据能源圈了解到，近期，广东关于2025年中长期交易价格问题的讨论引起了行业内的关注。电力中长期，常被视为电力交易的“稳健之锚”，被赋予了“压舱石”和“稳定器”的作用，在我国，电力市场建设以发用侧中长期交易起步，在相当长的历史时期内，中长期交易发挥了稳定市场、凝聚共识的重要作用。每逢岁末年初，主管部门均会启动新一年度的电力中长期合同签订履约工作，旨在促进“保供稳价”。对于任何市场化商品而言，买家希望价格越低越好，卖家希望价格越高越好，往年的中长期合同签订中，发售双方虽“你来我往”交涉多轮，但最终意见双方能够在一定程度上妥协从而达成交易结果，而今年双方的交易意愿却出现了明显的冲突升级现象。新一年度中长期合同签约在即，两种声音引发业内关注：一方声音认为电力企业（特别是煤电企业）经营状况回暖，资本金回报率已经达到一定水平，应当顺应经济发展周期需要，降低电价、分享红利；另一方声音表示，主力电源煤电板块依然存在一定比例亏损，部分发电企业生存压力大、确有苦衷，最让人担心的是2025年的可能困难预期更大。市场需要不同的声音，面对明显的预期分歧，理性看待争议是市场建设的必修课。观察这些争议背后的真正问题，我们发现，在日新月异的电力市场化改革浪潮中，重新认识市场环境下的上网电价包含成分迫在眉睫。

签约两方意见冲突

对于新一年度的中长期签约电价走势，业内出现了两种泾渭分明的观点。一方认为，电力中长期降价是形势使然。2016年下半年开始，我国电煤供应形势从宽松转为偏紧，五大发电集团亏损面超50%。去年开始，电煤供应形势有所松动，煤电盈利有所回暖。中电联发布的多期电煤周报显示，市场价格短期仍将延续平稳偏弱走势。煤电企业中燃料成本占发电成本70~80%，电煤价格趋稳，煤电企业利润自然水涨船高，1—9月份，电力、热力、燃气及水生产和供应业实现利润总额5992.9亿元，增长12.1%。同时，中国制造业采购经理人指数（PMI）连续多月在荣枯线以下，制造业景气度略低于市场预期。在国内产业结构调整的阵痛期、经济增长放缓的转型期、发电企业盈利改善的增长期，各地政府部门和售电公司认为，随着“双碳”转型造成的电量供应能力大幅过剩的情况下，市场化应当降低终端用电价格。以首批现货试点区浙江为例，浙江省以省内煤电降价为基础，今年1—9月工商业企业电价同比下降了1.2分/千瓦时，下一步要继续增加签订低价中长期协议的比例，将批发市场的降价让利给企业。

另一方认为，发电企业已是自顾不暇，难以挤出让利空间。前三季度利润虽然较好，但是与煤电存量的巨大固定资产投资相比，收益总额仍然羞于启齿，且三分之一的煤电企业仍处于亏损之中。相比此前逾5000的利用小时数，煤电的定位由电力电量的主体逐步向基础保障型和系统调节型电源并重转变，其利用小时数一路走低，今年前三季度，煤电利用小时数3469小时，同比降低32小时。多省现货价格大幅下降，同时容量电价补偿标准相对利用小时下降幅度偏低、分年到位，且门槛高、考核严格，获取不易，叠加煤电企业还要分摊大量辅助服务费用和不平衡费用，肩负保供重任，如若不签高比例中长期，预期亏损是板上钉钉。同时，电热行业受燃料价格影响，是典型的经济发展越快、盈利越低的“逆周期”行业，目前利润增加是正常现象。加之最近各地市场力监管收紧，受监管规则不具体、不明确的影响，任何按上限价格报价的行为都可能被怀疑“垄断”，发电企业进退两难。以首批现货试点区广东省为例，广东省内11家发电公司日前联合向广东省能源局、国家能源局南方监管局致函，认为当前2025年的年度市场呈现出两大矛盾。一是部分售电公司罔顾发电成本因素，频频下探零售用户价格，通过中长期错配方式谋图高额利润；二是由于当前现货、月度、年度价格偏差巨大，市场用户更倾向签约联动合同，大幅增加用能成本巨大波动风险。对此，11家发电公司认为当前市场机制难以支撑发电成本的回收，月度交易已失去了“压舱石”和回收固定成本的基础作用，要求“进一步完善中长期市场机制”。

