中國儲能網(wǎng)訊：在我國持續(xù)推進的電力市場化改革進程中，電力中長期交易始終扮演著關鍵角色。從最初的“廠網(wǎng)分開”起步階段，到當前電力現(xiàn)貨市場建設的攻堅期，中長期交易經(jīng)歷了從簡單電量分配到面臨各類復雜風險的職能演變。這一過程體現(xiàn)了中國電力市場建設的獨特路徑——不同于歐美國家先建立現(xiàn)貨市場，后發(fā)展金融衍生品的模式，我國選擇以中長期交易為起點、逐步向全市場體系過渡。
隨著“雙碳”目標的穩(wěn)步推進和新型電力系統(tǒng)建設的提速，電力中長期交易正面臨前所未有的轉(zhuǎn)型壓力：一方面，可再生能源并網(wǎng)規(guī)模持續(xù)擴大（截至2024年底，風光可再生能源裝機突破14億千瓦，占比超40%），要求中長期交易機制更具靈活性；另一方面，現(xiàn)貨市場的全國性推廣（截至2024年底，已開展整月及以上長周期結算試運行省/區(qū)域電力現(xiàn)貨市場數(shù)量為21個）需要對中長期交易的功能定位做出調(diào)整。本文系統(tǒng)梳理電力中長期交易發(fā)展歷程、比較中外機制差異，解析新形勢下電力中長期交易的功能定位，提出對電力中長期交易的再認識。
電力中長期交易的發(fā)展演進
從初期破除壟斷的艱難探索，到市場化機制的全面鋪開，電力中長期交易的演進既受政策導向的強力牽引，也面臨技術、結構與觀念的深層博弈。從“計劃補充”邁向“市場支柱”，電力中長期交易的發(fā)展演進歷經(jīng)了兩大階段：
第一階段是制度探索期（2002~2015年）。
2002年，國務院印發(fā)《電力體制改革方案》（國發(fā)[2002]5號文），首次在政策層面提出開展發(fā)電企業(yè)向大用戶直接供電試點，標志著中長期交易萌芽。這份被稱為“5號文”的重要文件，明確提出了“十五”期間電力體制改革的主要任務，其中最重要的突破之一就是打破電網(wǎng)企業(yè)獨家購售電的格局。
這一時期的制度設計呈現(xiàn)三個典型特征：
一是準入機制嚴格：2004年原電監(jiān)會和發(fā)改委聯(lián)合發(fā)布的《電力用戶向發(fā)電企業(yè)直接購電試點暫行辦法》明確規(guī)定，試點用戶需滿足“較高電壓等級或較大用電量”的雙重門檻。據(jù)統(tǒng)計，首批試點企業(yè)中，年用電量基本都在10億千瓦時以上。
二是價格形成單一：采用“過網(wǎng)費”模式，即在目錄電價基礎上扣減電網(wǎng)環(huán)節(jié)費用。這種定價方式未能反映真實的市場供求關系，本質(zhì)上仍是計劃電價的延伸。
三是交易規(guī)模有限：2009年完善后的試點政策下，全國年直購電量不足全社會用電量的2%。吉林碳素集團作為首批試點用戶，其2006年直購電量僅為6.8億千瓦時。
由于計劃電量和政府電價的存在，這一時期的直購電交易電價呈現(xiàn)發(fā)電側(cè)單邊下降的特點。因此，中長期交易還承擔著特殊的政策使命。在試點地區(qū)，直購電成為地方政府調(diào)節(jié)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要工具。這種“政策市”的特征，推動了后續(xù)電力市場進一步深化改革。
第二階段是規(guī)范發(fā)展期（2016年至今）。
2015年新一輪電改啟動后，《電力中長期交易基本規(guī)則》的頒布實施使交易機制實現(xiàn)了重要突破。這份被稱為“9號文配套文件”的規(guī)則，標志著我國電力中長期交易進入規(guī)范化發(fā)展新階段。
這一階段的核心突破體現(xiàn)在三個方面：
一是市場主體擴容：售電公司作為新型中介機構加入交易鏈條。截至2024年底，全國注冊售電公司超過5600家，形成了“發(fā)電企業(yè)-售電公司-電力用戶”的多元交易結構。
