在新能源滲透率持續攀升、電力系統向“雙碳”目標加速轉型的今天，一場看似規模不大的跨省電力交易，正在悄然重塑中國電力市場的底層架構。
2025年11月6日，西北電網啟動“11?6”新型儲能跨省中長期月內集中競價交易，51家獨立儲能電站首次以獨立主體身份登上省間市場舞臺。
340萬千瓦時的跨省充放電量，雖不足常規火電單日發電量的零頭，卻像一束強光，照見了電力中長期交易這條“慢賽道”的深層嬗變。
交易標的從年、月顆粒度向“月內”“周”“多日”延伸；
交易資源從火電、水電、新能源電量擴展到毫秒級響應的儲能功率；
交易主體從傳統發電企業擴容到“發用一體”的獨立儲能、聚合商、虛擬電廠。
在現貨全國鋪開、輔助服務品種日增的當下，中長期交易為什么依舊不可或缺？它又將如何與現貨、輔助服務、容量市場協同共生？
西北電網此次推出的新型儲能跨省中長期月內集中競價交易，并非簡單的交易規模擴容，而是一系列制度創新的集中落地，五個“第一次”的突破。
此舉深刻改寫了電力中長期交易的傳統邏輯，為柔性資源參與市場開辟了全新路徑。
第一次把“新型儲能”寫進跨省中長期交易結算單。過去儲能只能嵌在發電側“新能源+儲能”捆綁交易，或留在省內峰谷套利，西北交易讓儲能以獨立主體身份跨省“搬電”。
并且明確獨立儲能電站可作為合格市場主體參與跨省中長期交易，無需依附于發電企業或電網公司。這一突破意味著儲能的資產屬性得到正式認可。
第一次用“月內多通道集中競價”機制完成省間中長期交割。傳統年度、月度交易一旦鎖價鎖量，事后物理執行缺乏彈性，西北把交易周期壓縮到“月內”并打通甘肅、青海、寧夏、新疆、陜西五省交易通道，允許五省通道統一出清，既保留中長期價格錨，又獲得接近現貨的靈活度。
第一次讓儲能同時簽訂“充電”“放電”兩張合約。午間從新疆買200萬千瓦時綠電存進寧夏儲能，晚峰向陜西賣140萬千瓦時，低充高放價差140元/兆瓦時，單輪套利空間約196萬元。
這種雙向合約設計，首次將儲能的 “時間價值” 轉化為可量化的商業收益，驗證了儲能跨省交易的商業可行性。
第一次把“氣象預測”寫進交易觸發條款。當寧夏出現陰雨天氣導致光伏出力驟降時，立即啟動跨省儲能放電交易，保障受端電網供電穩定。意味著中長期不再是“拍腦袋”鎖電量，而是基于概率預測的“條件式決策”。
第一次讓“省間與省內、中長期與短期”四段市場無縫銜接。西北分部提前做完了全流程仿真，年度交易留“通道裕度”→月度分解“帶曲線”→月內滾動“摘牌補缺”→實時調用“自動發電控制（AGC）”兜底，保證儲能跨省合同物理可執行。
年度交易為省間資源互濟預留空間，月度交易將合約分解為可執行的負荷曲線，月內交易根據實際供需調整余量，實時AGC則保障極端情況下的電力平衡。這種全周期銜接機制，確保了儲能跨省合約從簽訂到執行的無縫對接，為后續大規模跨省儲能交易提供了可復制的流程范本。
這五個“第一次”的集中突破，說明電力中長期交易并非現貨市場的過渡產物，更不會被現貨取代。
而是借助更精細的周期、更多元的主體、更智能的觸發條件，完成自我迭代，從傳統的“電量鎖定工具”，成為銜接戰略規劃與實時運營的“中樞神經”。
電力中長期交易的誕生、發展與迭代，始終與中國電力體制改革的進程同頻共振，其功能定位也在不同階段發生著深刻變化。
2002年廠網分開改革后，我國電力市場形成了“計劃電量+協商電價”的雙軌制格局。在這一階段，電力生產與消費的計劃性特征依然明顯，市場化交易規模有限，價格形成機制尚未完全理順。
2015年，《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（即“電改9號文”）出臺，明確提出“放開競爭性環節電價、擴大市場化交易規模”，標志著中國電力市場改革進入深水區。