理论上，电力供需形势宽松，电量供应供过于求，需求疲软偏低，电价走低是必然趋势。电力作为商品，市场定价除了服从于供需确定价格以及边际定价理论，还需要遵守其特殊属性的“硬约束”。电能无法大规模存储，生产与消费需要实时平衡。煤电是电力系统安全稳定的“肱骨之臣”，我国电力系统中六成的电量由煤电提供，同时也是提供电力的“主力军”，确保高峰期“发得出、顶得上”，低谷期“让得出、托得住”。如若无法确保煤电的预期合理收益，继而难以保证可再生能源大规模接入电力系统所需的灵活性、充裕性和可靠性。电力系统的安全充裕、经济高效倚重煤电，但是煤电生存境遇并未得到根本性改变，其利用小时的快速下降、向新能源支付的交叉补贴（免费的调节兜底服务）越来越多，行业预期将进一步压缩利润空间，致使发售双方矛盾凸显，也进一步加剧了电力供需失衡。到这里，似乎争论进入了死胡同状态，感觉双方只能“硬着陆”，别无他法。

不堪重负的中长期交易

孰是孰非，站在各自角度看，发售双方均是根据事实所做的决策，都有一定的客观依据，因此也有声音认为，如此种种风波是发售双方胶着比价、激烈博弈的表现。实则不然，矛盾的背后是中长期交易的“不可承受之重”，中长期价格包含了不该包含的部分，现货综合价格丢失了不该丢失的部分。

来路。和国外典型集中式市场多以现货全电量优化起步、配套中长期财务合同作为避险机制不同，我国开展的是先电力中长期、后电力现货的渐进式改革。这造成了中长期交易的合同价格承袭自煤电标杆价，肩负着回收固定成本和变动成本的任务，是一个典型的“打包”价格，历史上执行的“煤电联动”机制，演化为参与中长期市场的燃煤发电电量执行“基准价+上下浮动”机制，上下浮动原则上均不超过 20%。前几年，曾经出现过个别地方忽视燃料价格变化，单向降价挤压煤电企业的利润空间，向工业经济转移利润。在该模式下上网电价结构单一，与过去的“核价”类似，中长期交易的价格机制对所有成本“全包”，相当于一股脑打包“整羊”进行交易。

妥协。电力现货市场是电力市场化改革的核心，期货、远期合同（国内中长期合同）均以现货为锚，这是通行的电力经济学理论。然而，电力现货市场的起步如此艰难，重要原因就是电力现货市场建设让地方政府相关部门“时时放心不下”（至今第一、二批现货试点进度展期的省份依然如此），主要疑虑在于世界范围内现货市场的价格波动非常剧烈，在一个计划体制长期取得成功的国家，让用户侧接受如此一步到位的变化，确实“步子太大”，国外的电力经济学理论在国内始终被审视加审慎。尽管改革推动者坚信，“中长期避险+现货反映供需波动”的价格模式能够适应中国，基于电力系统物理运行（中外没有根本区别）的现货市场一样适应中国的国情，但是现货市场如果一直不能启动，终究是纸上谈兵，改革不能永远是“嘴炮”。被逼无奈之下，改革推动者更换了叙事逻辑、向现实退让，达成了“少量现货发现价格，中长期高比例稳价”的共识，意图通过启动的现货市场，用事实渐进式地改变行业观点。这也是仍然有人称中长期交易在现货环境下是实物合同的发端，即，现货电量作为偏差电量脱胎于中长期交易，两者同源同宗，如果现货市场是实物交易，中长期必然也是实物；相应地，该段时间中长期交易仍然回收固定成本+变动成本，现货作为偏差电量（超发电量）回收则对应变动成本。由于“偏差说”视角下“现货总量”偏小，各方乃至发电企业自动将其忽略不计，往往用边际报价（争夺发电量）形成现货市场价格，并且受大量说不清道不明的不平衡费用分摊影响，实际价格水平进一步降低。此前，煤电总体利用小时数较高，现货交易的损失或所得，未被重视，行业整体再度达成“二次偏离基本理论”的妥协。由于中长期价格和现货价格包含成分的不同，中长期交易和现货交易价格“两张皮”的格局正式形成。