二是全流程設計交易。首次全面考慮電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易、輔助服務交易等多個交易品種，首次明確優(yōu)先發(fā)電是中長期交易；首次引入偏差調(diào)整方式，首次在交易規(guī)則中提出帶發(fā)用電曲線，首次提出多種避險手段。
三是交易品種豐富：在原有的雙邊協(xié)商基礎上，引入了月度集中競價、掛牌交易等多種方式。
四是增加交易周期：主要按照年度和月度開展。有特殊需求的，也可以按照年度以上或者月度以下周期開展交易。打破中長期合同一簽“一錘子買賣”。
五是新能源參與：2017年甘肅率先開展新能源發(fā)電權交易，為解決棄風棄光問題提供了市場化途徑。據(jù)統(tǒng)計，2024年全國新能源市場化交易電量達6845億千瓦時。
這一時期的交易規(guī)模呈現(xiàn)爆發(fā)式增長。全國市場化交易電量由2016年的1.1萬億千瓦時增長至2024年的6.2萬億千瓦時，占全社會用電量的比例由17%提升至63%。其中，2024年全國電力中長期交易電量將達5.8萬億千瓦時，占全社會用電量比重超過45%。這一數(shù)字的背后，是中長期交易從單純的“電量分配”向“風險管理”轉(zhuǎn)變的重要轉(zhuǎn)型。
縱觀電力中長期交易兩大發(fā)展階段，制度探索期與規(guī)范發(fā)展期共同構成了我國電力市場化改革的階梯式演進脈絡。制度探索期通過打破電網(wǎng)壟斷、建立直購電試點等破冰之舉，初步撕開了計劃體制的縫隙，為市場化交易植入制度基因；規(guī)范發(fā)展期則以主體擴容、品種創(chuàng)新和新能源融入為突破口，推動交易規(guī)模從億千瓦時級向萬億千瓦時級躍升，標志著中長期交易正式升格為“市場支柱”。
同時也要看到，電力中長期交易價格仍然依托煤電基準價加（減）浮動比例，電力市場仍未完全形成“現(xiàn)貨（發(fā)現(xiàn)價格功能）+與現(xiàn)貨匹配的中長期交易（避險功能）”的市場體系。
機制比較：中外電力中長期交易差異分析
全球電力市場的多樣性為中長期交易提供了豐富的實踐樣本，中外電力中長期交易也各有不同。中國以“穩(wěn)中求進”的漸進式改革構建特色路徑，而歐美成熟市場則依托金融衍生品形成高流動性生態(tài)。國內(nèi)外中長期交易差異具體體現(xiàn)在三大方面（見表1）。
第一個方面體現(xiàn)在制度環(huán)境存在差異。
我國電力市場與歐美成熟電力市場在中長期交易機制上存在本質(zhì)區(qū)別，這種差異源于不同的市場發(fā)育路徑和制度環(huán)境。
在市場建設時序上，我國采取的是“漸進式改革”路徑：以物理執(zhí)行為主、金融屬性為輔，通過中長期交易穩(wěn)中求進地推動整個市場建設；而歐美國家則是基于成熟的資本市場，構建了以金融衍生品為核心的風險管理體系。這種差異直接體現(xiàn)在兩個關鍵之處：
一是合約性質(zhì)。我國中長期合約兼具“保供”與“避險”雙重職能。以廣東為例，其2023年中長期合約中，保障基礎電量的物理合約占比仍高達80%；相比之下，歐盟國家普遍采用純粹金融屬性的差價合約（CfD），挪威等國家金融合約占比超過95%。
二是價格形成方式。國內(nèi)以政府指導價為主，即便是所謂的“市場化交易”，其價格波動范圍也受到嚴格限制。2024年全國各省中長期交易價格上下浮動幅度平均為基準電價的±20%；而PJM等成熟市場完全由供需關系決定，日前市場價格波動幅度可達基礎電價的300%以上。
第二個方面體現(xiàn)在市場結構顯著不同。
從市場主體構成來看，我國中長期交易參與方相對單一。截至2024年6月，全國注冊售電公司雖然超過8000家，但實際活躍交易的不足40%。交易主體仍以發(fā)電集團和大型工業(yè)用戶為主，中小用戶參與度不足5%。
相比之下，歐美市場的參與者生態(tài)更為豐富。以北歐電力市場為例：傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)僅占交易主體數(shù)量的40%，市政能源公司和合作社占比25%，金融機構及對沖基金占比達30%，獨立交易商占比5%。
