在新能源渗透率持续攀升、电力系统向“双碳”目标加速转型的今天，一场看似规模不大的跨省电力交易，正在悄然重塑中国电力市场的底层架构。
2025年11月6日，西北电网启动“11?6”新型储能跨省中长期月内集中竞价交易，51家独立储能电站首次以独立主体身份登上省间市场舞台。
340万千瓦时的跨省充放电量，虽不足常规火电单日发电量的零头，却像一束强光，照见了电力中长期交易这条“慢赛道”的深层嬗变。
交易标的从年、月颗粒度向“月内”“周”“多日”延伸；
交易资源从火电、水电、新能源电量扩展到毫秒级响应的储能功率；
交易主体从传统发电企业扩容到“发用一体”的独立储能、聚合商、虚拟电厂。
在现货全国铺开、辅助服务品种日增的当下，中长期交易为什么依旧不可或缺？它又将如何与现货、辅助服务、容量市场协同共生？
西北电网此次推出的新型储能跨省中长期月内集中竞价交易，并非简单的交易规模扩容，而是一系列制度创新的集中落地，五个“第一次”的突破。
此举深刻改写了电力中长期交易的传统逻辑，为柔性资源参与市场开辟了全新路径。
第一次把“新型储能”写进跨省中长期交易结算单。过去储能只能嵌在发电侧“新能源+储能”捆绑交易，或留在省内峰谷套利，西北交易让储能以独立主体身份跨省“搬电”。
并且明确独立储能电站可作为合格市场主体参与跨省中长期交易，无需依附于发电企业或电网公司。这一突破意味着储能的资产属性得到正式认可。
第一次用“月内多通道集中竞价”机制完成省间中长期交割。传统年度、月度交易一旦锁价锁量，事后物理执行缺乏弹性，西北把交易周期压缩到“月内”并打通甘肃、青海、宁夏、新疆、陕西五省交易通道，允许五省通道统一出清，既保留中长期价格锚，又获得接近现货的灵活度。
第一次让储能同时签订“充电”“放电”两张合约。午间从新疆买200万千瓦时绿电存进宁夏储能，晚峰向陕西卖140万千瓦时，低充高放价差140元/兆瓦时，单轮套利空间约196万元。
这种双向合约设计，首次将储能的 “时间价值” 转化为可量化的商业收益，验证了储能跨省交易的商业可行性。
第一次把“气象预测”写进交易触发条款。当宁夏出现阴雨天气导致光伏出力骤降时，立即启动跨省储能放电交易，保障受端电网供电稳定。意味着中长期不再是“拍脑袋”锁电量，而是基于概率预测的“条件式决策”。
第一次让“省间与省内、中长期与短期”四段市场无缝衔接。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“带曲线”→月内滚动“摘牌补缺”→实时调用“自动发电控制（AGC）”兜底，保证储能跨省合同物理可执行。
年度交易为省间资源互济预留空间，月度交易将合约分解为可执行的负荷曲线，月内交易根据实际供需调整余量，实时AGC则保障极端情况下的电力平衡。这种全周期衔接机制，确保了储能跨省合约从签订到执行的无缝对接，为后续大规模跨省储能交易提供了可复制的流程范本。
这五个“第一次”的集中突破，说明电力中长期交易并非现货市场的过渡产物，更不会被现货取代。
而是借助更精细的周期、更多元的主体、更智能的触发条件，完成自我迭代，从传统的“电量锁定工具”，成为衔接战略规划与实时运营的“中枢神经”。
电力中长期交易的诞生、发展与迭代，始终与中国电力体制改革的进程同频共振，其功能定位也在不同阶段发生着深刻变化。
2002年厂网分开改革后，我国电力市场形成了“计划电量+协商电价”的双轨制格局。在这一阶段，电力生产与消费的计划性特征依然明显，市场化交易规模有限，价格形成机制尚未完全理顺。
2015年，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即“电改9号文”）出台，明确提出“放开竞争性环节电价、扩大市场化交易规模”，标志着中国电力市场改革进入深水区。
