近年来，在全球能源转型的大背景下，电力行业正经历着一场深刻的变革。太阳能、风能等清洁能源在电力供应结构中的占比持续攀升。过去火电参与交易定价，新能源政府定价保障消纳的市场模式已不再适用于新型电力市场。为适应能源结构的变化，提升电力系统的灵活性与稳定性，电力市场体制改革不断深入，中长期交易制度改革成为广泛讨论的焦点话题。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：潘欣）
现行中长期交易制度的特点
在新能源装机大幅增长以前，火电在我国电力体系中始终占据主导地位，为整个电力系统的稳定运行和电力可靠供应起着关键支撑作用。自2015年中发9号文发布掀起新一轮电力体制改革序幕以来，我国从火电开始进行渐进式市场化改革，抓住电力供应的核心环节，构建合理的价格形成及传导机制并逐步推广至其他电源品种，至今已建立起一套适应火电特性的中长期交易制度体系。现行中长期交易制度主要有以下几方面特点：
一是高比例年度中长期签约。在电力市场化之前，煤炭价格率先完成市场化。煤炭是火电企业最主要的成本来源，高比例年度煤炭长协合同明确了供应数量和期限，且价格相对稳定，为火电企业提供稳定的煤炭供应，给签订高比例年度中长期合同奠定了前提条件。各地市场对年度中长期签约比例做出不同程度要求，大多设定在80%左右；这样的要求符合火电企业的生产特性，在市场建设初期也能发挥中长期交易“压舱石”作用，避免电价的大幅波动。
二是中长期合约属性存在争议。对于中长期合同是否物理执行一直以来都存在不同看法。有人延续计划电时期的思维认为中长期合约是实物合同，可以全电量结算。调度机构参考发电企业所持有的中长期合同安排生产计划，并在实时发电时根据负荷情况进行出力调整的做法使得中长期合同可以物理执行的想法在部分电力从业者认识里根深蒂固。也有人认为在我国集中式开展的电力市场中，中长期合同都是财务性质，用来对冲现货价格波动风险，不涉及实物交割，只能进行差价结算。对于过去以火电为主的电力市场来说，实物还是财务的争论意义不大。一方面，燃煤机组出力稳定可控使得其具有履约中长期合同的实际能力；调度机构参照中长期合约电量安排生产计划的做法也具有执行前提。另一方面，煤炭长协的存在提前锁定了燃煤机组的发电成本，起到了和中长期合约相似的避险作用，一定程度上削弱了中长期合约的财务属性。
三是中长期和现货价格耦合性差。我国电力市场化改革进程里中长期交易制度先于容量电价机制建立。在全容量补偿机制推行前，中长期市场承担了部分容量成本回收的功能，导致中长期交易价格与现货市场价格存在偏离。从24年市场运行情况看，现货正式运行和连续结算试运行地区中多数省份中长期价格均高于现货价格。另一方面，1439号文要求的燃煤机组市场交易价格在基准价±20%的价格区间内上下浮动是参考了煤炭价格浮动区间相应设定，但新能源发电缺乏煤炭价格这样的价格锚点，影响新能源交易价格的只有现货市场中短时的供需波动。这就导致当前中长期限价区间难以匹配现货市场价格的波动程度，出清价格与现货市场存在一定偏差。
新能源全面入市带来的挑战
随着“3060”目标的稳步推进，我国新能源装机容量迅速上升，截至24年底风电光伏总装机容量已突破12亿千瓦，提前6年完成目标。新能源装机占比逐年上升，火电从电力体系的主力军逐渐转变为支撑性、调节性电源。以往基于火电的市场主导地位而构建的中长期交易制度面临着火电企业角色转变、大量新能源电量参与市场带来的诸多挑战。
一是新能源企业难以确定中长期签约曲线。长期以来，中长期交易被认为具有锁定收益、规避风险的作用。高比例中长期签约要求也是基于稳定电价，在现货市场建设初期防范电价巨幅波动下的考量。但是新能源出力受天气影响具有随机性和波动性，预测可靠性差且几乎不具备调节能力。并且时间跨度越久，新能源出力预测偏差就越大，这样的特性使得新能源企业在年度交易时难以准确预测年内各月发电能力，更不用说确定24点的分时曲线了。同时，即便在年度签订了带曲线的中长期合同，新能源出力的不可控导致其难以像火电一样参照合同签订的曲线安排生产发电，新能源企业只能被动接受中长期与现货市场间的价格差。一旦因天气等原因导致出力受限，受供给不足影响此时电价往往处于高位，新能源场站不得不承担高额的现货价格倒挂亏损，中长期交易对于新能源场站来说从规避风险变成了承担风险。
