深度 | 电力中长期交易再认识：从“压舱石”向市场化转型

在我国持续推进的电力市场化改革进程中，电力中长期交易始终扮演着关键角色。从最初的“厂网分开”起步阶段，到当前电力现货市场建设的攻坚期，中长期交易经历了从简单电量分配到面临各类复杂风险的职能演变。这一过程体现了中国电力市场建设的独特路径——不同于欧美国家先建立现货市场，后发展金融衍生品的模式，我国选择以中长期交易为起点、逐步向全市场体系过渡。

 

随着“双碳”目标的稳步推进和新型电力系统建设的提速，电力中长期交易正面临前所未有的转型压力：一方面，可再生能源并网规模持续扩大（截至2024年底，风光可再生能源装机突破14亿千瓦，占比超40%），要求中长期交易机制更具灵活性；另一方面，现货市场的全国性推广（截至2024年底，已开展整月及以上长周期结算试运行省/区域电力现货市场数量为21个）需要对中长期交易的功能定位做出调整。本文系统梳理电力中长期交易发展历程、比较中外机制差异，解析新形势下电力中长期交易的功能定位，提出对电力中长期交易的再认识。

 

电力中长期交易的发展演进

从初期破除垄断的艰难探索，到市场化机制的全面铺开，电力中长期交易的演进既受政策导向的强力牵引，也面临技术、结构与观念的深层博弈。从“计划补充”迈向“市场支柱”，电力中长期交易的发展演进历经了两大阶段：

 

第一阶段是制度探索期（2002~2015年）。

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》（国发[2002]5号文），首次在政策层面提出开展发电企业向大用户直接供电试点，标志着中长期交易萌芽。这份被称为“5号文”的重要文件，明确提出了“十五”期间电力体制改革的主要任务，其中最重要的突破之一就是打破电网企业独家购售电的格局。

 

这一时期的制度设计呈现三个典型特征：

一是准入机制严格：2004年原电监会和发改委联合发布的《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》明确规定，试点用户需满足“较高电压等级或较大用电量”的双重门槛。据统计，首批试点企业中，年用电量基本都在10亿千瓦时以上。

二是价格形成单一：采用“过网费”模式，即在目录电价基础上扣减电网环节费用。这种定价方式未能反映真实的市场供求关系，本质上仍是计划电价的延伸。

三是交易规模有限：2009年完善后的试点政策下，全国年直购电量不足全社会用电量的2%。吉林碳素集团作为首批试点用户，其2006年直购电量仅为6.8亿千瓦时。

 

由于计划电量和政府电价的存在，这一时期的直购电交易电价呈现发电侧单边下降的特点。因此，中长期交易还承担着特殊的政策使命。在试点地区，直购电成为地方政府调节产业发展的重要工具。这种“政策市”的特征，推动了后续电力市场进一步深化改革。

 

第二阶段是规范发展期（2016年至今）。

2015年新一轮电改启动后，《电力中长期交易基本规则》的颁布实施使交易机制实现了重要突破。这份被称为“9号文配套文件”的规则，标志着我国电力中长期交易进入规范化发展新阶段。

 

这一阶段的核心突破体现在三个方面：

一是市场主体扩容：售电公司作为新型中介机构加入交易链条。截至2024年底，全国注册售电公司超过5600家，形成了“发电企业-售电公司-电力用户”的多元交易结构。

二是全流程设计交易。首次全面考虑电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等多个交易品种，首次明确优先发电是中长期交易；首次引入偏差调整方式，首次在交易规则中提出带发用电曲线，首次提出多种避险手段。

三是交易品种丰富：在原有的双边协商基础上，引入了月度集中竞价、挂牌交易等多种方式。

四是增加交易周期：主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上或者月度以下周期开展交易。打破中长期合同一签“一锤子买卖”。

五是新能源参与：2017年甘肃率先开展新能源发电权交易，为解决弃风弃光问题提供了市场化途径。据统计，2024年全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时。

 

这一时期的交易规模呈现爆发式增长。全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比例由17%提升至63%。其中，2024年全国电力中长期交易电量将达5.8万亿千瓦时，占全社会用电量比重超过45%。这一数字的背后，是中长期交易从单纯的“电量分配”向“风险管理”转变的重要转型。

