“买卖”电力，今年有啥新变化？(2)

“2023年相关部门进一步强化了对于分时段签约的要求，扩大了分时段签约段数，有利于通过分时段价格信号引导用户侧改变出力计划和用电安排，进而减轻调度机构须保障电力供需实时平衡的压力。”马莉说，“此举也有利于拉大峰谷价差，激励储能、虚拟电厂等新型主体积极参与电力调节并赚取价差收益。此外，分时段签约逐步细化，也将为中长期市场和现货市场的有序衔接提供可靠保障。”

新能源入市交易也迎来更多利好。目前，国内清洁能源发电占比正持续提升。据国家统计局数据，2022年，全国规模以上工业发电量8.4万亿千瓦时。其中，水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电增长5.3%，占全部发电量比重比上年提高0.9个百分点。根据国家发改委、国家能源局此前印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2023年，新能源将全面参与市场交易。新能源进入电力市场已成大势所趋。

“此次通知提出完善绿电价格形成机制、完善新能源合同市场化调整机制等，对促进新能源参与市场交易、规避市场风险、体现绿色环境价值有积极的推动作用。”韩放说，一方面，通过中长期合同对合同电量、曲线灵活调整，可以在一定程度上降低新能源发电预测不准确而带来的市场风险；另一方面，新能源在具备电能价值的同时还具有绿色价值。中长期合同的成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值，不仅能为新能源企业增加绿色属性收益，也能促进全社会建立绿色电力消费认购激励机制，形成绿色消费共识，促进低碳转型。

引导交易电价反映成本变化

——鼓励购售双方设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款

业内人士认为，电力中长期合同对于平抑能源价格波动、稳定电力供应起到了一定积极作用。但有关市场主体签订中长期合同，也在一定程度上存在价格风险。

“目前煤电仍是我国的主力电源，煤电价格主要由市场形成，在煤炭、天然气等一次资源价格上涨的情况下，如果煤电上网电价无法通过合理机制进行浮动调整，不能覆盖生产成本，容易导致煤电企业出现普遍亏损的局面，不利于电力可持续发展和安全保供。”韩放说。2021年底，国内就曾出现煤电企业大面积亏损现象，为缓解煤电压力，多地提出改换签中长期合同，引发社会广泛关注。

此次通知明确，完善市场价格形成机制，引导市场交易电价充分反映成本变化；充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力，鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制，更好保障能源稳定供应。业内人士分析，其目的正是在于建立由市场决定电价的机制，规避一次能源价格波动引发的市场风险，更好地保护发购电双方市场主体的利益，从而保障能源稳定供应。“长远来看，电力作为一种商品，其价格应体现生产成本的变化。”韩放说。

将能源供应版图放大来看，受国内可再生能源发电比例持续提升、一次能源供应存在不确定性、工商业用户全面进入市场等因素影响，电力供需时段性变化更加频繁，电力市场对区分电能时段性价值的需求也越来越高。要让发电方愿意发电、保障用户稳定用电，进一步加强电力中长期市场与现货市场的衔接至关重要。