电力市场(22):持有电量限制的变化

在上文中，我们分析了在当下电力市场发展初期，为何绝大多数地方对交易主体的中长期合约最终持有电量进行限制。

相较于该主体的实际发生电量，合约最终持有量要在此数值的一个范围内，也就是对持有电量有上下限的要求。

超过限制范围的内的电量会被考核，若因此而发生缺额或者差额收益也要根据规则进行回收。

现阶段持仓电量的限制有其在系统运行层面的考虑，围绕在短期功率平衡和长期容量充裕。

虽然合约电量不要求物理执行，但因为一定下限比例的限制使得针对运行日的全部中长期交易窗口关闭后，合约电量持有水平还是可以反映出运行日基本负荷的需求情况。

而且相对固定的合约电价和合约时长也会给电源投资主体一个较为明确的电能量收益信号，作为远期电源容量充裕度投资的一项参考。

但更重要的是，合约持有电量的限制会给持有合约电量的交易主体的交易行为带来一定的影响。

因为合约电量按照合约电价和合约结算点价格进行差价结算，而合约结算点价格往往是现货市场内与合约交易双方有关的某个节点价格，加之目前合约电量下限要求依然不低，所以合约电量部分的信息申报并不太会追求高现货价格，反而更能贴近真实边际成本进行报价。

而因为有一定量的中长期合约电量作为“压舱石”，这也防范了单个交易主体短期过大的亏损，反之在一定程度上也会限制其市场力的发挥。

在现货市场价格还不能完全作为市场价格锚点的阶段，对中长期合约电量持有量设定一定限额还是有必要的。

不过，我们也要看到随着市场发展和其它价格机制的调整对这个限额所带来的变化，而且不同类型的交易主体的该项数值变化趋势也不尽相同。

24年与25年的两份文件

每年底国家发改委会发布对于来年中长期合约签约履约工作的通知，我们先对比下24年和25年发布的两份文件表述，针对的是25年的合约比例和26年的合约比例。

发改运行1752

明确燃煤发电签约比例。2025年各地燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量比例应不低于本地区考虑年度发用电平衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%。

明确用电侧签约比例。2025年各地市场化电力用户(含售电公司、电网代理购电，下同)年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。水电和新能源发电量占比超过40%的地区在做好能源电力保供稳价的前提下，政府主管部门可统筹考虑发电侧各类型电源市场化电量签约规模，研究适当放宽用户年度签约比例要求，原则上不得低于60%。

发改运行1502

合理确定燃煤发电等支撑性电源电力中长期合同签约比例要求。原则上，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的70%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%。各地可在确保电力电量平衡的情况下，随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度电力中长期合同签约比例要求，但原则上不低于60%。对于电力供需较为紧张的地区，当地电力运行主管部门可在迎峰度夏(冬)等时段适度上调签约比例要求。

明确用电侧签约比例要求。各地用户侧年度电力中长期合同签约电量比例要求，应考虑外送/受电、本地各类型电源年度中长期合同签约比例要求、发电集中度、新能源机制电量等因素，科学量化测算确定，确保发用两侧总体供需匹配。同时，通过后续合同签订，保障用电侧每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的80%。

从这两份文件的同主题表述中我们可以区分一下几个数据：燃煤年度签约比例，燃煤中长期签约比例，用户侧年度签约比例以及用户侧中长期签约比例，还有特定条件下的比例。

可以看到对于燃煤的两个比例要求，分别下调了10%，用户侧的中长期签约比例也下调了此数值。

主要原因在于26年起，煤电容量电价进入新的比例周期，24年和25年30%执行的省份要求在26年起不低于50%，50%执行的省份要求不低于70%。

相当于说燃煤机组有了更多的固定收入，而同样起到稳定收入的中长期合约持仓比例就可以下调一定幅度，尤其是年度合约。

目前年度合约交易电量占全年整体交易电量的比重较高，而且交易标的覆盖全年各现货交易周期电量，那么对于某周期电量具体的现货价格很难在年度这个维度上进行充分的测算。

加之越临近现货时段的交易窗口价格可能越发贴近现货价格，而市场初期普遍是现货价格低于中长期，那么确保高比例的年度签约电量也就是在为燃煤机组确保一定的稳定收入。

但现在另一份稳定收入容量电费增加不少，故而可以酌情降低燃煤机组的年度和整体中长期合约签约比例要求。

用户的两个比例中，26年的年度比例未明确具体数值，由各地根据自身情况进行标定，我觉得主要是因为新能源全面入市所致。

新能源在各地有不同比例的机制电量，能够放置于中长期市场内交易的电量较低，毕竟市场初期，机制电量不再进行其它形式的差价结算，各地也都规定了机制电量部分是无法参与中长期交易的。