然而，現貨市場的建立需要完善的技術支撐、規則體系和市場主體培育，無法一蹴而就。
為防范現貨市場建立過程中可能出現的價格劇烈波動，保障電力系統穩定運行和市場主體合法權益，國家發改委于2016年印發《電力中長期交易基本規則（暫行）》，首次明確了電力中長期交易的“壓艙石”定位。
根據規則，中長期合約通過“差價合約”或“實物合同”的形式，鎖定未來一定時期內的電量和電價。
一方面保障發電企業的成本回收，避免因市場價格波動導致經營風險；另一方面為電力用戶提供穩定的價格預期，降低用電成本不確定性。
2017-2020年，各省以年度長協為主、月度競價為輔，迅速把市場化率從15%提到40%以上。
2021年起，山西、山東、廣東等首批現貨試點省份啟動連續結算試運行，現貨市場“實時定價、即時平衡”的特性，與傳統中長期交易“長周期、剛性強”的特點產生了碰撞，暴露出中長期交易存在的三大突出痛點。
一是中長期合約比例過高，導致現貨市場交易量不足，價格發現功能難以充分發揮，出現 “現貨價格地板價、中長期價格頂板價” 的撕裂現象；
二是中長期合約曲線分解不精準，多數合約僅鎖定總電量，未明確具體的發電時段，導致現貨市場運行中出現“峰谷時段電量錯配”，增加了電力平衡難度；
三是合約履約剛性不足，部分市場主體為追求更高收益，在現貨價格與中長期合約價格偏離較大時，存在違約傾向，影響了市場秩序。
2020年版《電力中長期交易基本規則》修訂稿應運而生，明確提出“帶曲線、可轉讓、短周期、高流動性”四大改革方向。
“帶曲線”要求中長期合約明確電量的時序分布，提升與現貨市場的銜接度；
“可轉讓” 允許市場主體通過合約轉讓優化資源配置，提高市場流動性；
“短周期”則鼓勵發展月度、周、多日等短周期合約，適應新能源出力和負荷的波動特性；
“高流動性”則通過完善交易機制、降低交易成本，吸引更多市場主體參與。
此次修訂為新型儲能、需求響應、聚合商等柔性資源進入中長期市場打開了閘門。
西北電網的儲能跨省中長期交易，正是國家層面制度演進與西北區域資源稟賦碰撞后的必然結果。
直觀來看，新型儲能具有響應速度快、邊際成本低、調節方向靈活等特點，似乎更適合在現貨市場進行高頻套利，或在輔助服務市場獲取響應溢價。
但為何西北電網的首單儲能跨省交易，選擇了中長期市場作為突破口？這背后并非權宜之計，而是基于國內市場現狀與儲能商業邏輯的理性選擇。
當前，我國電力現貨市場仍處于試點階段，輔助服務市場規模有限，難以滿足儲能跨省交易的價值實現需求。
一是現貨市場價格機制尚未完善。首批現貨試點省份普遍設置了較高的價格上限和較低的價格下限，極端高價時段受到嚴格限制。
例如，山西現貨市場的價格上限為0.8元/千瓦時，難以充分反映電力供應緊張時段的稀缺價值。同時，跨省現貨交易尚未全面鋪開，省間現貨僅以“日前外送”的形式存在，儲能電站難以通過跨省現貨交易獲取落地電價紅利。
二是輔助服務市場容量有限。雖然調頻、備用等輔助服務的單價較高，但市場容量較小，儲能電站的調用概率偏低，收入不確定性大。
以調頻服務為例，某試點省份的調頻市場容量僅能容納少數幾家主體參與，多數儲能電站難以獲得穩定的輔助服務收入，此外，輔助服務市場的區域壁壘尚未完全打破，儲能電站的輔助服務能力難以在省間范圍內優化配置。
三是省內峰谷價差難以覆蓋儲能成本。當前，我國多數省份的峰谷價差在0.3-0.5元/千瓦時之間，而新型儲能的度電成本約為0.5-0.6元/千瓦時，僅靠省內峰谷套利，難以覆蓋儲能電站的建設、運營和折舊成本，更無法實現盈利。
對于西北五省而言，省內新能源資源豐富，谷段電價更低，但峰段電價受目錄電價限制，峰谷價差進一步收窄，儲能的省內套利空間十分有限。
