错过年度交易，新投产煤电怎么办？

文/吴有兵 郭光伟

当前，除京津唐和西藏外，现货市场实现全覆盖。在此背景下，各类发电机组均需通过市场交易实现电量消纳与收益保障。其中，电力中长期交易量价及现货交易水平很大程度上决定发电机组收益基本盘。

然而现行规则下，电力市场准入上，从电力业务许可证办理至机组转商运有一定的时间间隔，电力市场规则及时序上，开展的是先年度中长期（一般为每年12月份开展次年的年度中长期交易）后月度及月内中长期等多维度交易，次年投产机组无法参与年度中长期交易。次年新投产机组错过年度中长期交易，可能导致其价格水平较大的波动（电力现货价格波动可进一步放大机组运营风险）。

在这样的现状和矛盾下，部分地区针对新投产机组交易结算机制进行了探索。河南省以2026年电力中长期交易“二选一”结算机制为切入点对新投产机组首年进行相关保障，为破解这一难题提供了本土经验。

本文聚焦我国新投产煤电机组面临的市场及政策困境、新投产首年实施保障的必要性、如何通过市场方式实现保障等层面展开论述。期望在不影响市场公平的前提下，通过妥善科学的机制创新，构建新投产煤电机组“公平参与市场+场外机制保障”的交易、结算机制，为新投煤电机组首年提供风险缓冲。

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国内外电源经济回报机制

通过容量、电量、辅助服务、绿色价值、其他场外机制保障等可推动电源科学合理的经济回报以及电力市场的良好运转。

国内来看，对于新能源，136号文的出台将新能源保障由场内转移至场外，建立差价结算机制，相关损益纳入系统运行费用，对一定规模的电量给予价格保障，稳定项目全生命周期的电量电价水平的同时推动新能源全电量入市。

对于煤电，1501号文的出台有效保障了在新能源持续增长、煤电利用小时持续下行的现状下，煤电可通过容量电价机制回收全部或部分固定成本投资，部分对冲新能源装机增长带来的时段性煤电量价下行。

对于新投产机组，河南做了先行探索，为新建机组提供两种结算选择，一是按常规市场机组参与现货与中长期交易；二是执行保障机制，按上年度省内煤电平均利用小时数核定保障电量，结算价格综合中长期与现货市场价格，偏差部分按较低价格结算。

国际上来看，市场设计层面，通过稀缺定价、容量机制、容量市场等保障电源投资成本的合理回收。交易机制层面，通过差价合约、竞价拍卖底价制度、多年期购电协议等稳定收益。

综合国内外实践，可提炼出三大核心经验。一是保障机制应坚持“短期过渡、梯度退出”原则，与新投机组市场适应周期匹配。二是价格形成应兼顾成本回收与市场竞争，不应过度干预市场或影响市场公平。三是结算方式应区分场内和场外，避免保障机制影响市场的正常运转。

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为什么要为煤电机组

投产首年提供保障

从维护市场公平角度，常理来讲，新投产机组应该无差别参与现货市场交易结算，在规则约定框架下公平参与中长期交易。错过年度中长期交易，仍有月度、月内等交易可补充，单独为其提供保障似乎有违市场公平。

但是以上表述基于一个前提，即当前市场发展足够充分、价格机制间足够协同、市场价格信号足够合理，若以上基础不存在，不给予新投产机组一定保障反而可能产生市场不公。同时，给予新投产煤电机组一定的机制保障也是更有效激励其获取合理收益、做好顶峰保供的客观需要。

一方面，电力市场与电价机制暂未实现充分协同，无法参与年度中长期交易的新投产煤电机组面临政策性不合理亏损。

当前我国已建立“现货电能量+容量+辅助服务等”市场体系，同时通过中长期避险机制及场外机制电量机制等实现避险或场外保障。但是由于我国当前对于市场中相关价格成分的认识不统一、叠加市场发展程度不足，不同品种间价格关系时常不清晰。

从结算视角看，煤电机组需要通过电能量、容量、辅助服务、中长期避险等机制实现固定成本回收同时获取合理收益。当前大部分区域的煤电容量电价并未全额补偿，煤电机组需要通过现货交易或中长期交易回收容量电价无法回收的成本。

从用户期望以及现货市场设计层面看，现货“基于”机组的变动成本（固定成本属于沉没成本）竞争，当前低变动成本的新能源在更多时段成为现货定价机组，用户对现货价格以及中长期价格均有下降的期望，这种期望愈是临近短周期中长期交易（滚动撮合等）愈是强烈，短周期中长期交易可能较年度价格进一步下降。 对于新投产煤电机组来说，若错失年度交易窗口，可能无法在月度及月内获取足够的中长期交易价格，同时容量电价补偿水平若不足，很可能面临政策性的亏损（固定成本无法充分回收）。

同时，交易与投产时间错配。年度中长期交易通常在投产前一年四季度启动，机组投产时间与年度交易时间不匹配。新投机组因无年度中长期合同支撑，不仅要承担更高的现货价格波动风险，也不得不接受更大不确定性的月度及月内市场。

