中国储能网讯：近日，题为《过度干预下的湖北电力市场，火电企业何去何从？》的文章引发行业热议，文章重点描述了湖北省电力现货市场第二轮长周期结算试运行方案设定的“中长期与现货价格联动机制”，也就是对现货价格设定权重来对中长期价格进行调整，将其归结为“通过强力干预市场来降低电价”。据了解，文章叙述与实际情况差异较大，在低谷时段联动机制也会使中长期价格升高，该文章更多是叙述了当前的现象，尚未深入分析背后的原因。

  从市场设计的角度来看，“现货发现价格、中长期规避风险”，但由于湖北的中长期电价与现货电价出现了明显偏差，为此引入了联动机制，促进两个价格趋同。实际上，这是因为把《做好2024年电力中长期合约签订履约工作的通知》（发改运行〔2023〕1662号）与《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》（鄂发改价管〔2022〕406号）两个文件要求合成后产生了“谬误”，引起中长期价格出现偏离，联动机制更多像是“补丁措施”。

两个文件要求

  我国电力市场建设过程是先有中长期交易而后建设现货市场，发电机组按照中长期合同分解的曲线确定发电量，所有时刻电价基本相同，而在电力现货市场中，电价由实时供需决定，国内普遍的现货价格波动区间在-0.2元—5.18元/千瓦时之间。在分解中长期合同时，提高现货高价时段对应的分解电量占比，会减少高价结算电量，使得对应时段结算电费减少，反之则会使结算电费增加，所以在现货市场建设初期，中长期合同分解曲线的不同会造成发电企业、电力用户最终结算电费产生很大不同，难以保证市场的公平性。《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》中要求，“可按需增加划分尖峰、深谷时段，并做好与当地分时电价的衔接。探索时段划分方式的动态调整机制；扩大分时段交易规模，现货试点地区市场化电力用户均应签订分时段电力中长期合同，非现货试点地区市场化电力用户签订分时段电力中长期合同电量的规模、比例均不得低于上一年度”。这是以市场建设为出发点，为了保证市场总体稳定，同时能够推动中长期交易与未来现货市场进行衔接。

  湖北省《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》中要求，“结合电网峰谷负荷特性，每年夏季、冬季用电高峰月份（夏季7月-8月、冬季12月-次年1月），用电尖峰时段（每日20:00-22:00）基础电价浮动比例2，低谷时段（每日23:00-次日7:00）基础电价浮动比例为0.45。其他月份尖峰、低谷时段基础电价浮动比例仍分别按1.8和0.48执行”。制度目的也很简单，就是按照用户负荷曲线特性，以“高峰高价、低谷底价”来引导发电侧在负荷高峰时多发电、低谷时多调峰，引导用户侧在负荷高峰期少用电、低谷期多用电，起到削峰填谷、平衡供需的作用。

合成谬误的产生

  中长期合同是按照上述两个文件要求签订的，而两个文件的要求都是为了市场考虑，但是在这两个文件共同作用下，中长期合同价格却产生了偏差。

  原因一：在现货市场未运行时，没有现货市场的价格信号作为参考，在没有准确的数据进行支撑时，只能结合历史数据，参考多年的电力系统运行经验来进行未来峰谷时段的划分，而未来电力系统的具体运行情况与预测大概率存在偏差，并且预测周期越长，偏差范围也就会越大，依据经验人为划分时段无法判断是否合理。

  原因二：在湖北原有的分时电价政策中，时段按照用户侧的用电负荷特性来进行划分，缺少对“净负荷曲线”的考虑（净负荷是指负荷曲线叠加外送电曲线并扣减新能源、外来电等不可调节电源出力后形成的曲线，趋势与现货价格曲线相似）。后来湖北对分时电价政策就净负荷曲线进行调整向外界征求过意见，但是2024年3月份下发的正式文件中并没有对峰谷时段的优化调整到位。