與現貨市場和輔助服務市場相比，電力中長期市場在支撐儲能跨省交易方面，具有不可替代的獨特優勢，恰好解決了儲能跨省價值實現的核心痛點。
首先是“更大的價差空間”。西北五省的電力資源稟賦和負荷特性差異顯著，形成了巨大的跨省電價差。
陜西、寧夏晚間的高峰目錄電價可達0.6-0.7元/千瓦時，而新疆午間的新能源上網電價僅為0.15-0.2元/千瓦時，跨省價差高達200-300元/兆瓦時。
通過中長期合約提前鎖定這種價差，儲能電站的度電收益可輕松覆蓋成本，甚至實現可觀盈利。這種跨省價差帶來的價值增量，是省內市場無法比擬的。
再者是“更匹配的交易周期”。新型儲能的循環壽命通常在8000次左右，按日均1-2次充放電計算，其經濟壽命約為10-20 年。但儲能的充放電行為具有明顯的短期波動性，年度長協難以匹配其物理特性。
而中長期市場的月內、周等短周期合約，可讓儲能電站實現“多充多放”，既充分發揮設備的利用效率，又能根據市場價格變化及時調整交易策略，實現收益最大化。
此外，還有“更可控的經營風險”。儲能電站的投資規模大、回收周期長，對收益穩定性的要求較高。
中長期合約通過“權益省份優先調用、富裕能力全網共享”的原則，為儲能電站提供了基本的收益底線，即使現貨市場價格出現大幅波動，儲能電站也能通過中長期合約獲得穩定的價差收益。
因此，西北首單把中長期作為儲能跨省價值“試金石”，而非簡單“權宜之計”。
西北首單儲能跨省中長期交易的破冰，為行業發展帶來了曙光，但這并不意味著儲能中長期交易的道路一帆風順。
作為一種全新的交易模式，它面臨著容量認定、曲線分解、輸配電價、安全校核、信用風險等多重挑戰。這些挑戰如同五座“大山”，需要行業各方共同努力才能翻越。
儲能“額定能量”與“可用能量”受充放電深度、溫度、老化多重影響，如何統一折算成“可交易容量”成為規則設計焦點；
充電曲線與放電曲線時空錯位，需引入“能量-功率”雙軌制，能量按兆瓦時結算，功率按兆瓦考核，防止“充得滿放不出”或“超能力申報”；
現行政策明確“儲能向電網送電的相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金”，但跨省環節如何精確匹配“哪一度電是充電、哪一度電是放電”涉及計量點設置、關口表改造；
儲能快速切換充放狀態，可能改變省間斷面潮流方向，傳統靜態校核適用于出力較慢的電源，傳統的靜態安全校核難以準確預判這種動態變化，容易誤判，需引入動態仿真、柔性控制；
儲能電站多為輕資產項目公司，若現貨價格突變導致其跨省合約虧損，能否引入履約保函、保險、聯合擔保等金融工具，防止“跑路”？
西北能監局10月30日印發的《新型儲能交易專章（征求意見稿）》已對上述痛點作出初步回應，但落地仍需細則和案例磨合。
隨著新能源滲透率逼近50%，電力系統對“跨日、跨周、跨季”乃至跨年的能量搬移需求將呈指數級增長。電力中長期交易非但不會因現貨市場的發展而消亡，反而會在儲能、氫能、需求響應等柔性資源的加持下，進化為“多層次、多品種、多時空”的能源復合體。
中長期市場拉奏“主旋律”，奠定穩定的基調，現貨市場敲擊“節拍”，把握實時的節奏，輔助服務市場點綴“高音”，增添靈動的色彩，容量市場筑牢“低音”，提供堅實的支撐。
四大市場協同發力、和諧共生，共同奏響“雙碳”目標下能源綠色轉型的壯麗樂章。
而儲能，作為這場交響樂中的關鍵，將在中長期市場的賦能下，充分發揮其獨特價值，推動新型電力系統向更清潔、更高效、更安全的方向邁進。
電力
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