回歸上網(wǎng)電價覆蓋成分的理論
正本清源，還原電力商品屬性，亟須在理順現(xiàn)貨和中長期價格成分的基礎上，盡快完善現(xiàn)行機制，解決長久困擾市場建設的頑疾。我們到了調整觀點、回歸理論的起點?，F(xiàn)代集中式電力市場理論表明，現(xiàn)貨發(fā)現(xiàn)價格，中長期規(guī)避風險，也就是說，由于電力現(xiàn)貨交易價格隨供需快速變化，為規(guī)避電力現(xiàn)貨價格劇烈波動的風險，市場主體可以通過中長期電力交易、期貨等金融衍生品進行收益鎖定或風險防控。中長期交易規(guī)避的只是現(xiàn)貨交易的價格的劇烈波動，起到緩沖和平滑的作用。兩者覆蓋成分應該是相同的，假如現(xiàn)貨是變動成本，中長期避險范圍應該也僅覆蓋變動成本，現(xiàn)貨是“變動成本+部分固定成本”，中長期避險范圍應該也是覆蓋“變動成本+部分固定成本”，當然發(fā)電企業(yè)惡性競爭、“踩踏”出現(xiàn)的現(xiàn)貨價格，則不在合理之列。在國際成熟市場經(jīng)驗中，往往將中長期價格和現(xiàn)貨價格的耦合作為評判市場效率的指標，因此，當前我們對現(xiàn)貨價格回收的內容認知出現(xiàn)了偏差。認識有偏差，行動上就有落差。
首先，現(xiàn)貨報價并不僅僅是邊際成本，還需要包含容量回收機制沒有回收的固定成本。如果采用全容量補償機制，則不應包含該部分，強制機組報價應當在長期邊際機組邊際成本范圍之內，出清范圍可以適當放寬；如果采用部分容量補償機制，則需允許機組報價包含該部分未納入容量補償機制的固定成本，不應將其視為濫用市場力。然而，前者全容量補償機制+成本型市場規(guī)制性更強，價差更小，并不利于儲能、需求側等靈活調節(jié)資源的調用；后者部分容量補償機制+策略報價市場，需要嚴格控制容量補償標準恰好補償長期邊際機組在現(xiàn)貨市場中一定不能回收的固定成本，市場價格變幅更大，更能體現(xiàn)供需對價格的影響，更利于儲能、需求側靈活資源的存活。當然，如果供應極端過剩，“搶電量”邏輯下的現(xiàn)貨價格仍然會走低。
其次，邊際電價計算過程中無法納入的啟停費用、上抬費用需要通過核價進行補償。啟停費用一般是火電機組在啟動過程中發(fā)生的有關費用，主要由燃料費用、廠用電費用以及由于啟動而對機組壽命造成的折損費用三部分組成。如果機組啟動發(fā)電過程中的收益無法彌補該時間段的變動成本和啟停費用，就需要給與補償，啟停機組參加機組組合是為了通過供給側整體優(yōu)化來滿足負荷的變動，補償費用理應由用戶側負擔。上抬費用指調度偏離交易結果指揮機組運行支付的電費與機組意愿費用之差（電力現(xiàn)貨市場不能產(chǎn)生違背機組正常報價意愿之外的調度指令），上抬費用已經(jīng)在部分省份出現(xiàn)，在此不再贅述。
最后，現(xiàn)貨市場中火電機組重要的空載費用收入，在市場設計中完全被忽視?？蛰d費用不僅對大眾而言很陌生，對很多業(yè)內研究者而言也非常生疏。根據(jù)PJM的定義，空載成本（No Load Cost）指的是“單調遞增的增量成本曲線的起點所需的成本”，簡而言之，空載成本可以理解為，與出力水平無關的，只要在開機狀態(tài)每個小時都會要付出的成本(類似座機費），也有研究機構將其稱為最小發(fā)電成本?？蛰d成本是衡量機組在同步轉速下維持零凈輸出的成本?？蛰d燃料成本的初步計算式為：空載燃料消耗量×機組性能系數(shù)×總燃料成本+運行維護成本附加費。當然這些都需要通過價格主管部門開展成本監(jiān)審，才能支付。也許這些知識專業(yè)研究者才需要深究，大部分用戶和從業(yè)者只需要了解其規(guī)模和比例即可，例如，某一燃機在某一出力的平均成本等價煤耗為220克，但是其邊際成本等價煤耗卻只有170克，相差超過20%，這需要空載補償制度進行彌補。
總而言之，煤電企業(yè)在供需平衡（電力平衡）的情況下，電力現(xiàn)貨市場收入+輔助服務收入+容量補償機制收入，就應當能夠彌補全部的固定成本和變動成本（但現(xiàn)貨市場收入≠現(xiàn)貨價格×成交量），此時中長期交易就變成了避險的手段，比例已經(jīng)變得不再重要。電力市場中的實物商品就是分時電量（電力）、調節(jié)（調頻和備用）和有效容量，自然實物的商品收入就應該滿足生產(chǎn)者回收成本的需要。當把一只“整羊”拆開出售，拆分成“羊腿、羊排、羊雜”等，分別對應不同的使用價值，以不同的價格交易，整羊出售狀態(tài)的商品之間交叉補貼自然就消失了，所有分攤的輔助服務、不平衡資金也自然變得不再合理。那么，電力中長期簽約到底該不該有比例？實際上，市場實物交易能夠滿足的成本回收的需要，中長期僅為規(guī)避風險的金融合約，應當放開簽約電量限制，由市場經(jīng)營主體基于自身對未來價格的判斷及對風險和收益的平衡自由選擇簽約電量比例，讓中長期金融避險功能充分發(fā)揮?；氐轿某?，在現(xiàn)貨運行地區(qū)，在現(xiàn)貨市場中無前置條件地“搶發(fā)電量”是錯誤的，發(fā)電企業(yè)報價應當考慮邊際成本和未被容量電價覆蓋到的固定成本，在超過邊際成本和未被容量電價覆蓋的固定成本之后才進行發(fā)電。只有這樣，才能較為準確地計算現(xiàn)貨市場中不能回收的固定成本，以方便準確地確定容量電價的水平。
當然，這一切都需要解放思想，讓市場建設回歸原始的電力經(jīng)濟理論。理論創(chuàng)新不易，新概念創(chuàng)造更無價值。電力市場建設仍需努力。
