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；

交易空间从省内平衡跃升为区域互济；

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？

破冰时刻

西北首单储能跨省中长期交易的五个第一次

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。

历史溯源

电力中长期交易的制度土壤与功能重构

任何市场机制的创新，都离不开特定的制度土壤。

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。

这些痛点的暴露，倒逼中长期交易制度进行改革。

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。

为什么储能在中长期反而比现货更先跨省？

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。

新型储能中长期交易要翻越的五座大山

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。

未来的电力市场，将像一场恢弘的交响乐团演奏。

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。

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