二是中长期合约本质亟待明确。由于新能源发电可调节性差，出力不可控，新能源企业不具备履约中长期合约电量实际能力。中长期合约电量也无法像对火电企业一样指导电力生产，新能源企业的中长期合约转变为期货性质的避险合同，财务属性得以加强。随着新能源参与市场规模的增大，无法实际履约的中长期合同电量水涨船高，传统的“中长期电量等于实发电量”的观念受到冲击，进一步造成了结算关系上的混乱。这就要求市场建设者尽快从理论上明确中长期到底是实物交割的物理属性合同还是财务避险的金融属性合同。
三是新能源发展调整了中长期市场供需结构。现货市场中的电能量始终满足发用两侧实时平衡并进行全电量优化，现货出清价格能真实反映新能源出力波动和市场实际供需形势的变化；但在中长期市场上部分新能源电量以政府授权合约等形式出售，剩余电量参与常规电力中长期交易导致部分用户无法购买足量中长期合约。若仍按现有标准强制执行中长期高比例签约，那么用户只能加价购买以满足高比例签约要求，中长期交易价格与实际电力供需情况产生偏离，同时也进一步加大了中长期与现货市场的价格偏差。
构建适应新能源入市的中长期交易制度
在新能源全面入市的背景下，传统的中长期交易制度亟须做出调整以适应高可再生能源比例的新型电力系统需要。此时《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）应运而生，为未来的电力市场改革指明方向。针对中长期交易制度调整，建议从以下三个方面入手。
一是设置更加灵活的中长期签约比例。由于新能源出力预测的不稳定性，强制要求高比例中长期签约不具备避险的实际意义，反倒增加了新能源企业的市场风险。建议允许新能源企业灵活确定中长期交易规模，将选择权交还给市场。中发9号文发布至今已接近10年，现货市场建设也进入了深水区。经历市场早期的不成熟和电价波动后，市场主体已逐渐培养起市场意识，有能力根据负荷预测和气象数据等信息合理参与市场交易。另一方面，由于新能源部分上网电量参与政府授权合约机制，中长期签约比例也应相应降低以满足中长期市场供需平衡。同时由于市场规则技术中立的要求，既然新能源可以签订机制电价，其他电源品种理应也能参与。未来在放宽新能源中长期签约比例要求的基础上，建议逐步放宽直至取消全电源品种中长期签约比例要求，允许市场主体根据自身经营目标和风险偏好自主签约。
二是明确中长期合约的财务属性，取消带曲线签约要求。为什么中长期合约不能实物交割？因为电能量市场中进行买卖的实物商品是电能量，而电能量有且仅有在实时市场中才会进行生产和销售。中长期交易对应标的物是现货市场的价格波动，而非电能量本身。只有实时市场的电能量供需变化才能真实地反映电能量的商品价值，在此之前的所有交易包括日前市场都可以看作实时市场的“衍生品市场”，用来对冲实时价格波动风险。中长期合约的本质是财务属性的避险合同，关注的是一段时间内的经济收益。无论签订何种曲线，只需明确避险机制的触发条件并相应进行财务结算即可发挥中长期交易的避险功能。所以明确中长期合约的财务属性之后，应相应取消中长期带曲线签约要求。一方面应允许市场主体自行决定是否分解曲线以及分解颗粒度，方便进行合同回购、合同转让等中长期持仓调整交易，进一步提升中长期交易流动性和灵活度；另一方面应研究标准化的中长期合同，建立不同时间维度的标准化交易品种，推动电力中长期市场向电力期货市场过渡。
三是放宽中长期交易价格限制。随着新能源参与市场规模逐渐扩大，电力市场实时供需波动愈加强烈，中长期市场与实时市场的供需一致性更加难以满足。在对容量成本合理补偿的基础上，应放宽中长期交易价格限制，仅在现货市场设置合理的价格波动区间，释放中长期市场活力使其匹配现货市场发现的价格信号，引导中长期价格向现货价格水平靠近。应逐步放宽并取消中长期获利回收等平衡机制，降低政策对电价形成的干预，充分发挥中长期合约的避险功能的同时激励市场主体更好地参与电力供需调节，最大程度发挥价格对资源的优化配置作用。
结语
电力中长期交易制度的改革与完善，是电力行业迈向市场化、适应能源转型的关键一步。136号文的发布为构建更加公平、高效、灵活的电力市场创造了有利条件。当前中长期制度存在的不足，正逐步通过政策调整与市场实践得到改善。展望未来，随着这些改革措施的深入实施，电力市场将能更好地发挥资源配置作用，促进新能源消纳，推动能源绿色低碳转型，为经济社会的可持续发展提供坚实的电力保障。
原标题：深度 | 新能源全面入市背景下的中长期交易制度调整方向
