eo记者 韩晓彤
编辑 姜黎
审核 高亮
2024年广东电力市场现货、月度交易价格持续走低。2025年度长协成为发售双方“必争之地”。
发电企业苦于价低，希望2025年能保障高比例年度长协回收发电成本；售电公司2024年在持续“地板价”的月度交易中获利，2025年也想多签月度交易，少签年度长协电量。
2024年11月13日，广东电力交易中心发布的《关于规范电力市场交易行为的提醒函》提到，政府部门正在研究制定广东省2025年电力市场交易方案，将于近期印发。
一方面，随着越来越多的售电公司入场，零售侧竞争激烈，部分售电公司持续通过低价抢夺用户，零售价格甚至低于发电成本。另一方面，供需趋向宽松，煤价处于较低水平，年度交易价格与现货市场价格偏离扩大，发电企业更有动力争取价格具备相对优势、稳定性更高的年度长协。
据《2024年广东电力市场半年报告》，2024年上半年，现货日前市场加权均价366厘/千瓦时，实时市场加权均价363厘/千瓦时，月度交易成交均价为437.6厘/千瓦时，均低于2024年度交易成交均价463.25厘/千瓦时。
根据广东电力交易中心官网披露的数据，2024年7至11月月度集中交易均价均为372厘/千瓦时。按照“基准价+上下浮动”原则，广东电力中长期市场参考价下限为372厘/千瓦时。也就是说，7至11月月度集中交易均价均为“地板价”。
现货价格方面，以2024年11月1日—5日的价格为例，据广东电力交易中心官方微信号披露，发电侧现货实时成交均价分别为322.48厘/千瓦时、306.68厘/千瓦时、269.4厘/千瓦时、362.15厘/千瓦时、292.5厘/千瓦时，均低于11月月度集中交易均价。
一位售电公司从业者认为，连续几个月受现货影响的月度交易低价，难以体现中长期交易覆盖固定成本的初衷。此外，售电公司在开展2025年营销时，存在压价等非理性竞争行为。
广东粤电电力销售有限公司市场营销部区域总监马瑜介绍，不少售电公司在2024年月度交易中“尝到甜头”，认为2025年月度集中交易也会保持372厘/千瓦时的“地板价”，更倾向于在月度交易中买电，而不想多签年度长协电量。
2024年10月25日，11家发电企业联合发函提到，当前市场价格已全面低于发电成本，主要发电集团亏损面达50%以上。
有业内人士认为，虽然上述发电企业测算的成本偏高，但确实不少零售价格已突破成本价。
上述发电企业认为，现货价格接近甚至低于变动成本，2024年中长期市场（包括年度和月度交易）难以保障发电成本回收，若2025年长协机制和价格未能保障发电成本回收，将影响电力供应。
2024年10月31日，9家售电公司联合发函表示，发售一体售电公司入场后，压低了零售价格。零售价格由起步阶段的430厘/千瓦时左右迅速下降到410厘/千瓦时左右。
事实上，发售一体售电公司始终是广东电力市场的主要参与者。据前述报告，发售一体售电公司2024年代理零售电量占全市场零售电量的60.1%，零售用户度电单价较独立售电公司低36.2厘。
2024年11月8日，国家能源局综合司发布的《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号）提出，各经营主体要进一步规范市场报价行为，综合考虑机组固定成本、燃料成本、能源供需等客观情况合规报价，推动交易价格真实准确反映电力商品价值。
该文件同时提出，拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。
在前述函件中，11家发电企业对2025年度长协的签约诉求是，售电公司购买不低于80%总电量的年度长协。
2023年12月7日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》（以下简称《通知》），要求市场化电力用户年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%。
《通知》也规定，水电和新能源发电量占比较高的省份，在确保能源电力安全供应的前提下，可由各地政府主管部门结合各类电源中长期交易规模安排，研究确定用户年度签约比例要求，原则上不得低于60%。考虑外来电，广东符合该要求。
2023年1月，国家发展改革委办公厅发布的《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》强调，各地要鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。
业内有观点认为，随着电网代理购电用户减少，代购电电量，也就是以前的基数电量相应减少，在低煤价供需宽松的环境下，现货价格低，发电厂更需要签订高比例年度长协。
售电公司则普遍不想签订高比例年度长协。不少售电公司在2024年因为少签年度长协、多签月度交易而获利。
