錯過年度交易，新投產煤電怎么辦？

文/吳有兵 郭光偉

當前，除京津唐和西藏外，現貨市場實現全覆蓋。在此背景下，各類發電機組均需通過市場交易實現電量消納與收益保障。其中，電力中長期交易量價及現貨交易水平很大程度上決定發電機組收益基本盤。

然而現行規則下，電力市場準入上，從電力業務許可證辦理至機組轉商運有一定的時間間隔，電力市場規則及時序上，開展的是先年度中長期（一般為每年12月份開展次年的年度中長期交易）后月度及月內中長期等多維度交易，次年投產機組無法參與年度中長期交易。次年新投產機組錯過年度中長期交易，可能導致其價格水平較大的波動（電力現貨價格波動可進一步放大機組運營風險）。

在這樣的現狀和矛盾下，部分地區針對新投產機組交易結算機制進行了探索。河南省以2026年電力中長期交易“二選一”結算機制為切入點對新投產機組首年進行相關保障，為破解這一難題提供了本土經驗。

本文聚焦我國新投產煤電機組面臨的市場及政策困境、新投產首年實施保障的必要性、如何通過市場方式實現保障等層面展開論述。期望在不影響市場公平的前提下，通過妥善科學的機制創新，構建新投產煤電機組“公平參與市場+場外機制保障”的交易、結算機制，為新投煤電機組首年提供風險緩沖。

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國內外電源經濟回報機制

通過容量、電量、輔助服務、綠色價值、其他場外機制保障等可推動電源科學合理的經濟回報以及電力市場的良好運轉。

國內來看，對于新能源，136號文的出臺將新能源保障由場內轉移至場外，建立差價結算機制，相關損益納入系統運行費用，對一定規模的電量給予價格保障，穩定項目全生命周期的電量電價水平的同時推動新能源全電量入市。

對于煤電，1501號文的出臺有效保障了在新能源持續增長、煤電利用小時持續下行的現狀下，煤電可通過容量電價機制回收全部或部分固定成本投資，部分對沖新能源裝機增長帶來的時段性煤電量價下行。

對于新投產機組，河南做了先行探索，為新建機組提供兩種結算選擇，一是按常規市場機組參與現貨與中長期交易；二是執行保障機制，按上年度省內煤電平均利用小時數核定保障電量，結算價格綜合中長期與現貨市場價格，偏差部分按較低價格結算。

國際上來看，市場設計層面，通過稀缺定價、容量機制、容量市場等保障電源投資成本的合理回收。交易機制層面，通過差價合約、競價拍賣底價制度、多年期購電協議等穩定收益。

綜合國內外實踐，可提煉出三大核心經驗。一是保障機制應堅持“短期過渡、梯度退出”原則，與新投機組市場適應周期匹配。二是價格形成應兼顧成本回收與市場競爭，不應過度干預市場或影響市場公平。三是結算方式應區分場內和場外，避免保障機制影響市場的正常運轉。

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為什么要為煤電機組

投產首年提供保障

從維護市場公平角度，常理來講，新投產機組應該無差別參與現貨市場交易結算，在規則約定框架下公平參與中長期交易。錯過年度中長期交易，仍有月度、月內等交易可補充，單獨為其提供保障似乎有違市場公平。

但是以上表述基于一個前提，即當前市場發展足夠充分、價格機制間足夠協同、市場價格信號足夠合理，若以上基礎不存在，不給予新投產機組一定保障反而可能產生市場不公。同時，給予新投產煤電機組一定的機制保障也是更有效激勵其獲取合理收益、做好頂峰保供的客觀需要。

一方面，電力市場與電價機制暫未實現充分協同，無法參與年度中長期交易的新投產煤電機組面臨政策性不合理虧損。

當前我國已建立“現貨電能量+容量+輔助服務等”市場體系，同時通過中長期避險機制及場外機制電量機制等實現避險或場外保障。但是由于我國當前對于市場中相關價格成分的認識不統一、疊加市場發展程度不足，不同品種間價格關系時常不清晰。

從結算視角看，煤電機組需要通過電能量、容量、輔助服務、中長期避險等機制實現固定成本回收同時獲取合理收益。當前大部分區域的煤電容量電價并未全額補償，煤電機組需要通過現貨交易或中長期交易回收容量電價無法回收的成本。

從用戶期望以及現貨市場設計層面看，現貨“基于”機組的變動成本（固定成本屬于沉沒成本）競爭，當前低變動成本的新能源在更多時段成為現貨定價機組，用戶對現貨價格以及中長期價格均有下降的期望，這種期望愈是臨近短周期中長期交易（滾動撮合等）愈是強烈，短周期中長期交易可能較年度價格進一步下降。 對于新投產煤電機組來說，若錯失年度交易窗口，可能無法在月度及月內獲取足夠的中長期交易價格，同時容量電價補償水平若不足，很可能面臨政策性的虧損（固定成本無法充分回收）。

同時，交易與投產時間錯配。年度中長期交易通常在投產前一年四季度啟動，機組投產時間與年度交易時間不匹配。新投機組因無年度中長期合同支撐，不僅要承擔更高的現貨價格波動風險，也不得不接受更大不確定性的月度及月內市場。