 

纵观电力中长期交易两大发展阶段，制度探索期与规范发展期共同构成了我国电力市场化改革的阶梯式演进脉络。制度探索期通过打破电网垄断、建立直购电试点等破冰之举，初步撕开了计划体制的缝隙，为市场化交易植入制度基因；规范发展期则以主体扩容、品种创新和新能源融入为突破口，推动交易规模从亿千瓦时级向万亿千瓦时级跃升，标志着中长期交易正式升格为“市场支柱”。

 

同时也要看到，电力中长期交易价格仍然依托煤电基准价加（减）浮动比例，电力市场仍未完全形成“现货（发现价格功能）+与现货匹配的中长期交易（避险功能）”的市场体系。

 

机制比较：中外电力中长期交易差异分析

全球电力市场的多样性为中长期交易提供了丰富的实践样本，中外电力中长期交易也各有不同。中国以“稳中求进”的渐进式改革构建特色路径，而欧美成熟市场则依托金融衍生品形成高流动性生态。国内外中长期交易差异具体体现在三大方面（见表1）。

 

第一个方面体现在制度环境存在差异。

我国电力市场与欧美成熟电力市场在中长期交易机制上存在本质区别，这种差异源于不同的市场发育路径和制度环境。

 

在市场建设时序上，我国采取的是“渐进式改革”路径：以物理执行为主、金融属性为辅，通过中长期交易稳中求进地推动整个市场建设；而欧美国家则是基于成熟的资本市场，构建了以金融衍生品为核心的风险管理体系。这种差异直接体现在两个关键之处：

 

一是合约性质。我国中长期合约兼具“保供”与“避险”双重职能。以广东为例，其2023年中长期合约中，保障基础电量的物理合约占比仍高达80%；相比之下，欧盟国家普遍采用纯粹金融属性的差价合约（CfD），挪威等国家金融合约占比超过95%。

 

二是价格形成方式。国内以政府指导价为主，即便是所谓的“市场化交易”，其价格波动范围也受到严格限制。2024年全国各省中长期交易价格上下浮动幅度平均为基准电价的±20%；而PJM等成熟市场完全由供需关系决定，日前市场价格波动幅度可达基础电价的300%以上。

 

第二个方面体现在市场结构显著不同。

从市场主体构成来看，我国中长期交易参与方相对单一。截至2024年6月，全国注册售电公司虽然超过8000家，但实际活跃交易的不足40%。交易主体仍以发电集团和大型工业用户为主，中小用户参与度不足5%。

 

相比之下，欧美市场的参与者生态更为丰富。以北欧电力市场为例：传统发电企业仅占交易主体数量的40%，市政能源公司和合作社占比25%，金融机构及对冲基金占比达30%，独立交易商占比5%。

 

这种多元主体结构带来了更高的市场流动性。数据显示，北欧电力市场远期合约日均换手率达到1.8次，而我国即使最活跃的广东市场也仅为0.3次。

 

在交易组织方式上，国内以双边协商为主（占比超过70%），集中竞价占比不足30%；而欧洲统一市场采用日报价集中撮合，日前市场流动性明显更高。

 

市场流动性的提升对电力市场健康发展具有多重积极意义。首先，高流动性能够显著增强价格信号的准确性，通过频繁交易形成更为真实的市场供需关系，为发电企业、用户及售电公司提供可靠的定价参考，降低因信息不对称导致的决策偏差。其次，流动性提升可有效降低交易成本，缩短合约匹配时间，尤其有助于新能源企业快速调整交易策略以应对风光资源波动，增强市场对可再生能源的消纳能力。更为关键的是，高流动性的市场能够吸引更多市场主体参与，通过不同主体的差异化交易行为和互补性市场策略，形成自然分散风险的动态平衡机制，从而强化中长期交易的基础避险功能。

 

第三个方面体现在绿色机制存在区别。

在新能源消纳方面，各国展现了不同的政策思路和实践路径：

我国实行“绿证+电量”双轨制。2024年全国绿证交易量达4.46亿张，但实际消纳比例仍不足10%。绿证价格受到年度配额比例的影响。

 

欧盟通过“原产地保证”（Guarantees of Origin）体系实现绿电属性跨国流通。2023年欧盟跨境绿电交易量占总交易的15%，形成了统一的市场认知和定价机制。