且在年度交易调减了燃煤的合约下限，而用户侧下限不进行调整的话，很难达到签约比例，甚至会因此被一些有富余签约容量能力的火电进行价格操控。

这也是为何在25年底的文件中要求各地根据实际情况来安排用户侧的年度签约比例。

而一些特定条件下，比如迎峰度夏，迎峰度冬等需要重点保供的月份，规则允许适当上调签约比例要求，这也是一种维稳的信号，将燃煤机组的签约比例的下限与保供联系起来。

这又证明了现阶段，中长期合约电量签约下限对于燃煤火电的重要性，也反映出当前电力系统的稳定运行依然需要依靠燃煤机组的强力支撑，所以政策有所倾斜是可以理解的。

各主体的限额

我们再分别讨论下各主体的限额。

燃煤机组

目前可以得出的结论是中长期合约电量比例下限，尤其是年度签约比例下限是燃煤机组收益的“压舱石”。

不过随着煤电容量电价比例的提高以及114号文的发布，未来更多的固定收入可能来自于容量电费，而电能量电费和辅助服务费等市场化费用则会全面纳入到现货竞争里。

虽然现在我国新能源装机容量已经高于了燃煤机组，但发电量还差的远，在新型电力系统建设期，燃煤机组的稳定就是电力系统的稳定。

所以这个收益上的压舱石更是系统的稳定器。

随着新能源更高比例的渗透，燃煤机组的发电利用小时数在降低，也就是实际发电量在降低。

容量费的提高使得中长期合约电量下限也在降低，二者相乘可得，燃煤机组能够受到合约电价“保护”的电量在降低，对应的稳定收入在降低。

相当于用提高的容量费来对冲电能量收入的下降。

新能源

因为136号文机制电量的存在，使得新能源主体或多或少都有一部分电量收入得到了机制电价的保障。

而因为出力不好预测，尤其是中长期的功率预测准确性不可靠，所以想要在大跨度时间前签约中长期合约对于新能源主体来说存在极大的交付风险。

目前多数地方对新能源主体不设定签约下限的要求，但鼓励通过更加灵活的合约形式来签约中长期合约以锁定远期收益。

对应的中长期市场也发生了两个方面的变化，一个是引入更长周期的交易合约，可以横跨数年；另一个缩短交易频次，增开更多的交易窗口便于新能源主体调整持仓曲线，使其能够更好地在现货市场内交割电量。

用户侧

用户侧目前合约电量签约的限制主要是为了配合燃煤机组，因为发电的主力方设定了签约下限所以作为对手方也应该有相应的下限要求。

但因为二者实际电量不同所以签约比例要求会有差异。

用户侧的交易主体目前以售电公司为主，其代理电量占比当地整体工商业电量来说算是大头。

在市场初期，中长期价格往往高于现货价格，而且越临近交易周期的中长期窗口，价格相较于远期的窗口更低。

而全年零售签约先行，所以在这个局面下，售电公司多数会以规定要求的下限进行签约。

我们可以这样理解，零售电价与中长期合约价格之差是收益基本盘，虽然价差不会过大，但覆盖电量比较大。

剩余置于现货市场内的电量，虽然占比不高，但相对价差较大，是收益的重要来源。

所以签约比例过高的下限，在这种局面下似乎在影响着售电公司的盈利，或者如果放开签约比例的话，售电公司可能会在市场内赚到更多的批零收益。

我觉得这种思考方式有些欠妥，签约比例的源头是燃煤机组，由其签约比例下限推至用户侧签约比例下限。

若取消签约下限的话，中长期合约价格是否还会像现在有限制时比现货价格更高是不确定的，毕竟上篇文章我们分析过合约电量限制对交易主体交易行为的影响。

但在未来，随着市场进一步成熟，现货价格能够代表商品价值时，中长期合约签约比例要求这一现行规定就会作古。

我们现在也看到了像甘肃早已不限制合约比例要求，辽宁对直接批发交易的工商业用户也取消了合约持仓比例下限的要求。

这都是先行者的一些尝试，让我们可以在当下的时点上去品评不同阶段的市场下的不同规定，并发现其中的一些联系。

既然规则目前规定了签约要求，那如果主体未能达成要求的话会如何被考核，获得的超额收益如何被回收？