叶泽：我国电力中长期市场流动性差在哪？如何补？- 大数跨境

内蒙古储能产业促进会

2026-07-09

2025年11月，笔者曾发表《电力现货市场下中长期市场从“物理化”到“金融化”的改革建议》一文（以下简称《建议》），其中提出“建立中长期合同金融性交易市场”的建议方案。本文针对《建议》一文，从流动性机制建设角度做进一步补充和说明，希望解决两个具体问题：一是结合《建议》进一步分析和说明我国电力中长期市场流动性机制建设的重要性及主要措施。在高比例签约履约政策环境下，流动性机制缺失严重制约了市场运行质量；在电力现货市场全面运行背景下，中长期市场应该围绕建立健全流动性机制而不是“精细化”等方向发展和完善。二是进一步充实电力交易机构职能。本文根据经济学套利交易原理，借鉴欧洲电力市场特别是电力远期市场经验，在目前中长期合同高比例签约履约和电力交易机构与调度机构市场组织分工的政策框架下，分析和说明我国中长期市场“物理化”甚至“现货化”现象，以及目前电力中长期市场流动性缺失问题及其补充的理论和实践依据，这不仅对我国电力中长期市场建设有重要意义，同时还能让电力交易机构充实职能，甚至成为市场经营主体关注的焦点。

目前我国电力中长期市场

流动性缺失问题

流动性概念及其电力市场流动性

流动性是市场经济的基本概念，有多种解释及适用情境。市场流动性指市场主体可以随时交易商品获得最大利益的程度；从市场主体角度，流动性可以用其资产周转次数等指标衡量。市场流动性越高，市场竞争越充分有效；市场主体资产周转次数越大，企业经营效益越好。进一步分析，市场交易标的或商品的价值越大，市场流动性要求也越高，甚至超越市场主体意愿成为社会强制要求。以房地产市场为例，由于房地产价值很高，其市场流动性特别重要，国外针对流动性不足的空置房普遍制定了强制性和惩罚性的法律法规。如法国、意大利、英国等国对空置房业主采取罚款制度，法国规定首年空置需缴纳10%的罚金，以后罚金逐年递增；德国规定业主必须让空置房得到利用，在空置率超过10%的市镇，政府会强制拆除无法出租的住房。与电力系统规律相适应，不同交易周期的电力市场可以认为是不同流动性的市场。比如，年度市场指合同资产一年内至少流动一次的市场，月度市场是合同资产每月至少流动一次的市场，根据上述原理简单计算比较，月度市场流动性是年度市场流动性的12倍（一年12月），日前市场流动性是年度市场流动性的365倍（一年365天）。因此，与其说现货市场重要，不如说现货市场流动性更大，更能提高市场经营主体资产周转次数，更能促进市场充分和有效竞争。

我国电力中长期市场开始关注流动性问题

与以前年度电力中长期交易工作安排相比，《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号，以下简称《通知》）的主要变化不是降低煤电中长期合同电量比例，而是间接提出了中长期市场流动性问题。《通知》提出“鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求煤电年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。”各省在落实《通知》要求中对中长期合同结算电价做出了具体规定，比如某省规定40%中长期合同按固定价格结算，60%的中长期合同随现货市场价格结算。相比于以前年度中长期市场中高比例的固定价格合同或分时分解价格合同，一定比例如60%的中长期合同按现货市场结算价格实际上间接地增加了中长期市场流动性。以目前80%的煤电中长期合同为例，假设现货市场流动性最充分，某省60%的中长期合同电量按现货价格结算相当于增加了48%（80%×60%）的流动性。在《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号，以下简称《意见》）中，提出“建立健全规范标准、灵活高效的中长期合同调整和转让制度”，“灵活高效”的提法也涉及到了中长期市场流动性问题。