 

美国推行“配额制”（RPS），29个州规定了可再生能源强制占比，并通过市场化的可再生能源信用(RECs)进行交易。值得注意的是，美国各州间的REC价格差异可达10倍以上，反映了不同地区的政策执行力度和市场接受度。

 

这些差异也体现在新能源企业的营收结构上。据调查：中国新能源企业收入中固定电价占比超过70%，欧洲企业市场化交易收入占比约50%，美国企业则高度依赖REC收入（部分项目达30%）。

 

国内电力中长期交易与国外在制度环境、市场结构、绿色机制等各方面存在差异的背后，是中国作为后发经济体在改革时序上的战略选择——既要避免激进市场化带来的系统性风险，又需在安全框架内为未来接轨国际预留接口。当前，我国电力市场化改革已进入“深水区”，既要坚持渐进式改革的国情适配性，也需在绿色机制设计、市场主体培育等领域加速借鉴国际经验。

 

功能重构：现货市场环境下

中长期交易的新定位

随着现货市场的全面铺开，中长期市场通过与现货市场相互协调配合，推动了电力市场结构的立体化演进，逐步构建“中长期交易规避风险，现货市场发现价格”的双层次电能量市场体系。中长期交易的功能定位需要重塑，从“刚性保供”变为“风险对冲”，中长期合约由物理合约转为金融工具，具体表现在以下三个方面：

 

第一是合约性质方面，中长期合约需要从物理合约转向金融工具。

随着电力现货市场建设在全国范围内的推进，中长期合约功能定位正在发生根本性转变。广东、山西等第一批现货试点省份的经验表明，中长期交易必须在三个维度实现突破：

一是定价机制转型。从固定价格转向与现货价格指数挂钩。以广东2023年数据为例，采用指数挂钩的中长期合约占比已达45%，这些合约的价格波动性较固定价格合约降低60%以上。

二是交割方式革新。从刚性物理执行转为柔性金融结算。山西现货试点中引入的“合约电量池”管理模式，将物理交割比例从90%降至50%，同时市场主体满意度提升20个百分点。

三是功能重心迁移。从保障电量供应转向管理价格风险。江苏电力市场的案例分析显示，市场主体风险对冲需求已超越电量保障需求，成为参与中长期交易的首要动机。

值得注意的是，这种转型在不同电源类型间存在显著差异。调研数据显示：煤电企业对金融工具接受度最低（仅30%使用远期合约），气电企业居中（约50%使用套期保值），新能源企业最为积极（超70%采用组合对冲策略）。

因此，为满足各类主体的不同风险对冲需求，中长期交易设置多类型差异化交易方式和合约是十分必要的。

 

第二是市场功能方面，中长期交易配合现货市场，价格发现功能强化（见表2）。

 

中长期交易的价格信号作用在现货市场环境中更加凸显。广东现货试点的实践经验提供了有益启示：

一是价差收敛明显。中长期合约价格与现货市场价格的价差率从2019年的28%降至2023年的9%，表明市场预期更加理性。

二是峰谷价差传导效率提升。用户侧响应能力增强40%，其中广东珠三角地区工业企业通过调整生产计划实现的需求响应量增长最快。

三是新能源参与度提高。风电场在日前市场的中标率增长15个百分点，光伏电站提高20个百分点，反映出中长期交易形成的价格信号对可再生能源投资的引导作用。

 

第三是体系构建方面，中长期交易的发展逐步引领构建并完善现货风险管理体系。

现货市场的波动性要求建立更为完善的风险管控体系。结合国际经验，我国中长期交易需要重点发展四类风险管控工具：

基础工具：标准化期货、期权合约。北欧电力市场的发展表明，标准化产品可提升市场流动性15%以上。

组合工具：发电权组合交易产品。美国PJM市场的实践经验显示，组合交易可降低新能源企业风险敞口30%~40%。

对冲工具：输电权、容量合约。这些工具在欧洲统一市场的风险对冲中发挥关键作用，占全部对冲量的25%。

创新工具：天气衍生品等。针对可再生能源的特性，英国市场已开发出风电指数衍生品，帮助风电企业应对出力波动风险。

特别需要关注的是，不同规模企业在工具使用上存在明显差异。调研发现：大型发电集团多采用组合策略（使用3种以上工具），中等规模企业偏好标准产品，小微主体仍以固定价格合约为主要选择。