突变。理论的妥协如预期的效果一样，电力现货在国内落地的速度大幅提高，从“中长期为主、现货为辅”到“中长期避险、现货发现价格”再到“中长期是压舱石、现货是关键”，业内对两者关系的认识不断升级迭代。其间，“双碳”目标的提出，推动我国能源转型正式进入突飞猛进期，煤电的功能从电量生产转为兜底调节，煤电生产电量空间大幅压缩，在限价范围内，由于利用小时数的下降，煤电的固定成本度电分摊越来越高，而煤电又是我国最大的有效容量来源，占比超过了70%，现阶段“对于保供而言没有一千瓦煤电是多余的”。根据对净负荷曲线的分析计算，我国及时出台了煤电容量电价机制，对净发电空间内无法回收的固定成本进行补偿，很大程度上解决了现阶段问题。如此一来，上网电价包含的成分演变为“中长期电价回收大部分固定成本+大部分总变动成本、容量电价回收部分固定成本、现货回收少部分总变动成本”的模式。

激化。“双碳”目标的转型的推进速度远超预期，部分煤电预期利用小时数一再下探、刷新新低，矛盾日益显现。受电价包含成分的不同和新能源快速入市影响，在供需宽松超预期的情况下，中长期价格远高于现货价格。电量供给大规模过剩，经济发展增速减缓，部分专家预期容量电价调整周期开始“滞后”于净负荷曲线的缩窄速度，2025年部分地区分歧已无法掩盖，现货试点地区很多观点都开始谈论容量电价的问题，认为解决方案就是提前提高容量电价。但是，真的是容量电价调整滞后了吗？这一结论显然不是非常准确。这是“妥协”的副作用，我们对电价成分的认识出现了误区：中长期价格的成分多了，现货价格的成分少了。

回归上网电价覆盖成分的理论

正本清源，还原电力商品属性，亟须在理顺现货和中长期价格成分的基础上，尽快完善现行机制，解决长久困扰市场建设的顽疾。我们到了调整观点、回归理论的起点。现代集中式电力市场理论表明，现货发现价格，中长期规避风险，也就是说，由于电力现货交易价格随供需快速变化，为规避电力现货价格剧烈波动的风险，市场主体可以通过中长期电力交易、期货等金融衍生品进行收益锁定或风险防控。中长期交易规避的只是现货交易的价格的剧烈波动，起到缓冲和平滑的作用。两者覆盖成分应该是相同的，假如现货是变动成本，中长期避险范围应该也仅覆盖变动成本，现货是“变动成本+部分固定成本”，中长期避险范围应该也是覆盖“变动成本+部分固定成本”，当然发电企业恶性竞争、“踩踏”出现的现货价格，则不在合理之列。在国际成熟市场经验中，往往将中长期价格和现货价格的耦合作为评判市场效率的指标，因此，当前我们对现货价格回收的内容认知出现了偏差。认识有偏差，行动上就有落差。

