“本文转自公众号“兰木达电力现货”，为其《电力现货市场中的反直觉现象》系列文章的第一篇，对理解目前电力市场上发用主体在价格方面的矛盾很有帮助。感兴趣的读者朋友也可以关注兰木达的公众号，值得学习。”
以下为原文全文
本文内容仅反映作者基于市场实际情况的观察，不代表兰木达公司观点。作者：武小霞、韩天龙、张亚玮
电力市场中长期交易“全签”指保障足量签约，年度以上中长期合同力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，通过月度合同签订保障合同签约电量不低于90%-95%。
随着集中式新能源、分布式光伏的大规模快速增长，电力系统供需与发电成本在月、日、时等不同尺度都存在波动，而这些波动往往难以准确预测，低频的全签中长期交易往往使得交易主体暴露在更大的不确定性中，从而增加量价风险。
一、年度中长期全签失效案例
如图1所示，某电力现货市场试点省份2022年的年度（发生在21年底）、月度中长期签约均价与现货日前价格的对比，其中年度长协价为497元/兆瓦时，月度中长期综合价在534元/兆瓦时附近，现货日前月均价541元/兆瓦时，现货价格高于中长期签约价格。
图1 某省2022年中长期与现货价格对比
由于年度中长期交易价格、月度中长期价格与现货市场日前价格存在巨大的偏差，年度价差超40元/MWh，“全签”比例越高，发电侧面临的低电价亏损风险越明显。
如图2所示，该省2023年的年度（发生在22年底）、月度中长期签约均价与现货日前价格的对比，其中年度长协价为554元/兆瓦时，月度中长期综合价在512元/兆瓦时附近，现货日前月均价433元/兆瓦时，中长期价格高于现货价格。
图2 某省2023年中长期与现货价格对比
由于年度中长期交易价格、月度中长期价格与现货市场日前价格存在巨大的偏差，年度价差超100元/MWh，“全签”比例越高，用户侧面临的高电价亏损风险越明显。
如图3所示，该省2024年的年度（发生在23年底）年度长协价为462元/兆瓦时，月度中长期综合价在425元/兆瓦时附近，现货日前月均价344元/兆瓦时，尤其是是从今年7月开始，售电公司签约的月度双边、集中竞价交易均价已经下探到372元/兆瓦时。
图3 某省2024年中长期与现货价格对比
由于年度中长期交易价格、月度中长期价格与现货市场日前价格存在巨大的偏差，年度价差超100元/MWh，“全签”比例越高，用户侧面临的高电价亏损风险越明显。
二、全签失效原因分析：
难以在年、月尺度进行准确的成本与价格预判
（一）供需与成本存在多周期波动
受季节变化影响，新能源发电存在明显的月度不均衡。比如在华北地区，风电在2021年4、5、11、12月以及2022年3月发电较多，远超其他月份；光伏发电在2021年4、5、6、7、8月比较多，不同月份的相对量变化也是非常大。
图4 山西省直调新能源2022-2023年各月平均发电功率（MW，实线为实际发电）
除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。
随着新能源和水电供给数量变化，对火电与燃料的需求也在变化，这又进一步影响到电力系统的发电成本。在新能源和水电发电多的时期（月、日、时），电价往往走低；新能源和水电发电不足的时期（月、日、时），电价经常走高。
由于气象本身波动与难以预测，在年与月类似的长周期尺度开展供需与成本的预测，不管是政府机构、电网公司还是市场主体，大家都很难做到。
（二）政策与规则的变化
年度交易前，省级层面或国家级层面通常会公布未来一年的最新版政策，新版政策多数情况下会对某一情况进行针对性调整，例如24年国家新出的容量电价补偿政策、滚动撮合交易放宽限价、新增发电侧买入/用电侧卖出电量约束等政策，均会对市场流动性、市场报价行为、市场情绪产生较大的影响。站在中长期交易决策的角度，这些调整所带来的影响其实不能完全被预测到，那么在决策时得到的结论可能是存在偏差的。
另外如某些省份设定的年度交易成交电量需大于65%的硬性规则下，直接影响是市场主体损失了在近期交易窗口获利的机会成本；间接影响是市场主体如需在近期窗口调整仓位，但近期窗口缺少流动性，则需承受高额平仓亏损或无调仓机会。
（三）签约期价格波动影响市场主体心理
长签交易在绝大部分省份还是以双边协商的交易方式开展，依赖于场外信息互通和市场主体情绪，在脱离完全理性、完全市场化的情况下，长签交易价格很容易受到近期现货市场价格走势的影响，年度交易前部分发电侧主体常常会通过抬价造势达到此目的。
由此看来，由于缺少有效监管，近期市场的价格走势在未来的持续性其实有待商榷，而若根据近期走势产生锚定策略，忽视未来变化带来的风险则是非常危险的。
三、合理的中长期交易模式建议
（一）继续明确中长期签约比例
在电力现货市场的过渡期，还是需要明确全签比例要求，并且既明确月度累计电量签约要求，同时也明确月度分时电量签约要求，口径以年、月、周三种交易的月度统计数为准。保障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。
（二）增加中长期交易频度
不要求在年、月等少数交易窗口完成高比例的交易量，而是通过引入年度、月度、周旬、日滚动等多种交易周期，增进市场交易窗口数量，让市场主体可以方便地根据自身的发用特性选择合适的窗口进行交易。
（三）改变交易方式，保障签约公平性
为了保证中长期交易的公平性，尤其是避免发售一体公司与独立售电公司面临的签约价格差异过大，在初期可以减少双边、摘挂牌、传统集中竞价（竞价曲线与实际情况不匹配）等交易方式的成交量，以集中式的分时段滚动撮合交易作为最主要的交易方式，从而有效提升市场流动性，更好地发现价格，指引市场成员进行有效的风险管理。
（四）优化中长期交易价格上下限
中长期交易上下限不能设置传统的统一上下限，而应当分时段设置，避免不同交易曲线面临不同的竞争限制。同时中长期交易价格需要与现货价格在逻辑保持一致，也就是围绕电能量价值设置限制，而不能在中长期价格中包含辅助服务、容量补偿等其他部分。
（五）区别开展补偿型与风险控制型中长期交易
补偿型合约重在对新能源和改革成本等因素的适量适度补偿，是电能量价格之外的因素。而正常的中长期交易目的在于帮助市场成员进行电能量市场的价格发现和风险管理。因此对应类似于PPA等补偿型中长期合约，他们的签约方式可以单独考虑，不能把补偿型合同与正常的中长期交易放在一起组织。