然而，现货市场的建立需要完善的技术支撑、规则体系和市场主体培育，无法一蹴而就。
为防范现货市场建立过程中可能出现的价格剧烈波动，保障电力系统稳定运行和市场主体合法权益，国家发改委于2016年印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，首次明确了电力中长期交易的“压舱石”定位。
根据规则，中长期合约通过“差价合约”或“实物合同”的形式，锁定未来一定时期内的电量和电价。
一方面保障发电企业的成本回收，避免因市场价格波动导致经营风险；另一方面为电力用户提供稳定的价格预期，降低用电成本不确定性。
2017-2020年，各省以年度长协为主、月度竞价为辅，迅速把市场化率从15%提到40%以上。
2021年起，山西、山东、广东等首批现货试点省份启动连续结算试运行，现货市场“实时定价、即时平衡”的特性，与传统中长期交易“长周期、刚性强”的特点产生了碰撞，暴露出中长期交易存在的三大突出痛点。
一是中长期合约比例过高，导致现货市场交易量不足，价格发现功能难以充分发挥，出现 “现货价格地板价、中长期价格顶板价” 的撕裂现象；
二是中长期合约曲线分解不精准，多数合约仅锁定总电量，未明确具体的发电时段，导致现货市场运行中出现“峰谷时段电量错配”，增加了电力平衡难度；
三是合约履约刚性不足，部分市场主体为追求更高收益，在现货价格与中长期合约价格偏离较大时，存在违约倾向，影响了市场秩序。
2020年版《电力中长期交易基本规则》修订稿应运而生，明确提出“带曲线、可转让、短周期、高流动性”四大改革方向。
“带曲线”要求中长期合约明确电量的时序分布，提升与现货市场的衔接度；
“可转让” 允许市场主体通过合约转让优化资源配置，提高市场流动性；
“短周期”则鼓励发展月度、周、多日等短周期合约，适应新能源出力和负荷的波动特性；
“高流动性”则通过完善交易机制、降低交易成本，吸引更多市场主体参与。
此次修订为新型储能、需求响应、聚合商等柔性资源进入中长期市场打开了闸门。
西北电网的储能跨省中长期交易，正是国家层面制度演进与西北区域资源禀赋碰撞后的必然结果。
直观来看，新型储能具有响应速度快、边际成本低、调节方向灵活等特点，似乎更适合在现货市场进行高频套利，或在辅助服务市场获取响应溢价。
但为何西北电网的首单储能跨省交易，选择了中长期市场作为突破口？这背后并非权宜之计，而是基于国内市场现状与储能商业逻辑的理性选择。
当前，我国电力现货市场仍处于试点阶段，辅助服务市场规模有限，难以满足储能跨省交易的价值实现需求。
一是现货市场价格机制尚未完善。首批现货试点省份普遍设置了较高的价格上限和较低的价格下限，极端高价时段受到严格限制。
例如，山西现货市场的价格上限为0.8元/千瓦时，难以充分反映电力供应紧张时段的稀缺价值。同时，跨省现货交易尚未全面铺开，省间现货仅以“日前外送”的形式存在，储能电站难以通过跨省现货交易获取落地电价红利。
二是辅助服务市场容量有限。虽然调频、备用等辅助服务的单价较高，但市场容量较小，储能电站的调用概率偏低，收入不确定性大。
以调频服务为例，某试点省份的调频市场容量仅能容纳少数几家主体参与，多数储能电站难以获得稳定的辅助服务收入，此外，辅助服务市场的区域壁垒尚未完全打破，储能电站的辅助服务能力难以在省间范围内优化配置。
三是省内峰谷价差难以覆盖储能成本。当前，我国多数省份的峰谷价差在0.3-0.5元/千瓦时之间，而新型储能的度电成本约为0.5-0.6元/千瓦时，仅靠省内峰谷套利，难以覆盖储能电站的建设、运营和折旧成本，更无法实现盈利。