  原因三：近年来受新能源组件成本下降的影响，新能源装机规模不断扩大，新能源出力（特别是光伏）的不可调节性对净负荷曲线影响最大，湖北光伏装机占比约为30%，现货市场的竞价空间实质上为净负荷，现货市场运行后将实际的供需关系通过电价反映（如下图所示），中长期交易中划定的高峰时段实际为现货的低谷时段，划定的低谷时段实际为现货的高峰时段，按下图所示两者价差约为0.4元/千瓦时，按照2023年度市场运行情况来看，两者价差最大约为0.5元/千瓦时。

  湖北价格联动机制只是表面现象，矛盾也不是由现货市场运行引起，最根本的原因还是在于强制高比例中长期交易与时段划分不合理，并且在光伏占比越大的地区，问题越容易显现，联动只是为了对中长期价格进行纠偏。

相关建议

  高比例中长期与时段划分问题并非湖北独有，而是电力市场化改革过程中共有的市场结构矛盾，建议对中长期交易机制进行优化完善。

  一是围绕现货市场设计中长期交易规则。现货市场环境下的中长期与传统计划体制下的中长期交易存在本质区别，国家在制定中长期方案时应统筹考虑市场建设情况，但是市场建设因地而异，因此中长期的顶层设计要避免“一刀切”的弊端，适当放权给地方。此外，自2020年6月修订后，最新版的《电力中长期交易基本规则》一直使用至今日，而这几年现货市场快速发展，中长期交易基本规则应尽快进行修订，以适应改革进程。同时中长期交易的电量电价限制也应适时“松绑”，在当前市场价格波动较大的环境中，未来市场价格预测较为困难，签订高比例的中长期电量后，若后续供需形势等市场边界条件变化过大，市场经营主体难以对合同进行调整，所以应优化中长期签约，灵活制定最低签约比例要求、参考现货限价设定中长期限价、探索灵活的避险机制，推动中长期交易价格向市场真实价格靠拢。

  二是完善分时电价政策。现货运行地区，对于代理购电用户，以及由于缺乏现货交易不能体现电力时间价值的非现货地区用户，仍然需要分时电价引导用电习惯。首先，要优化分时电价政策时段划分方式，参考各地实际的“净负荷曲线”特性来进行峰谷时段的划分，贴近电力系统的真实调节需求，起到对发电机组、电力用户的正向激励作用，避免中长期交易价格与实际价格偏差过大，出现电力用户在光伏大发、系统平衡困难时段降低负荷，加剧系统运行风险的情况。其次，参考现货市场出清的分时电价信号来划定峰谷时段浮动比例，合理设定对各时段发用电调节的激励程度，防止浮动比例过低对发用两侧激励不足或浮动比例过高引起发用两侧过度调节。最后，推动分时电价政策向现货地区代理购电用户和非现货地区完整用户侧完整覆盖，最起码要包含所有的工商业用户（包含大用户、售电公司以及代理购电），所有用户侧主体公平参与市场调节并享受调节收益。

  三是以价格市场化为核心完善文件制定。电力市场化改革到现在，我们不难看出改革始终在围绕价格进行市场设计，市场的核心就是价格，也是整个电力行业发展的核心。2024年，在广东，现货价格已经成功指导中长期交易合同签订，中长期已经自发完成了由“锁定电量”向“规避风险”的功能转变。可以看出，未来现货电价的信号将会更好地发挥引导作用。同时，电力现货价格信号还能体现网架结构、源荷分布的合理性，为优化电力潮流流动提供准确参考。在进行电力行业规划、运行相关文件制定时，可以进行长周期的电价仿真，根据仿真结果量化分析文件发布后产生的具体影响，有效减少试错成本，提升电力规划运行效率、促进电力行业高质量发展。

  在进行电力现货市场的建设探索中，难免会遇到诸多问题，应遵循市场客观规律，科学地建设电力市场，减少市场干预手段，通过市场进行资源配置、政府进行宏观调控，将“有形的手”和“无形的手”有机结合，从根源上解决市场发现的问题，早日实现电力改革目标。