5月7日，甘肃省发展和改革委员会的一份文件引爆了市场。在这份名为《关于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》的文件中，甘肃省发改委要求电力交易中心适时组织年度补充交易，确保省内新能源发电企业完成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。

被动的新能源 不合理的要求

据《能源》杂志了解，此前甘肃电力市场也曾要求新能源企业签订不少于90%电量的中长期合约，但并未强制执行。“由于中长期市场和现货市场衔接，新能源发电的中长期合约必然带有电力负荷曲线的分解。这对于发电完全随机、靠天吃饭的新能源来说，风险很大。”甘肃电力市场人士说。

而更让发电企业难以接受的，是新能源中长期合约的价格被人为压低了。“目前给可再生能源中长期的价格范围（风电）在8.8分到13.3分之间，煤电在0.3元以上。这让新能源企业完全没法接受。”知情人士告诉《能源》杂志记者。

在新能源进入平价上网时代之后，中长期合约的价格基本可以看做是新能源的平均电价。在现货市场中，由于新能源基本没有边际成本，所以在大多数情况下实行“报0价”的策略以保证电量中标。但如果考虑投资成本回收，新能源电价也基本在原先的标杆电价附近浮动。即便是考虑到三北地区良好的风资源，在目前最乐观的风电成本预估中，风电企业给出的度电成本也是在2023年达到0.2元/度的水平。如果以此来判断，（风电）0.088~0.133元/度的市场电量电价自然会遭到新能源企业强烈反弹。

90%包含了固定电力负荷曲线的中长期合约对于新能源企业来说，风险在哪里呢？当实际发电曲线与预测曲线（中长期合约曲线）基本一致的时候，问题不大。但是新能能源发电波动大是其天然特性，那么新能源企业必须在现货市场中以现货价格购买或者出售电量。

问题在于甘肃市场价格变化受新能源影响极大，新能源大发的时间段价格偏低，新能源出力少的时候价格偏高。全省的新能源发电出力波动往往有很强的的一致性。所以需要在现货市场中买卖合约的新能源企业只能低价出售、高价买入。这一来一回就极易造成亏损。

在这种情况下，用电负荷曲线接近新能源发电曲线的企业自然会成为“香饽饽”。但这种企业终究只是少数。

变动的市场规则  争议的公平性

如果新能源发电企业抢不到“香饽饽”执意不签约到90%，会怎样呢？甘肃发改委的文件中规定，对未达到规定比例且双方未成交的电量，由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，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。

在甘肃省2022年省内电力用户与发电企业直接交易3月集中竞价交易公告中，明确了风光交易价格以2021年成交均价（111元/兆瓦时、114元/兆瓦时）为参考，上下浮动不超过20%。从上述文件中的约束措施来看，新能源企业大概率只能选择接接受90%的目标。

为何90%的中长期合约目标突然成为强制措施？对此市场人士有多种看法。

有观点认为政府希望通过中长期市场签约稳定省内市场；也有观点认为2021年甘肃可再生能源电力的总量消纳责任权重较考核最低值相差2.6个百分点，是诱因；还有观点认为由于煤价较高及火电保供压力，压新能源电价可以实现用户降价的目的。

综合来看，稳市场、稳电价应该是这次政策执行背后的“隐情”。在2021年国家发改委1439号文明确煤电价格上涨20%上限之后，各地市场化电价都有着上扬的趋势，甘肃自然也不例外。如果说煤电价格无法降低，那么新能源电价似乎就是唯一的选择。

作为新能源装机比例超过40%的典型高比例新能源省份，甘肃省的电力市场化改革和电力现货市场建设有着颇多波折。在起步阶段，甘肃省选择了发电侧单边市场机制，新能源特许权及扶贫机组优先出清、优先消纳，其他新能源机组也可以依靠较低的边际成本优先出清，实现对火电的发电权替代。但这种机制限制了电力需求随着价格的弹性变化。

现在对于新能源中长期合约与价格的限制，也有着严肃的市场公平性问题。

90%的中长期合约是否应该强制？中长期合约的本意是控制风险、锁定部分收益，还有一部分潜在的含义是“抑制投机”。不过对于新能源发电来说，中长期合约由于必须带有负荷曲线，如果没有为新能源发电提供足够的灵活调整机制，现货条件有可能放大了风险，所以并非是比例越高越好。从以往甘肃的行为来看，没有强制新能源企业90%的中长期合约一定是考虑到了这一形式对于新能源企业的优劣。

在“中长期+现货”市场条件下，用户与火电或者新能源签订的中长期合约更具金融属性，用于最终结算。因此新能源与火电的中长期合约价格不应该被刻意限制。而中长期合约的签约比例很大程度上也是发电企业参与市场竞争和博弈的手段，量价的不断优化是企业规模风险、获得更大收益的重要途径。

限制价格和签约量的行为更是彻底违背了公平性原则。至少在电能量市场中，新能源与火电的电量是完全同质，自然应该享受同价的权利。当然，新能源的波动性增加了电网平衡的成本，那么后续因为辅助服务带来的权利义务，新能源也应该和火电一样分享。

高比例新能源+外送  甘肃需要新视野

事实上，由于新能源的比例极高，甘肃一直在想办法解决市场公平性的问题。由于存在补贴，加上部分市场对新能源设置为价格接受者的身份，也让新能源存在了大量套利的可能性。为此甘肃确定了新能源必须报量报价，与火电一起平等竞争。此外还有新能源的二次报价机制等。

市场总是在不断变化，但在现货市场尽可能多消纳新能源的基础上，让新能源与火电公平竞争是市场设计的应有之义。

2021年甘肃省动力煤、块煤价格每吨分别为668元、876元，与2020年价格相比分别上涨60.19%、38.83%。今年一季度甘肃省动力煤（混煤5000大卡）、块煤（中块5000大卡）平均出厂价格（车板价）每吨分别为888元、1113元，环比，同比，分别上涨77.60%、56.10%。

在电力供需和煤炭价格大环境不变的情况下，电价上涨是无可争议的大概率事件。这似乎是“能源不可能三角”再一次用实际行动证明其不可逆转。清洁低碳（高比例新能源）、低价、安全稳定（不动火电的利益）总是无法三者同时兼顾。

也许我们需要把视角放的更加宽广一些。也许纵向对比，甘肃省看到了电价上涨。电价上涨并不是甘肃独有的问题。东部地区已经出现了0.7元、甚至是0.8元的电价。横向对比下，甘肃依然有一定概率保持电价的优势。甚至考虑到甘肃的新能源比例，在潜在的碳约束下，甘肃的电价隐藏优势可能更大。

这其实也揭露出甘肃电力市场要考虑的另一个问题：电力外送。作为电力输出大省，甘肃省的电力市场建设与电力外送息息相关。在目前跨区域电力市场、电力交易还停留在中长期电量交易的情况下，甘肃的新能源如何最大限度的参与市场、最大限度的获利还有更多的可开发空间。这不仅需要甘肃在市场建设方面不断创新和进步，也有待于全国市场建设的情况。 

原标题：新能源入市遇难题，“同质同价”如何实现？