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5月7日，甘肅省發展和改革委員會的一份文件引爆了市場。在這份名為《關于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》的文件中，甘肅省發改委要求電力交易中心適時組織年度補充交易，確保省內新能源發電企業完成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。

被動的新能源
不合理的要求

《能源》雜志了解，此前甘肅電力市場也曾要求新能源企業簽訂不少于90%電量的中長期合約，但并未強制執行?！坝捎谥虚L期市場和現貨市場銜接，新能源發電的中長期合約必然帶有電力負荷曲線的分解。這對于發電完全隨機、靠天吃飯的新能源來說，風險很大?！备拭C電力市場人士說。

而更讓發電企業難以接受的，是新能源中長期合約的價格被人為壓低了?！澳壳敖o可再生能源中長期的價格范圍（風電）在8.8分到13.3分之間，煤電在0.3元以上。這讓新能源企業完全沒法接受?！敝槿耸扛嬖V《能源》雜志記者。

在新能源進入平價上網時代之后，中長期合約的價格基本可以看做是新能源的平均電價。在現貨市場中，由于新能源基本沒有邊際成本，所以在大多數情況下實行“報0價”的策略以保證電量中標。但如果考慮投資成本回收，新能源電價也基本在原先的標桿電價附近浮動。即便是考慮到三北地區良好的風資源，在目前最樂觀的風電成本預估中，風電企業給出的度電成本也是在2023年達到0.2元/度的水平。如果以此來判斷，（風電）0.088~0.133元/度的市場電量電價自然會遭到新能源企業強烈反彈。

90%包含了固定電力負荷曲線的中長期合約對于新能源企業來說，風險在哪里呢？當實際發電曲線與預測曲線（中長期合約曲線）基本一致的時候，問題不大。但是新能能源發電波動大是其天然特性，那么新能源企業必須在現貨市場中以現貨價格購買或者出售電量。

問題在于甘肅市場價格變化受新能源影響極大，新能源大發的時間段價格偏低，新能源出力少的時候價格偏高。全省的新能源發電出力波動往往有很強的的一致性。所以需要在現貨市場中買賣合約的新能源企業只能低價出售、高價買入。這一來一回就極易造成虧損。

在這種情況下，用電負荷曲線接近新能源發電曲線的企業自然會成為“香餑餑”。但這種企業終究只是少數。

變動的市場規則
爭議的公平性

如果新能源發電企業搶不到“香餑餑”執意不簽約到90%，會怎樣呢？甘肅發改委的文件中規定，對未達到規定比例且雙方未成交的電量，由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，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。

在甘肅省2022年省內電力用戶與發電企業直接交易3月集中競價交易公告中，明確了風光交易價格以2021年成交均價（111元/兆瓦時、114元/兆瓦時）為參考，上下浮動不超過20%。從上述文件中的約束措施來看，新能源企業大概率只能選擇接接受90%的目標。

為何90%的中長期合約目標突然成為強制措施？對此市場人士有多種看法。

有觀點認為政府希望通過中長期市場簽約穩定省內市場；也有觀點認為2021年甘肅可再生能源電力的總量消納責任權重較考核最低值相差2.6個百分點，是誘因；還有觀點認為由于煤價較高及火電保供壓力，壓新能源電價可以實現用戶降價的目的。

綜合來看，穩市場、穩電價應該是這次政策執行背后的“隱情”。在2021年國家發改委1439號文明確煤電價格上漲20%上限之后，各地市場化電價都有著上揚的趨勢，甘肅自然也不例外。如果說煤電價格無法降低，那么新能源電價似乎就是唯一的選擇。

作為新能源裝機比例超過40%的典型高比例新能源省份，甘肅省的電力市場化改革和電力現貨市場建設有著頗多波折。在起步階段，甘肅省選擇了發電側單邊市場機制，新能源特許權及扶貧機組優先出清、優先消納，其他新能源機組也可以依靠較低的邊際成本優先出清，實現對火電的發電權替代。但這種機制限制了電力需求隨著價格的彈性變化。

現在對于新能源中長期合約與價格的限制，也有著嚴肅的市場公平性問題。

90%的中長期合約是否應該強制？中長期合約的本意是控制風險、鎖定部分收益，還有一部分潛在的含義是“抑制投機”。不過對于新能源發電來說，中長期合約由于必須帶有負荷曲線，如果沒有為新能源發電提供足夠的靈活調整機制，現貨條件有可能放大了風險，所以并非是比例越高越好。從以往甘肅的行為來看，沒有強制新能源企業90%的中長期合約一定是考慮到了這一形式對于新能源企業的優劣。

在“中長期+現貨”市場條件下，用戶與火電或者新能源簽訂的中長期合約更具金融屬性，用于最終結算。因此新能源與火電的中長期合約價格不應該被刻意限制。而中長期合約的簽約比例很大程度上也是發電企業參與市場競爭和博弈的手段，量價的不斷優化是企業規模風險、獲得更大收益的重要途徑。