2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》《“十四五”电力发展规划》，提出“加强电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场衔接”“探索开展容量市场交易”“建立健全储能参与电力市场的机制”“推行分时电价和尖峰电价机制”等多项完善电力市场机制的举措。

随着电力市场化改革的持续深入，各地电力现货市场试点建设加速推进，南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）电力现货市场已于2022年底全部启动试运行，标志着我国电力现货市场建设迈出重要一步。

#电力中长期交易的作用#

电力中长期交易主要作用在于落实优先发电、优先购电计划，保障电力供需平衡，稳定市场预期，并在此基础上推动发电企业和电力用户之间直接交易，通过市场化方式形成电力中长期交易价格，发现电力时间价值、空间价值和环境价值，引导电力投资和资源配置。

电力现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和辅助服务交易，实现电力电量即时平衡，通过市场化方式发现电力实时价格，进一步体现电力的商品属性，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场构成现代电力市场完整体系，三者相互补充、协调运行。

电力现货市场运行后，电力中长期交易在发挥“压舱石”作用的基础上，在交易品种、交易方式、交易价格、交易组织、结算方式等方面将发生较大变化，逐步向市场化方向转型，以适应新型电力系统建设要求。

#交易品种更加齐全，引导市场主体灵活签约#

电力现货市场运行前，中长期电力交易主要围绕电量开展，交易品种较为单一，以年度（多年）、月度（季度）电量交易为主，部分省份开展了月内增量交易、发电权交易、转让交易等。

电力中长期合约仅对电量进行约定，不对具体时段进行分解，也不对电力曲线的形状进行要求，只需在合约到期时根据发用电两侧的实际电量进行偏差结算。

电力现货市场运行后，中长期电力交易除了电量交易外，还将增加电力交易新品种，交易品种更加齐全。

电力交易需要对电力曲线（或电力时段）进行明确，除了约定电量外，还需要对全年每日各时段（或典型日各时段）的出力情况进行约定，以支持现货市场对发电出力的精细化调度要求。

为适应新能源发电出力特性及用户需求变化，中长期电力交易将推动市场主体开展多年期、年期、季度、月度、月内多日、日前等多时段、多品种交易，鼓励市场主体签订灵活可调整的中长期合同，提升中长期合同电量履约率及价格灵活性，促进电力资源优化配置和可再生能源消纳。

#交易方式更加丰富，推动市场主体多元竞争#

电力现货市场运行前，中长期电力交易按照“双边协商为主、集中交易为辅”的原则开展，发电企业和电力用户（含售电公司，下同）主要通过自主协商或参与集中撮合交易方式形成电量交易意向或交易结果，电力调度机构按照交易结果安排发电计划，电网企业根据发电计划进行电力电量结算。

电力现货市场运行后，电力中长期交易方式更加丰富，除了双边协商、集中撮合（挂牌）交易外，还将推动开展集中竞价交易、滚动撮合交易、发电权交易、转让（回购、置换）交易、合约分解（转让）交易、跨省区交易、辅助服务补偿（交易）机制等，以满足市场主体多元化交易需求。

在双边协商的基础上，鼓励发电企业和电力用户直接参与集中竞价，由市场竞争形成价格；

发电企业之间、电力用户之间、发电企业与电力用户之间可开展发电权交易、电量回购及转让交易，增加电力市场活跃度，促进可再生能源消纳；

鼓励电力用户与发电企业签订分时段的电力交易合同，通过滚动撮合交易调整发电出力安排，提升中长期交易合同执行灵活性。

#交易价格更加灵活，形成有效市场价格信号#

电力现货市场运行前，中长期电力交易价格主要采取政府核定电价、市场形成电价（包括优先发电价格、优先购电价格、市场化交易价格）及两者结合的方式，由发电企业和电力用户通过双边协商、集中撮合等方式确定，并通过年度交易、月度交易及月内交易等不断修正价格。

政府核定电价主要基于标杆电价、上网电价、销售电价及交叉补贴等因素确定，市场形成电价由市场竞争形成，并通过输配电价进行传导。

电力现货市场运行后，电力中长期交易价格通过市场竞争形成，并与现货市场价格实现有效衔接。

一方面，电力现货市场价格信号将引导中长期电力交易价格合理形成。电力调度机构根据电力供需形势、系统运行状况、发电企业报价及电力用户购电需求，形成次日或实时电力调度计划，基于全成本定价原则，采用节点边际电价、系统边际电价等定价机制，计算次日或实时市场出清价格，并向市场主体发布。