這種多元主體結構帶來了更高的市場流動性。數(shù)據(jù)顯示，北歐電力市場遠期合約日均換手率達到1.8次，而我國即使最活躍的廣東市場也僅為0.3次。
在交易組織方式上，國內(nèi)以雙邊協(xié)商為主（占比超過70%），集中競價占比不足30%；而歐洲統(tǒng)一市場采用日報價集中撮合，日前市場流動性明顯更高。
市場流動性的提升對電力市場健康發(fā)展具有多重積極意義。首先，高流動性能夠顯著增強價格信號的準確性，通過頻繁交易形成更為真實的市場供需關系，為發(fā)電企業(yè)、用戶及售電公司提供可靠的定價參考，降低因信息不對稱導致的決策偏差。其次，流動性提升可有效降低交易成本，縮短合約匹配時間，尤其有助于新能源企業(yè)快速調(diào)整交易策略以應對風光資源波動，增強市場對可再生能源的消納能力。更為關鍵的是，高流動性的市場能夠吸引更多市場主體參與，通過不同主體的差異化交易行為和互補性市場策略，形成自然分散風險的動態(tài)平衡機制，從而強化中長期交易的基礎避險功能。
第三個方面體現(xiàn)在綠色機制存在區(qū)別。
在新能源消納方面，各國展現(xiàn)了不同的政策思路和實踐路徑：
我國實行“綠證+電量”雙軌制。2024年全國綠證交易量達4.46億張，但實際消納比例仍不足10%。綠證價格受到年度配額比例的影響。
歐盟通過“原產(chǎn)地保證”（Guarantees of Origin）體系實現(xiàn)綠電屬性跨國流通。2023年歐盟跨境綠電交易量占總交易的15%，形成了統(tǒng)一的市場認知和定價機制。
美國推行“配額制”（RPS），29個州規(guī)定了可再生能源強制占比，并通過市場化的可再生能源信用(RECs)進行交易。值得注意的是，美國各州間的REC價格差異可達10倍以上，反映了不同地區(qū)的政策執(zhí)行力度和市場接受度。
這些差異也體現(xiàn)在新能源企業(yè)的營收結構上。據(jù)調(diào)查：中國新能源企業(yè)收入中固定電價占比超過70%，歐洲企業(yè)市場化交易收入占比約50%，美國企業(yè)則高度依賴REC收入（部分項目達30%）。
國內(nèi)電力中長期交易與國外在制度環(huán)境、市場結構、綠色機制等各方面存在差異的背后，是中國作為后發(fā)經(jīng)濟體在改革時序上的戰(zhàn)略選擇——既要避免激進市場化帶來的系統(tǒng)性風險，又需在安全框架內(nèi)為未來接軌國際預留接口。當前，我國電力市場化改革已進入“深水區(qū)”，既要堅持漸進式改革的國情適配性，也需在綠色機制設計、市場主體培育等領域加速借鑒國際經(jīng)驗。
功能重構：現(xiàn)貨市場環(huán)境下中長期交易的新定位
隨著現(xiàn)貨市場的全面鋪開，中長期市場通過與現(xiàn)貨市場相互協(xié)調(diào)配合，推動了電力市場結構的立體化演進，逐步構建“中長期交易規(guī)避風險，現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格”的雙層次電能量市場體系。中長期交易的功能定位需要重塑，從“剛性保供”變?yōu)椤帮L險對沖”，中長期合約由物理合約轉(zhuǎn)為金融工具，具體表現(xiàn)在以下三個方面：
第一是合約性質(zhì)方面，中長期合約需要從物理合約轉(zhuǎn)向金融工具。
隨著電力現(xiàn)貨市場建設在全國范圍內(nèi)的推進，中長期合約功能定位正在發(fā)生根本性轉(zhuǎn)變。廣東、山西等第一批現(xiàn)貨試點省份的經(jīng)驗表明，中長期交易必須在三個維度實現(xiàn)突破：
一是定價機制轉(zhuǎn)型。從固定價格轉(zhuǎn)向與現(xiàn)貨價格指數(shù)掛鉤。以廣東2023年數(shù)據(jù)為例，采用指數(shù)掛鉤的中長期合約占比已達45%，這些合約的價格波動性較固定價格合約降低60%以上。