这种差异提示我们，在推进市场化进程中需要建立多层次的风险管理服务体系。

 

创新发展：迈向成熟的电力市场

电力中长期交易正站在市场化转型与能源革命交汇的关键节点，其机制创新需进一步深化，以满足成熟电力市场对实现高效的价格发现、多元化的风险对冲、活跃的参与者生态以及灵活适应能源转型的全方位要求。

 

首先，中长期合约机制有待进一步优化（见表3）。为推动中长期交易向更高水平发展，需要在以下三个方面进行机制创新：

 

一是曲线分解柔性化。推行“合约电量池”管理模式。山西试点的经验表明，这种方式可将系统调节成本降低15%以上，同时提高新能源消纳比例8个百分点。同时可以探索中长期不带曲线签约，进一步还原中长期合约金融属性。中长期约定合约电量、电价、结算参考点价格的形成方式即可完成结算。近期，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)出台，其中新能源可持续发展价格结算机制便为中长期不带曲线签约做出了典型示范。

 

二是交易周期连续化。建立滚动撮合交易机制。参考澳大利亚电力市场的做法，将现有的月度交易扩展为周度、日度交易，可提升市场流动性20%~30%。

三是产品体系标准化。开发峰荷、基荷等差异化合约。德国经验显示，标准产品每增加一种，市场活跃度提升约5%，目前国内大部分省份的标准化程度仍有较大提升空间。

 

特别值得注意的是金融输电权（FTR）的引入问题。美国PJM市场的实践证明了FTR在跨省交易中的重要作用。我国在建设全国统一电力市场过程中，需要同步设计适合国情的输电权交易机制。

 

其次，市场生态需进一步完善。建设健康的市场生态系统需要多管齐下：

一是培育多元化主体。引入金融机构、Aggregator等新型参与者。欧盟市场的经验表明，专业交易商的存在可使市场流动性提升40%以上。

二是建设基础设施。建立全国统一的交易清算平台。我国目前存在30多个省级以上交易机构，系统割裂问题突出。可参考北欧电力交易所（Nord Pool）模式，建立统一的交易系统和规则体系。

三是健全监管体系。构建“市场监管+自律管理”双层架构。美国联邦能源管理委员会（FERC）和北美电力可靠性委员会（NERC）的分工协作模式值得借鉴，特别是在应对市场操纵等违规行为方面积累了丰富经验。

针对当前存在的信用风险问题，亟需建立完善的风险准备金制度。调查显示，2023年全国电力市场违约金额超过50亿元，信用保障机制建设明显滞后于市场发展速度。

 

再次，利用数字化转型为中长期交易赋能。技术进步为中长期交易创新提供了新的可能性：

一是智能合约应用。基于区块链实现自动结算。澳大利亚已开展试点，结果显示结算效率提升70%，错误率降低90%。

二是大数据分析。提升负荷预测精度。谷歌旗下DeepMind开发的AI预测系统，将风电功率预测误差降低至2%以内，大幅提高了交易决策的准确性。

三是AI辅助决策。开发交易策略优化系统。德国意昂集团（E.ON）等能源巨头已部署AI交易助手，帮助中小用户制定最优的购电策略，平均节约成本8%~12%。

 

以标准化产品体系提升市场运行效率，以开放包容的生态网络释放市场活力，以智能技术底座重塑市场决策模型——“机制创新+技术赋能”双轮驱动，从风险管控、绿色转型、制度保障等多维度入手，不断丰富交易品种、提升交易周期、开放交易主体、优化策略制定，才能全面实现中长期交易向更高水平发展。

 

在过去二十年中，我国电力中长期交易走过了从无到有、从弱到强的非凡历程。面对新形势的挑战与机遇，中长期交易亟需实现从“压舱石”向“助推器”的角色转变。这要求我们立足国情、借鉴国际经验，建立起具有中国特色的电力市场风险管理体系。唯有如此，才能为新型电力系统建设和能源低碳转型提供坚实的市场保障，最终实现安全、经济、低碳三大目标的协同优化。

来源丨电联新媒