另一方面，不同電源間保障機制的不協同。

目前國家層面尚未針對新投煤電機組出臺專項交易結算政策，僅部分省份在年度交易規則中設置臨時性條款，缺乏系統性與穩定性。部分新投產新能源可擁有部分電量的機制電價保障，但新投煤電機組暫未被納入機制保障。

新能源項目具有“近零邊際成本”特性，而新投煤電機組變動成本更高，同時新投煤電機組僅需1年的市場適應期。因此，借鑒新能源場外保障機制，在煤電全容量電價保障前，可構建新投煤電的短期保障機制，推動機制間進一步協同。

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相關建議

針對未實行煤電全容量補償區域，加快出臺全國性指導政策或新投產煤電機組電力交易結算專項辦法，明確保障機制的適用范圍、核心規則與實施要求，統一保障電量核定標準、保障時限要求、機制電價形成方式、費用分攤原則等關鍵內容，指導各省制定具體實施方案。

（一）新投產機組公平參與現貨出清結算，場外對投產首年機組予以保障。

一是，堅持新投產機組全電量參與電力現貨市場交易、結算。執行和其他市場化機組相同的交易、結算規則，公平參與相關費用分攤。

二是，參考新能源機制電價邏輯，對于投產首年煤電機組給予場外保障。以“覆蓋合理成本、穩定基本收益”為目標，針對新投產煤電機組由于規則原因無法及時參與的交易（比如年度交易或部分月度交易），參考市場同類型機組中長期交易量價平均水平給予新投產煤電對應比例的機制電量以及相同的機制價格保障，按照機制電量*（機制價格-結算參考點現貨價格）對新投產煤電進行差價結算，相關損益納入系統運行費、由全體工商業分攤或分享。

執行期限最多為1年，避免過度保障。同時，給予新投產機組選擇權力，新投產機組可以選擇最多不超過一年的機制保障（可選擇全部參與機制保障或部分參與），也可自愿放棄機制保障自主參與電力市場。針對選擇新投產保障的煤電機組應妥善做好和現行中長期交易等協同，避免機組過保障或顯著提升用戶用電價格水平。

（二）做好市場準入管理，有效規避政策風險，做好組織保障。

準入流程上，每年四季度，省級相關主管部門會同運營機構，受理下一年度新投機組機制保障申請，審核投產計劃、技術參數等材料，確定符合條件的機組名單，明確納入機制保障的規模和價格形成機制。保障機制執行滿1年后，機組自動退出保障。

政策風險上，明確保障機制與中長期規則等協同條款，避免政策間不協同不銜接。嚴格控制保障電量規模，單臺機組保障電量規模不得超過其實際結算電量。

建立新投機組信用評價體系，對虛報投產計劃等行為實施信用懲戒，明確違約責任與賠償標準。實施保障上，建立省級相關主管部門、運營機構、電網企業、經營主體等的議事協調機制。

每月在相關平臺公示保障機制執行情況，包括入選機組名單、機制電價、保障電量、差價結算金額、費用分攤情況等信息。

（三）進一步規范市場設計及價格機制協同，落實煤電全容量保障及特殊機組補償機制，逐步取消新投產機組機制保障。

沿著更適應高比例新能源的新型電力系統、更適應全國統一電力市場體系建設的方向進行相關機制完善，進一步規范電力市場設計及電價機制協同。

一是推動不同層次價格機制間更高效協同。建立覆蓋煤電等電源的容量保障機制，推動基于供需的煤電全容量補償落地，相應調整電能量市場監管機制或限價機制設計，保障既能有效發揮市場價格對電力資源的優化配置作用、又能控制不發生系統性風險。

二是在煤電全容量補償機制下完善特殊機組補償機制。保障機組必開時段收益可覆蓋變動成本并獲取合理收益，相關機制建設完善后即可取消新投產煤電機制保障。

三是協同完善中長期避險等關聯機制設計。在煤電全容量補償及特殊機組補償機制充分優化完善的情況下，可視市場發展程度，降低或取消年度中長期交易比例要求，充分規避長周期現貨價格波動帶來的中長期-現貨價差風險。

更好發揮不同層次交易品種的價格發現職能，降低市場爭議，增加各維度交易頻次，縮短交易周期，為新投煤電機組提供靈活的交易調整渠道。

允許新投機組在投產前簽訂“意向性合約”，取得許可證后自動生效，破解交易窗口期錯失難題；優化中長期合同調整機制，為新投機組根據實際投產進度靈活調整合同提供規則基礎。

建議當前加快構建既能有效銜接現行市場規則、又能為新投產煤電提供首年合理保障的結算機制，推動新投煤電頂峰保供作用更充分發揮，以更好適應新型電力系統。

136號文落實以來經營主體對于市場的認識持續深化，相關主管部門更加重視電力批發市場及零售市場建設中的系統風險防控、更加注重機制的合理性。

市場對中長期避險機制的認識也更加深刻，對于電量比例和電價范圍的要求及理解也更加清晰，當前部分省級市場已放開中長期電量比例約束、部分市場年度不開展雙邊僅開展集中競價交易，部分市場暫不開展年度交易。

未來或可通過進一步基于電力現貨市場的一體化設計、厘清各層次品種的價格關系、進一步完善中長期避險機制職能等系統性解決相關問題，相關機制完善后即無需再為新投產煤電首年提供機制保障。

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