我国电力中长期市场流动性缺失问题

虽然《通知》和《意见》都涉及了中长期市场流动性，但是，却没有自觉认识到目前我国电力中长期市场流动性缺失问题，也没有从流动性机制建设角度采用相应措施。目前我国电力中长期市场主要由年度市场、月市场和多日市场等组成，其中每年底的次年年度交易电量要求高比例（如70%）签约履约。假设市场经营主体年度交易按分月电量及固定价格签约，比如全年12亿千瓦时，每月执行1亿千瓦时，且平均价格为0.40元/千瓦时。当煤电企业在3月预测到4月由于煤价上涨，月度交易或现货市场价格会相应大幅度上涨时，如上涨到0.50元/千瓦时，发电企业为了增加售电收入，会卖出4月中长期合同，相应增加4月的月度市场交易电量或者现货市场结算电量；与此同时，用户为了降低电费支出，会购买更多4月的年度合同电量，减少4月的月度市场交易电量或现货市场结算电量。买卖双方同时存在也就形成了潜在的4月年度合同电量交易市场。假设买卖双方都预测到4月月度市场交易价格或现货市场价格会上涨，卖方会报出高于年度合同价格但低于预测4月月度市场或现货市场的价格，如0.48元/千瓦时，买方会接受低于预测4月月度市场或现货市场的价格，如0.50元/千瓦时。假设买卖双方按0.48元/千瓦时成交4月1亿千瓦时年度合同电量，而且4月实际月度市场价格或现货市场平均结算价格与预测结果0.50元/千瓦时一致，则卖方规避了0.08元/千瓦时（0.48-0.40元/千瓦时）的年度合同价格风险和4月份800万元（0.08元/千瓦时×1亿千瓦时）的售电收入损失；买方规避了0.02元/千瓦时（0.50-0.48元/千瓦时）的月度市场或现货市场价格风险，减少了4月份200万元（0.02元/千瓦时×1亿千瓦时）的电费支出。年度合同在一定市场情景下通过合同交易变成月度合同或现货合同，年度市场流动性显著增加，市场经营主体都有收益改善。显然，目前我国中长期市场并没有建立这样的流动性机制，年度合同签订后始终按每月1亿千瓦时和0.40元/千瓦时执行，中长期合同转让与调整仅在市场经营主体无法履约的前提下才分别在发电侧主体或用户侧市场经营主体之间发生。

认真分析上面的算例可以看出，中长期市场流动性机制并不简单等于中长期合同按现货市场电价结算的比例；正是在这个意义上讲，目前有关政策如《通知》中提出的“灵活价格机制”并没有反映目前我国中长期市场流动性机制缺失的根本问题。

欧洲电力远期市场流动性机制

表面上看，欧洲电力远期市场与我国电力中长期市场相似。实际上，正是在流动性机制设计与运用上，两者有本质区别。

欧洲电力市场体系及其电力远期市场

根据欧洲输电系统运营商联盟发布的《2025年市场报告》，由输电系统运营商组织的欧洲电力市场体系按交易时间周期整体上分为两个模块，第一个模块由远期市场（与我国中长期市场对应），日前市场和日内市场(与我国现货市场对应）组成，在交易周期由长及短的三个市场，市场经营主体参与决策，同时输电系统运营商即TSO（与我国电力调度机构对应）采购平衡备用容量。第二个模块由平衡市场组成，在远期、日前和日内市场成交结果完成交割后，由TSO通过平衡市场进行系统电力电量平衡。不同市场都有相应的关闸时间。欧洲电力远期市场(Electricity Forward Markets)是欧洲电力长期市场的一个子市场。与我国电力中长期市场相同，欧洲电力远期市场交易标的包括多年和交割前两天的电能交易合同，价格可以是固定或浮动；与我国电力中长期市场不同的是，欧洲电力远期市场电能交易合同主要是用于对冲基础能源价格风险的电力衍生品（Electricity Derivatives），虽然可以物理结算（Physical Settlement），但通常在对冲交易的基础上采用现金或金融结算（Cash settlement）。因此，欧洲电力远期市场本质上是由电力交易机构而不是专门金融机构组织的电力金融市场。

