电力中长期市场蓄力“活”起来

在业内看来，这份意见稿是对电力市场顶层设计的一次重要修订和完善，电力中长期市场的“四梁八柱”已基本构建完毕，目前正构建一个更加高效、灵活、开放、公平的电力市场体系。

国家发改委9月2日发布的《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称“意见稿”）明确，电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业。其中，经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等）；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

在业内看来，这份意见稿是对电力市场顶层设计的一次重要修订和完善，电力中长期市场的“四梁八柱”已基本构建完毕，目前正构建一个更加高效、灵活、开放、公平的电力市场体系。

中长期交易更具市场化特征

相较之前的规则，意见稿更加适应电力市场体系建设需要，强化了市场在资源配置中的决定性作用，其中明确提出，扩大参与主体范围，允许储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等各类新型主体参与市场交易。这打破了传统市场中以发电集团和售电公司为主的格局，将更多元的资源纳入市场体系，有助于激发市场活力。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国能源报》记者表示，意见稿标志着我国电力市场化改革迈出关键性一步。其中最大的亮点，是正式向储能、虚拟电厂、智能微电网等新兴力量敞开大门。

“过去，电力中长期市场的参与者多为传统发电企业，那些在能源转型中扮演日益重要角色的新型主体，却因规则限制而难以充分施展拳脚。意见稿彻底改变了这一局面，不仅为这些‘新玩家’提供了参与中长期交易的‘入场券’，更构建了一个从中长期到现货的完整市场参与路径。”彭澎表示，这意味着新型主体可以先在中长期市场稳定经营、积累经验，然后再无缝对接到反应更灵敏的现货市场中，从而更好地发挥其调峰、填谷、优化资源配置的独特价值。

“除了首次明确交易主体多元扩容，聚合入市外，意见稿还创新交易机制，即连续开市，分时结算。”厦门大学中国能源研究中心教授孙传旺接受《中国能源报》记者采访时表示，意见稿丰富了交易品种，首次明确可以采用“按日连续开市”的中长期交易方式，并推行带曲线签约与分时段结算模式，此举促进了电力中长期交易向精细化、智能化方向高质量发展。“这使得市场交易周期更加灵活，能够更好地匹配电力供需的短期波动，为现货市场的平稳运行提供支撑。”

“另外，意见稿健全了监管体系，以‘事前预警—事中防范—事后处置’三防体系为核心，构建覆盖市场风险、信用风险及系统运行风险的分类分级防控管理框架，实现风险可追溯、责任可界定，为多元主体大规模入市、高比例新能源持续并网提供可预期、可容错、可恢复的制度保障。”孙传旺说。

中长期市场与现货市场存在鸿沟

尽管意见稿旨在解决问题，但我国中长期电力市场在发展过程中仍面临诸多深层次的挑战。

首先是计划与市场的冲突。《中国能源报》记者了解到，我国电力体系中，中长期市场虽已建立，但在电价形成、发电计划、调度运行等环节，行政指令仍然发挥着重要作用。如何真正让市场在资源配置中起决定性作用，同时保障电力安全可靠供应，是核心难题；其次，跨省跨区交易依然存在壁垒，资源在全国范围内优化配置的效率有待提升，以此进一步支撑新能源大范围消纳；再次，市场规则复杂且不统一，各省市场规则存在差异，缺乏全国统一的基本框架。这种“碎片化”市场增加了跨省交易和参与主体跨省经营的难度，也难以形成规模效应。

“多维市场协同仍面临制度性堵点。”孙传旺表示，各类电力市场（中长期、现货、辅助服务等）因规则不统一而难以协同，参与主体需适应差异化的准入与交易规则，进而导致市场间存在衔接不畅与协调障碍，可能抑制运行效率的整体提升与电力资源的跨时空配置优化。“跨省跨区交易规则差异亟待统一。当前我国中长期电力市场普遍采用‘省内+省间’两级市场模式，受限于各省电力市场建设进度的非同步性及交易规则的非标准化，对省际间大规模清洁能源交易及消纳能力形成结构性制约。”

“随着电力市场化改革的深入，中长期市场正站在一个关键的十字路口，其面临的挑战与机遇同样突出。”彭澎直言，目前挑战的焦点，在于电力中长期市场与电力现货市场之间存在的“联动鸿沟”。尽管价格接轨趋势已经显现，但步履蹒跚的中长期价格调整机制，使其难以跟上现货市场的瞬息万变。“一个无法与现货市场同频共振的中长期市场，就像一个反应相对迟钝的‘稳定器’，其存在的根基——即规避风险、稳定预期的功能将受到质疑，因此市场迫切需要一个能够动态反映真实供需的中长期定价体系。”

需建立系统性多层次市场

针对上述挑战，业内认为，完善电力中长期市场需要一个系统性、多层次的推进策略。未来，需要深化体制机制改革，构建统一开放市场，同时制定全国统一的市场基本规则和技术标准，打破省间壁垒，推动跨省跨区交易常态化、市场化。未来可依托国家电力交易平台，构建“国家级+省级”的协同市场架构。

为构建高效、协同、可靠的现代化电力市场体系，孙传旺建议，一是夯实数字基座，构建可信数据生态。以区块链、隐私计算等技术为支撑，打造安全可信的数据底座。建立覆盖电力供需、绿电交易、负荷预测等核心场景的标准化数据协作体系，完善数据共享与安全机制。以此赋能参与主体，实现对海量数据的实时校核与动态优化。二是完善市场机制，提升系统运行效能。积极引入备用、爬坡、惯量等辅助服务新品种，强化各交易品种在时序、空间与效益分配上的全链条衔接。构建跨市场的容量补偿与偏差结算互认机制，打通多市场价值传导路径。三是深化区域协同，统一省际市场规则标准。建立跨省电力交易协调平台，统一省间交易合同范本，并规范各省市场信息披露的内容、频率与渠道。通过推动交易规则、价格机制及技术系统的深度融合，显著提升区域电力市场的透明度、流动性与整体可靠性。

彭澎认为，为中长期市场注入“弹性”与“流动性”是关键。“意见稿敏锐捕捉到这一痛点，改革方向直指过去僵化的交易模式，特别是备受诟病的‘年底两周集中签约’惯例。这种‘赶集式’的交易，将全年的供需压力压缩在极短的时间内释放，无异于一场零和博弈，弱势方往往沦为价格的被动接受者。”

“未来的出路在于‘化整为零’，通过引入更灵活的合约周期、更频繁的交易窗口，让经营主体能够根据自身需求和对市场的判断，随时、分批地进行交易。”彭澎指出，这不仅能有效分散风险，平抑剧烈的价格波动，更能让中长期市场真正“活”起来，成为一个既能提供长期稳定预期，又能灵活应对短期变化的、充满活力的有机组成部分，从而与现货市场形成良性互动，共同支撑起一个健康、高效的现代电力市场体系。

文丨本报记者 苏南

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨闫志强