近年来，售电公司盈利情况良好，新的售电公司加速入场。据公开资料，2024年1-6月，广东共有208家售电公司参与交易，盈利比例93.8%，平均度电获利16.9厘/千瓦时。2023年，广东共有176家售电公司参与交易，盈利比例86.4%，平均度电获利11.0厘/千瓦时。2022年，广东共有151家售电公司参与零售交易，整体盈利比例86.1%，平均度电获利12.0厘/千瓦时。
2025年度长协的“发售之争”还包括如何传导批发市场价格。
据了解，零售合同通常按照“固定价格+联动价格+浮动费用”模式，固定价格上下限与中长期交易上下限趋同，价格联动的对象则包括月度交易综合价、月度集中竞争交易综合价、日前市场月度综合价、月度及现货偏差电量加权平均价等。浮动价格为可选项。
由于现货、月度、年度价格偏差大，2025年市场用户更倾向多签联动价格。而发电侧认为，此举将大幅增加用能成本波动风险。
多位从业者介绍，2025年“新规”拟约定，当售电公司年度交易电量少于其上年末签约零售用户的固定价格电量，且差额电量大于该批用户实际用电量的10%时，若年度交易均价高于月度交易均价，对超出允许偏差范围的电量将按年度、月度交易均价差价的50%进行电费回收。
对此，发电侧认为，应将上述年度、月度交易均价差价的50%提高到80%；而售电侧则认为，该机制实际上增加了履约风险。
在电力市场竞争中，市场主体各方均根据市场态势不断调整交易策略，最终形成的年度中长期交易均价、月度中长期价格、零售合同固定价的高低并不确定。若出现年度中长期交易价格高于零售合同固定均价、零售合同固定均价低于月度中长期均价的情况，售电公司将面临全年亏损的局面，且没有扭转的机会。
根据公开资料比对广东电力市场2022年、2023年和2024年上半年数据可知，2022年度交易成交均价低于月度交易成交均价，月度交易成交均价低于日前、实时市场加权均价。2023年发生了“反转”，年度交易成交均价高于月度交易成交均价，后者又高于日前、实时市场加权均价。
2024年趋势和2023年相同。结合公开数据和从业者反馈的信息，继2024年上半年广东年度交易成交均价高于日前、实时市场加权均价之后，7月至11月，现货日前和实时市场价格进一步走低，与年度长协价格偏离扩大。
多位从业者分析，这是受到一次能源价格走低和供需关系变化的影响，也有容量电价出台的因素。
2023年10月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），将煤电单一制电价调整为两部制电价，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。
当年12月，广东省发展改革委、广东省能源局、国家能源局南方监管局发布的《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》显示，广东省煤电容量电价为每年每千瓦100元（含税），气电容量电价水平暂定为每年每千瓦100元（含税）。
电力市场资深专家朱治中认为，容量电价给了火电机组适当补偿后，机组发电需求降低。根据边际成本定价原理，低变动成本机组增加，导致电量电价下降。
多个售电公司发函建议，发电机组的固定成本回收问题应通过合理的容量电价机制解决。广东柯美利电力销售有限公司表示，合理的容量价格可使火电机组尤其是燃气机组更好地发挥支撑调节作用。
事实上，燃气现货价格在2024年2月以后逐步攀升，致使燃气机组发电小时数偏低。而与天然气价格联动的变动成本补偿按照实际上网电量结算，在燃气机组利用小时数大幅低于燃煤机组的现状下，燃气机组很难回收经营成本。
朱治中说，长期来看，容量电价激励机组保障自身可用性，可以增加容量供给，而根据供需关系，供给增加价格势必下行。“实施容量电价之前的电量价格，和实施容量电价之后的电量电价加上容量电价会相等，或者趋于均衡。”
业内普遍认为，丰富中长期交易品种和方式可以推进中长期市场和现货市场更好衔接。
事实上，2024年10月，广东电力市场在全国范围内率先开设“发用双方可买可卖的多月滚动集中竞争交易”品种，增加了月度集中交易频次，推动了各时间尺度中长期品种的有序衔接，形成相对连续、公开、透明的中长期价格信号。
广东电力交易中心交易组织部经理孙谦曾在接受媒体采访时介绍，年度长协一般在每年年底进行交易，这时市场上能够为交割期的电力供需形势提供参考的信息较少，此时签约量和价格在很大程度上依赖于历史数据以及经营主体经验。随着交割期逐渐临近，诸如负荷预测信息、外来电情况以及燃料市场供需和来水预测信息将更加准确，在中长期交易中增加多月集中竞争交易这个品种，将在一定程度上缩小偏差。
朱治中建议，在电力现货市场的过渡期，还是需要明确全签比例要求，充分发挥中长期交易的压舱石作用，帮助控制风险、稳定市场。“但是不要要求在年、月等少数交易窗口完成高比例的交易量。”通过引入年度、月度、周旬、日滚动等多种交易周期，增加市场交易窗口数量，让市场主体可以更方便地根据自身的发用特性选择合适的窗口进行交易。
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