对于西北五省而言，省内新能源资源丰富，谷段电价更低，但峰段电价受目录电价限制，峰谷价差进一步收窄，储能的省内套利空间十分有限。
与现货市场和辅助服务市场相比，电力中长期市场在支撑储能跨省交易方面，具有不可替代的独特优势，恰好解决了储能跨省价值实现的核心痛点。
首先是“更大的价差空间”。西北五省的电力资源禀赋和负荷特性差异显著，形成了巨大的跨省电价差。
陕西、宁夏晚间的高峰目录电价可达0.6-0.7元/千瓦时，而新疆午间的新能源上网电价仅为0.15-0.2元/千瓦时，跨省价差高达200-300元/兆瓦时。
通过中长期合约提前锁定这种价差，储能电站的度电收益可轻松覆盖成本，甚至实现可观盈利。这种跨省价差带来的价值增量，是省内市场无法比拟的。
再者是“更匹配的交易周期”。新型储能的循环寿命通常在8000次左右，按日均1-2次充放电计算，其经济寿命约为10-20 年。但储能的充放电行为具有明显的短期波动性，年度长协难以匹配其物理特性。
而中长期市场的月内、周等短周期合约，可让储能电站实现“多充多放”，既充分发挥设备的利用效率，又能根据市场价格变化及时调整交易策略，实现收益最大化。
此外，还有“更可控的经营风险”。储能电站的投资规模大、回收周期长，对收益稳定性的要求较高。
中长期合约通过“权益省份优先调用、富裕能力全网共享”的原则，为储能电站提供了基本的收益底线，即使现货市场价格出现大幅波动，储能电站也能通过中长期合约获得稳定的价差收益。
因此，西北首单把中长期作为储能跨省价值“试金石”，而非简单“权宜之计”。
西北首单储能跨省中长期交易的破冰，为行业发展带来了曙光，但这并不意味着储能中长期交易的道路一帆风顺。
作为一种全新的交易模式，它面临着容量认定、曲线分解、输配电价、安全校核、信用风险等多重挑战。这些挑战如同五座“大山”，需要行业各方共同努力才能翻越。
储能“额定能量”与“可用能量”受充放电深度、温度、老化多重影响，如何统一折算成“可交易容量”成为规则设计焦点；
充电曲线与放电曲线时空错位，需引入“能量-功率”双轨制，能量按兆瓦时结算，功率按兆瓦考核，防止“充得满放不出”或“超能力申报”；
现行政策明确“储能向电网送电的相应充电电量不承担输配电价和政府性基金”，但跨省环节如何精确匹配“哪一度电是充电、哪一度电是放电”涉及计量点设置、关口表改造；
储能快速切换充放状态，可能改变省间断面潮流方向，传统静态校核适用于出力较慢的电源，传统的静态安全校核难以准确预判这种动态变化，容易误判，需引入动态仿真、柔性控制；
储能电站多为轻资产项目公司，若现货价格突变导致其跨省合约亏损，能否引入履约保函、保险、联合担保等金融工具，防止“跑路”？
西北能监局10月30日印发的《新型储能交易专章（征求意见稿）》已对上述痛点作出初步回应，但落地仍需细则和案例磨合。
随着新能源渗透率逼近50%，电力系统对“跨日、跨周、跨季”乃至跨年的能量搬移需求将呈指数级增长。电力中长期交易非但不会因现货市场的发展而消亡，反而会在储能、氢能、需求响应等柔性资源的加持下，进化为“多层次、多品种、多时空”的能源复合体。
中长期市场拉奏“主旋律”，奠定稳定的基调，现货市场敲击“节拍”，把握实时的节奏，辅助服务市场点缀“高音”，增添灵动的色彩，容量市场筑牢“低音”，提供坚实的支撑。
四大市场协同发力、和谐共生，共同奏响“双碳”目标下能源绿色转型的壮丽乐章。
而储能，作为这场交响乐中的关键，将在中长期市场的赋能下，充分发挥其独特价值，推动新型电力系统向更清洁、更高效、更安全的方向迈进。
电力
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