二是交割方式革新。從剛性物理執(zhí)行轉(zhuǎn)為柔性金融結算。山西現(xiàn)貨試點中引入的“合約電量池”管理模式，將物理交割比例從90%降至50%，同時市場主體滿意度提升20個百分點。
三是功能重心遷移。從保障電量供應轉(zhuǎn)向管理價格風險。江蘇電力市場的案例分析顯示，市場主體風險對沖需求已超越電量保障需求，成為參與中長期交易的首要動機。
值得注意的是，這種轉(zhuǎn)型在不同電源類型間存在顯著差異。調(diào)研數(shù)據(jù)顯示：煤電企業(yè)對金融工具接受度最低（僅30%使用遠期合約），氣電企業(yè)居中（約50%使用套期保值），新能源企業(yè)最為積極（超70%采用組合對沖策略）。
因此，為滿足各類主體的不同風險對沖需求，中長期交易設置多類型差異化交易方式和合約是十分必要的。
第二是市場功能方面，中長期交易配合現(xiàn)貨市場，價格發(fā)現(xiàn)功能強化（見表2）。
中長期交易的價格信號作用在現(xiàn)貨市場環(huán)境中更加凸顯。廣東現(xiàn)貨試點的實踐經(jīng)驗提供了有益啟示：
一是價差收斂明顯。中長期合約價格與現(xiàn)貨市場價格的價差率從2019年的28%降至2023年的9%，表明市場預期更加理性。
二是峰谷價差傳導效率提升。用戶側(cè)響應能力增強40%，其中廣東珠三角地區(qū)工業(yè)企業(yè)通過調(diào)整生產(chǎn)計劃實現(xiàn)的需求響應量增長最快。
三是新能源參與度提高。風電場在日前市場的中標率增長15個百分點，光伏電站提高20個百分點，反映出中長期交易形成的價格信號對可再生能源投資的引導作用。
第三是體系構建方面，中長期交易的發(fā)展逐步引領構建并完善現(xiàn)貨風險管理體系。
現(xiàn)貨市場的波動性要求建立更為完善的風險管控體系。結合國際經(jīng)驗，我國中長期交易需要重點發(fā)展四類風險管控工具：
基礎工具：標準化期貨、期權合約。北歐電力市場的發(fā)展表明，標準化產(chǎn)品可提升市場流動性15%以上。
組合工具：發(fā)電權組合交易產(chǎn)品。美國PJM市場的實踐經(jīng)驗顯示，組合交易可降低新能源企業(yè)風險敞口30%~40%。
對沖工具：輸電權、容量合約。這些工具在歐洲統(tǒng)一市場的風險對沖中發(fā)揮關鍵作用，占全部對沖量的25%。
創(chuàng)新工具：天氣衍生品等。針對可再生能源的特性，英國市場已開發(fā)出風電指數(shù)衍生品，幫助風電企業(yè)應對出力波動風險。
特別需要關注的是，不同規(guī)模企業(yè)在工具使用上存在明顯差異。調(diào)研發(fā)現(xiàn)：大型發(fā)電集團多采用組合策略（使用3種以上工具），中等規(guī)模企業(yè)偏好標準產(chǎn)品，小微主體仍以固定價格合約為主要選擇。
這種差異提示我們，在推進市場化進程中需要建立多層次的風險管理服務體系。
創(chuàng)新發(fā)展：邁向成熟的電力市場
電力中長期交易正站在市場化轉(zhuǎn)型與能源革命交匯的關鍵節(jié)點，其機制創(chuàng)新需進一步深化，以滿足成熟電力市場對實現(xiàn)高效的價格發(fā)現(xiàn)、多元化的風險對沖、活躍的參與者生態(tài)以及靈活適應能源轉(zhuǎn)型的全方位要求。
首先，中長期合約機制有待進一步優(yōu)化（見表3）。為推動中長期交易向更高水平發(fā)展，需要在以下三個方面進行機制創(chuàng)新：