欧洲电力远期市场的功能定位

与我国强调电力中长期市场的电力保供功能完全不同，欧洲电力远期市场功能主要是规避短期或现货价格波动风险和发现价格。

规避短期或现货市场价格波动风险。电力市场交易周期越短，市场价格波动风险越大，这是电力系统规律决定的电力市场规律。与我国电力企业主要是国有企业，以及电力市场价格同时存在较窄范围的上、下限管制不同，国外电力企业以私人企业为主，电力市场价格完全根据市场经济规律可在很大范围内变化，客观存在的短期或现货市场价格巨大波动，可能给市场经营主体带来巨大的财务甚至破产风险，因此，市场经营主体有更加强烈的稳定收益预期和现金流的内在需求。通过电力远期市场锁定价格，不仅有利于发电企业投资决策和规避经营风险，也有利于售电公司形成相对稳定的批发市场价格，与终端用户签订更长周期的零售合同（见图1），还有利于用户锁定产品生产成本，制定包括产品销售价格在内的生产经营计划。

发现价格。过去我们总说现货市场发现价格，其实，现货市场发现的价格与供求平衡情景密切相关，对企业经营特别是投资决策的意义可能并不大。正是由于这个原因，《意见》特别指出现货市场发现即时价格。欧洲电力远期市场也有发现价格的功能。根据欧洲电力远期市场运行规则和经济学套利交易原理，只要远期合同价格与短期或现货市场的预期价格存在差异，市场经营主体就会选择套利交易。理论上，只要远期市场流动性有保证，套利交易结果会使不同区域、不同周期和不同品种的电力市场交易价格趋于一致。相比于现货市场发现的价格，因为结算电量更大而且可以提前确定，这个价格对市场经营主体更有意义。

欧洲电力远期市场的流动性机制设计

正是由于功能设计的根本差异，欧洲电力远期市场与目前我国电力中长期市场在运行上有本质区别。

流动性机制。欧洲电力远期市场是由电力交易机构组织的各种远期合同的套利交易市场。市场经营主体根据不同市场体系不同交易品种不同交易合同之间的价差预期开展套利交易，充分的套利交易增加了不同市场体系不同交易品种不同交易合同之间的结算电能流动，同时使相应的结算价差缩小，在促进市场充分竞争的同时，也满足了市场经营主体风险管控内在要求。针对目前我国电力中长期市场流动性机制缺失问题，欧洲电力远期市场流动性机制主要有七项内容值得我国研究借鉴：第一，市场风险管理责任主体及其方式。欧洲电力市场认为电力市场价格风险客观存在，任何风险都可以规避；电力市场体系与规则设计不是人为地限制风险，而是为市场经营主体提供规避风险的机会和途径，一个流动性充分的电力远期市场可以很好地帮助市场经营主体规避价格风险。第二，市场信息条件。电力交易机构应该为市场经营主体提供尽可能充分的发电成本、供求曲线及平衡状态、输电通道利用等信息，以帮助市场经营主体形成准确的、不同市场体系、不同交易品种、不同交易合同之间的价差预期，从而进行充分的套利交易。第三，交割前净合同物理执行机制。远期合同在交割前按净合同执行，如发电企业按净发电量执行，售电公司按净购电量执行，这种规则允许市场经营主体在合同交割前反复交易合同，从而增加市场流动性。由于电力系统运行特性，设置净合同仓位物理执行机制的核心其实并不是物理执行，而是限制市场经营主体在套利交易中对电量杠杆运用的程度。第四，申报和交易电量不受发用电能力限制。根据交割前净合同仓位执行规则，市场经营主体在远期市场申报和交易的电量并不受其发用电能力限制，这样规定相当于为市场经营主体套利交易增加了杠杆。第五，交易角色变换。交割前净合同仓位执行规则也改变了电力远期市场中市场经营主体的固定身份，发电企业在电力远期市场可以买入远期合同，售电公司或用户可以卖出远期合同。交易角色互换形成了与金融市场对冲交易规避风险的相同机制。第六，与其他电力金融市场和产品耦合。欧洲电力远期市场还与电力期货（Electricity Futures)、差价合同（Contract for Differences）、物理和金融输电金融权（Physical and Financial Transmission Rights）、长期输电权（Long-term Transmission Rights）等电力长期市场和交易品种耦合，进一步增强远期市场流动性。第七，做市商制度。欧洲电力远期市场引入了做市商制度，允许纯粹投机商参与远期合同交易。投机商为了获利掌握更多的信息条件，会运用更多套利交易方式组合，从而增加了市场流动性。