另一方面，不同电源间保障机制的不协同。

目前国家层面尚未针对新投煤电机组出台专项交易结算政策，仅部分省份在年度交易规则中设置临时性条款，缺乏系统性与稳定性。部分新投产新能源可拥有部分电量的机制电价保障，但新投煤电机组暂未被纳入机制保障。

新能源项目具有“近零边际成本”特性，而新投煤电机组变动成本更高，同时新投煤电机组仅需1年的市场适应期。因此，借鉴新能源场外保障机制，在煤电全容量电价保障前，可构建新投煤电的短期保障机制，推动机制间进一步协同。

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相关建议

针对未实行煤电全容量补偿区域，加快出台全国性指导政策或新投产煤电机组电力交易结算专项办法，明确保障机制的适用范围、核心规则与实施要求，统一保障电量核定标准、保障时限要求、机制电价形成方式、费用分摊原则等关键内容，指导各省制定具体实施方案。

（一）新投产机组公平参与现货出清结算，场外对投产首年机组予以保障。

一是，坚持新投产机组全电量参与电力现货市场交易、结算。执行和其他市场化机组相同的交易、结算规则，公平参与相关费用分摊。

二是，参考新能源机制电价逻辑，对于投产首年煤电机组给予场外保障。以“覆盖合理成本、稳定基本收益”为目标，针对新投产煤电机组由于规则原因无法及时参与的交易（比如年度交易或部分月度交易），参考市场同类型机组中长期交易量价平均水平给予新投产煤电对应比例的机制电量以及相同的机制价格保障，按照机制电量*（机制价格-结算参考点现货价格）对新投产煤电进行差价结算，相关损益纳入系统运行费、由全体工商业分摊或分享。

执行期限最多为1年，避免过度保障。同时，给予新投产机组选择权力，新投产机组可以选择最多不超过一年的机制保障（可选择全部参与机制保障或部分参与），也可自愿放弃机制保障自主参与电力市场。针对选择新投产保障的煤电机组应妥善做好和现行中长期交易等协同，避免机组过保障或显著提升用户用电价格水平。

（二）做好市场准入管理，有效规避政策风险，做好组织保障。

准入流程上，每年四季度，省级相关主管部门会同运营机构，受理下一年度新投机组机制保障申请，审核投产计划、技术参数等材料，确定符合条件的机组名单，明确纳入机制保障的规模和价格形成机制。保障机制执行满1年后，机组自动退出保障。

政策风险上，明确保障机制与中长期规则等协同条款，避免政策间不协同不衔接。严格控制保障电量规模，单台机组保障电量规模不得超过其实际结算电量。

建立新投机组信用评价体系，对虚报投产计划等行为实施信用惩戒，明确违约责任与赔偿标准。实施保障上，建立省级相关主管部门、运营机构、电网企业、经营主体等的议事协调机制。

每月在相关平台公示保障机制执行情况，包括入选机组名单、机制电价、保障电量、差价结算金额、费用分摊情况等信息。

（三）进一步规范市场设计及价格机制协同，落实煤电全容量保障及特殊机组补偿机制，逐步取消新投产机组机制保障。

沿着更适应高比例新能源的新型电力系统、更适应全国统一电力市场体系建设的方向进行相关机制完善，进一步规范电力市场设计及电价机制协同。

一是推动不同层次价格机制间更高效协同。建立覆盖煤电等电源的容量保障机制，推动基于供需的煤电全容量补偿落地，相应调整电能量市场监管机制或限价机制设计，保障既能有效发挥市场价格对电力资源的优化配置作用、又能控制不发生系统性风险。

二是在煤电全容量补偿机制下完善特殊机组补偿机制。保障机组必开时段收益可覆盖变动成本并获取合理收益，相关机制建设完善后即可取消新投产煤电机制保障。

三是协同完善中长期避险等关联机制设计。在煤电全容量补偿及特殊机组补偿机制充分优化完善的情况下，可视市场发展程度，降低或取消年度中长期交易比例要求，充分规避长周期现货价格波动带来的中长期-现货价差风险。

更好发挥不同层次交易品种的价格发现职能，降低市场争议，增加各维度交易频次，缩短交易周期，为新投煤电机组提供灵活的交易调整渠道。

允许新投机组在投产前签订“意向性合约”，取得许可证后自动生效，破解交易窗口期错失难题；优化中长期合同调整机制，为新投机组根据实际投产进度灵活调整合同提供规则基础。

建议当前加快构建既能有效衔接现行市场规则、又能为新投产煤电提供首年合理保障的结算机制，推动新投煤电顶峰保供作用更充分发挥，以更好适应新型电力系统。

136号文落实以来经营主体对于市场的认识持续深化，相关主管部门更加重视电力批发市场及零售市场建设中的系统风险防控、更加注重机制的合理性。

市场对中长期避险机制的认识也更加深刻，对于电量比例和电价范围的要求及理解也更加清晰，当前部分省级市场已放开中长期电量比例约束、部分市场年度不开展双边仅开展集中竞价交易，部分市场暂不开展年度交易。

未来或可通过进一步基于电力现货市场的一体化设计、厘清各层次品种的价格关系、进一步完善中长期避险机制职能等系统性解决相关问题，相关机制完善后即无需再为新投产煤电首年提供机制保障。

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