首先，现货报价并不仅仅是边际成本，还需要包含容量回收机制没有回收的固定成本。如果采用全容量补偿机制，则不应包含该部分，强制机组报价应当在长期边际机组边际成本范围之内，出清范围可以适当放宽；如果采用部分容量补偿机制，则需允许机组报价包含该部分未纳入容量补偿机制的固定成本，不应将其视为滥用市场力。然而，前者全容量补偿机制+成本型市场规制性更强，价差更小，并不利于储能、需求侧等灵活调节资源的调用；后者部分容量补偿机制+策略报价市场，需要严格控制容量补偿标准恰好补偿长期边际机组在现货市场中一定不能回收的固定成本，市场价格变幅更大，更能体现供需对价格的影响，更利于储能、需求侧灵活资源的存活。当然，如果供应极端过剩，“抢电量”逻辑下的现货价格仍然会走低。

其次，边际电价计算过程中无法纳入的启停费用、上抬费用需要通过核价进行补偿。启停费用一般是火电机组在启动过程中发生的有关费用，主要由燃料费用、厂用电费用以及由于启动而对机组寿命造成的折损费用三部分组成。如果机组启动发电过程中的收益无法弥补该时间段的变动成本和启停费用，就需要给与补偿，启停机组参加机组组合是为了通过供给侧整体优化来满足负荷的变动，补偿费用理应由用户侧负担。上抬费用指调度偏离交易结果指挥机组运行支付的电费与机组意愿费用之差（电力现货市场不能产生违背机组正常报价意愿之外的调度指令），上抬费用已经在部分省份出现，在此不再赘述。

最后，现货市场中火电机组重要的空载费用收入，在市场设计中完全被忽视。空载费用不仅对大众而言很陌生，对很多业内研究者而言也非常生疏。根据PJM的定义，空载成本（No Load Cost）指的是“单调递增的增量成本曲线的起点所需的成本”，简而言之，空载成本可以理解为，与出力水平无关的，只要在开机状态每个小时都会要付出的成本(类似座机费），也有研究机构将其称为最小发电成本。空载成本是衡量机组在同步转速下维持零净输出的成本。空载燃料成本的初步计算式为：空载燃料消耗量机组性能系数总燃料成本+运行维护成本附加费。当然这些都需要通过价格主管部门开展成本监审，才能支付。也许这些知识专业研究者才需要深究，大部分用户和从业者只需要了解其规模和比例即可，例如，某一燃机在某一出力的平均成本等价煤耗为220克，但是其边际成本等价煤耗却只有170克，相差超过20%，这需要空载补偿制度进行弥补。

总而言之，煤电企业在供需平衡（电力平衡）的情况下，电力现货市场收入+辅助服务收入+容量补偿机制收入，就应当能够弥补全部的固定成本和变动成本（但现货市场收入≠现货价格成交量），此时中长期交易就变成了避险的手段，比例已经变得不再重要。电力市场中的实物商品就是分时电量（电力）、调节（调频和备用）和有效容量，自然实物的商品收入就应该满足生产者回收成本的需要。当把一只“整羊”拆开出售，拆分成“羊腿、羊排、羊杂”等，分别对应不同的使用价值，以不同的价格交易，整羊出售状态的商品之间交叉补贴自然就消失了，所有分摊的辅助服务、不平衡资金也自然变得不再合理。那么，电力中长期签约到底该不该有比例？实际上，市场实物交易能够满足的成本回收的需要，中长期仅为规避风险的金融合约，应当放开签约电量限制，由市场经营主体基于自身对未来价格的判断及对风险和收益的平衡自由选择签约电量比例，让中长期金融避险功能充分发挥。回到文初，在现货运行地区，在现货市场中无前置条件地“抢发电量”是错误的，发电企业报价应当考虑边际成本和未被容量电价覆盖到的固定成本，在超过边际成本和未被容量电价覆盖的固定成本之后才进行发电。只有这样，才能较为准确地计算现货市场中不能回收的固定成本，以方便准确地确定容量电价的水平。

当然，这一切都需要解放思想，让市场建设回归原始的电力经济理论。理论创新不易，新概念创造更无价值。电力市场建设仍需努力。