电力现货市场价格反映了不同时段、不同区域的电力供需情况和发电成本差异，为中长期电力交易提供了重要价格参考。另一方面，中长期电力交易可为发电企业、电力用户和售电公司等市场主体提供稳定的收益预期和风险管理工具，通过签订中长期合约锁定未来电力价格，有效规避现货市场价格波动风险。

为推动电力中长期交易价格更加灵活，适应电力现货市场运行需要，电力中长期交易将采用更加市场化的价格机制。

一是推动发电企业和电力用户直接参与集中竞价交易，由市场竞争形成价格，体现电力商品属性。

二是鼓励市场主体签订带有价格浮动条款的中长期合约，允许合约价格在一定范围内进行调整，以反映市场价格变化。

三是探索建立中长期交易价格与现货市场价格挂钩的机制，促进中长期交易与现货市场的有效衔接。

#交易组织更加高效，提升市场运行效率#

电力现货市场运行前，中长期电力交易主要由政府相关部门或电力交易机构组织，采取分散与集中相结合的方式开展。

发电企业和电力用户根据自身需求和发电能力，自主申报电量和电价，电力交易机构根据申报情况，按照一定规则进行撮合成交，形成交易结果。这种交易组织方式存在信息不对称、交易成本高、市场活跃度低等问题。

电力现货市场运行后，电力中长期交易组织将更加高效，提升市场运行效率。

一是推动电力交易机构独立规范运行，完善交易规则，提高交易透明度，降低交易成本，吸引更多市场主体参与交易。

二是加强电力中长期交易与现货市场的衔接，电力交易机构应充分考虑电力现货市场运行特点，合理制定中长期交易计划，确保中长期交易与现货市场的协调运行。

三是优化电力中长期交易组织流程，采用更加灵活高效的交易方式，如滚动撮合交易、连续竞价交易等，提高交易效率和市场流动性。四是加强电力中长期交易监管，建立健全市场监测、分析和评估体系，及时发现和处置市场异常行为，维护市场秩序和公平竞争。

#结算方式更加完善，保障市场主体利益#

电力现货市场运行前，中长期电力交易结算主要采取电量结算方式，即根据发电企业和电力用户实际发电量和用电量进行结算。

电力交易机构根据交易结果和发电计划，计算各市场主体的结算电量和结算价格，电网企业根据结算电量和价格进行电费结算。这种结算方式存在结算周期长、资金占用大、结算风险高等问题。

电力现货市场运行后，电力中长期交易结算方式将更加完善，保障市场主体利益。

一是推动电力中长期交易与现货市场结算的衔接，实现电量结算与电费结算的分离。电力中长期交易主要进行电量结算，根据交易合同约定的电量和价格进行结算；现货市场主要进行电费结算，根据市场出清价格和实际发电量、用电量进行结算。

二是优化结算流程，缩短结算周期，降低资金占用和结算风险。电力交易机构应及时发布交易结果和结算信息，电网企业应及时完成电费结算和支付工作。

三是建立健全结算风险防范机制，加强对市场主体结算行为的监管，确保结算资金的安全和及时支付。四是推动建立跨省区电力交易结算机制，促进跨省区电力交易的顺利开展和结算工作的顺利进行。

#尾言#

电力现货市场运行后，电力中长期交易在交易品种、交易方式、交易价格、交易组织、结算方式等方面将发生较大变化，逐步向市场化方向转型。这些变化将有助于发挥电力中长期交易在电力市场中的“压舱石”作用，促进电力资源的优化配置和可再生能源的消纳，推动电力市场的健康、有序、可持续发展。

本期培训针对于电力交易当前的交易策略等难点,对当前市场政策、交易规则、交易策略、流程等各阶段详细流程，为参与交易企业人士提供全面指导。以理论知识和省份案例解读的方式，使学员快速了解电力交易现状，全面掌握电力交易规则，满足市场化交易的需求。

主办单位：北极星学社

培训大纲：电力市场化交易、电价市场化改革、电力市场化发展

培训地点：线上（支持反复观看）

报名方式：李老师 18931348740