欧洲电力远期市场套利交易情况。由于电力远期合同在交割前可以在不同市场经营主体之间重复交易，因此，电力远期合同交易电量规模可以大于实际市场需求电量。欧洲能源监管机构设计了周转率（远期市场累计成交规模÷市场总用电需求）等指标衡量电力远期市场流动性。根据欧洲能源监管合作署（ACER）《2025年欧洲电力市场监管报告》，如图2所示，2024年德国远期市场的周转率最高，其中通过交易机构集中交易的远期合同周转了17倍，而场外交易的远期合同周转了4.2倍，两者合计为21.2倍。其他国家的远期合同周转率则明显较小。针对这个问题，欧洲能源监管合作署明确提出了远期市场流动性不足问题，并分析指出了部分原因，如远期合同政府补贴较大而降低了市场经营主体的流动性需求等。

欧洲电力远期市场评价指标。根据2015年英国经济咨询有限公司提供给欧洲能源监管合作署的咨询报告《欧洲电力远期市场与套期保值产品——现状与监管要素》，电力远期市场运行水平的主要评价要素包括：提供有效的套期保值机会，并具备充足的流动性；促进价格发现；允许市场准入（成本合理）；支持批发和零售电力市场的可竞争性和以有效竞争为前提五个方面。如下表仅列出有关流动性的评价指标。

为什么我国电力中长期市场

迫切需要补充流动性

缺乏流动性的中长期市场不是市场而是计划，而且不利于实现整个电力市场的公平与效率。

缺乏流动性的中长期市场实际等同于中长期计划

从市场流动性角度分析，目前我国电力中长期市场运行特征可概括为四点：第一，中长期市场甚至整个电力市场在交易电量规模上以年度市场为主，年度交易规模达到70%。第二，中长期市场交易合同中主要是年度交易合同，于上年底签订后，不管是否按固定价格签订或者固定价格签订比例多少，均按月分解执行（不考虑由于客观原因如发电机组事故或企业破产等原因产生的合同调整）。第三，中长期市场交易价格在基准电价基础上上下浮动20%，或者考虑煤电容量电价后在基准电价中扣除容量电价折算电量电价。第四，没有明确和权威的市场供求平衡、发电成本等信息。假设市场经营主体按风险收益最大化目标开展年度交易，发电企业的最优申报量价组合必然是〔70%发电量，扣除容量电价折算电量电价后的基准价（1+20%）〕，而售电公司或用户的最优申报量价组合必然是〔70%用电量，扣除容量电价折算电量电价后的基准价（1-20%）〕。显然，发用两侧申报电量通过耦合可以匹配成交，但是申报价格却是两条水平线无法成交。虽然集中交易市场可以采用特殊的定价规则强制出清，但是，这种市场显然不能反映买卖双方意愿。事实上，年度市场出清结果都是政府相关部门协调的结果。因此，从中长期市场电量交易规模和价格形成机制上看，目前我国电力中长期市场更像是中长期计划。传统计划体制下的发电计划仅仅只是企业并网调度协议，或者省级政府相关部门的电力电量平衡计划，目前市场体制下却反而升级成为国家计划。进一步分析，目前缺乏流动性的中长期市场运行还与计划管理体制的两个因素有关：一是发电企业国有制。国有制降低了发电企业的风险和收益敏感性，能够接受政府协调。二是极端情况下的政府干预。如2022年电煤价格大幅度上涨后，政府组织重签第四季度中长期合同，参见《关于做好2022年电煤中长期合同补签换签和履约监管工作的通知》（发改办运行〔2022〕574号）。