一是曲線分解柔性化。推行“合約電量池”管理模式。山西試點的經(jīng)驗表明，這種方式可將系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本降低15%以上，同時提高新能源消納比例8個百分點。同時可以探索中長期不帶曲線簽約，進一步還原中長期合約金融屬性。中長期約定合約電量、電價、結算參考點價格的形成方式即可完成結算。近期，《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)出臺，其中新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制便為中長期不帶曲線簽約做出了典型示范。
二是交易周期連續(xù)化。建立滾動撮合交易機制。參考澳大利亞電力市場的做法，將現(xiàn)有的月度交易擴展為周度、日度交易，可提升市場流動性20%~30%。
三是產(chǎn)品體系標準化。開發(fā)峰荷、基荷等差異化合約。德國經(jīng)驗顯示，標準產(chǎn)品每增加一種，市場活躍度提升約5%，目前國內(nèi)大部分省份的標準化程度仍有較大提升空間。
特別值得注意的是金融輸電權（FTR）的引入問題。美國PJM市場的實踐證明了FTR在跨省交易中的重要作用。我國在建設全國統(tǒng)一電力市場過程中，需要同步設計適合國情的輸電權交易機制。
其次，市場生態(tài)需進一步完善。建設健康的市場生態(tài)系統(tǒng)需要多管齊下：
一是培育多元化主體。引入金融機構、Aggregator等新型參與者。歐盟市場的經(jīng)驗表明，專業(yè)交易商的存在可使市場流動性提升40%以上。
二是建設基礎設施。建立全國統(tǒng)一的交易清算平臺。我國目前存在30多個省級以上交易機構，系統(tǒng)割裂問題突出?？蓞⒖急睔W電力交易所（Nord Pool）模式，建立統(tǒng)一的交易系統(tǒng)和規(guī)則體系。
三是健全監(jiān)管體系。構建“市場監(jiān)管+自律管理”雙層架構。美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）和北美電力可靠性委員會（NERC）的分工協(xié)作模式值得借鑒，特別是在應對市場操縱等違規(guī)行為方面積累了豐富經(jīng)驗。
針對當前存在的信用風險問題，亟需建立完善的風險準備金制度。調(diào)查顯示，2023年全國電力市場違約金額超過50億元，信用保障機制建設明顯滯后于市場發(fā)展速度。
再次，利用數(shù)字化轉(zhuǎn)型為中長期交易賦能。技術進步為中長期交易創(chuàng)新提供了新的可能性：
一是智能合約應用?；趨^(qū)塊鏈實現(xiàn)自動結算。澳大利亞已開展試點，結果顯示結算效率提升70%，錯誤率降低90%。
二是大數(shù)據(jù)分析。提升負荷預測精度。谷歌旗下DeepMind開發(fā)的AI預測系統(tǒng)，將風電功率預測誤差降低至2%以內(nèi)，大幅提高了交易決策的準確性。
三是AI輔助決策。開發(fā)交易策略優(yōu)化系統(tǒng)。德國意昂集團（E.ON）等能源巨頭已部署AI交易助手，幫助中小用戶制定最優(yōu)的購電策略，平均節(jié)約成本8%~12%。
以標準化產(chǎn)品體系提升市場運行效率，以開放包容的生態(tài)網(wǎng)絡釋放市場活力，以智能技術底座重塑市場決策模型——“機制創(chuàng)新+技術賦能”雙輪驅(qū)動，從風險管控、綠色轉(zhuǎn)型、制度保障等多維度入手，不斷豐富交易品種、提升交易周期、開放交易主體、優(yōu)化策略制定，才能全面實現(xiàn)中長期交易向更高水平發(fā)展。
在過去二十年中，我國電力中長期交易走過了從無到有、從弱到強的非凡歷程。面對新形勢的挑戰(zhàn)與機遇，中長期交易亟需實現(xiàn)從“壓艙石”向“助推器”的角色轉(zhuǎn)變。這要求我們立足國情、借鑒國際經(jīng)驗，建立起具有中國特色的電力市場風險管理體系。唯有如此，才能為新型電力系統(tǒng)建設和能源低碳轉(zhuǎn)型提供堅實的市場保障，最終實現(xiàn)安全、經(jīng)濟、低碳三大目標的協(xié)同優(yōu)化。