中长期市场缺乏流动性产生的电力市场公平性及效率损失

假设电力市场由中长期市场与现货市场构成，从市场流动性角度分析和比较目前我国电力市场与欧洲电力市场运行效果。如图3所示，假设中长期市场交易价格按固定价格签订，现货市场价格随时间围绕合同价格上下不断变化。假设市场经营主体掌握充分的现货市场价格变化信息，能够不断利用套利交易规避中长期市场价格风险。当卖方预期现货市场第一阶段价格上涨时，会通过套利交易按与现货价格相当的交易价格卖出中长期合同（与欧洲电力远期市场零净物理执行即全部按现货市场执行的情境对应）；而当卖方预期现货市场第二阶段价格下降时，会选择执行中长期合同。以此类推，就会形成中长期合同实际按红线价格结算的结果，即卖方以不低于但可以高于中长期合同价格实现中长期交易结算。类似地，当买方主体预期现货市场第一阶段价格上涨时，会选择执行中长期合同；而当预期现货市场第二阶段价格下降时，则会通过套利交易按与现货价格相当的交易价格卖出中长期合同，把原来的中长期合同电量变成现货电量。以此类推，形成了中长期合同实际按绿线价格结算的结果，即买方按不高于但可以低于中长期合同价格实现中长期交易结算。因此，中长期市场在不同市场流动性条件假设下有完全不同的实际效果，在流动性充分假设下，买卖双方分别按最优结算价格结算，买方电费支出最小化和卖方电费收入最大化，市场公平且效率最大化。而在流动性不足如全部电量按固定价格结算假设下，在现货市场第一阶段，由于现货市场价格高于中长期合同价格，卖方利益人为受损和买方利益人为保护；在现货市场第二阶段则情况相反；这样的市场公平扭曲而缺乏效率。欧洲电力远期市场流动性充分，远期合同在不同情景下分别按红线或绿线价格结算，中长期合同结算价格与现货价格一致，电力市场公平而有效率；我国电力中长期市场缺乏流动性，中长期合同按固定的虚线价格结算，电力市场在不同情境下对不同的中长期交易双方不公平，而且随着中长期电量比例和现货市场价格波动幅度增加，这种不公平也在增大。

我国电力中长期市场

如何补充流动性

根据以上分析，下面我在《建议》基础上，对我国电力中长期市场流动性机制建设做些补充说明。

我国电力中长期市场的功能定位

电力中长期市场保供功能辨析。我国强调中长期市场的保供功能，而欧洲国家强调远期市场规避价格风险和价格发现的功能，两者似乎完全不同。难道欧洲国家不优先考虑电力保供？中长期市场功能应该如何定位？电力保供是前提和共识，欧洲电力市场自然也不否认，甚至比我们国家考虑得更细致和更深入，只不过思路完全不同。欧洲认为现货市场和平衡市场价格按用户失负荷价值形成，电价可以足够高，在最大限度地刺激发电企业增加电力生产的同时也有效抑制用户电力需求，从而以最有效和最经济的方式实现电力保供，所以不需要远期市场合同保供；相反，由于电价波动幅度可能很大，却需要为市场经营主体提供价格风险管理机制等。我国人为地限制中长期和现货市场电价上限，在电力短缺时可能存在由于燃料成本相对更高而出现发电亏损，发电企业人为地限制发电生产能力的极端情况；因此，我国一方面需要通过中长期合同高比例签约的强制性规定确保电力供给，另一方面，市场经营主体的价格风险管理需求却相对较弱。我国电力中长期市场与欧洲电力远期市场的功能差异，本质上是电力市场价格形成机制政策选择的差异。国外电力市场完全遵循市场经济规律，市场充分竞争，电力保供也最有效和最经济；我国电力市场还深受计划经济的影响，市场竞争不充分，电力保供由于用户参与不够而导致效果不好也不经济。沿着电力市场深化改革方向，我国电力中长期市场功能也应该逐步回归到规避价格风险和价格发现两个功能上。事实上，由于我国发电企业以国有企业为主，在目前政策环境下几乎不可能出现“有电不发”的情况，因此，电力保供与以年度合同为主的中长期合同高比例签约其实关系不大，而与全部发电生产能力有关。在目前各省发电装机容量（包括相对固定的省外容量和省内储能容量）明显大于省内预计最大负荷的情况下，除非采用极低的价格上限管制，中长期合同强制性高比例签约履约与电力保供几乎无关。

“保供+价格风险规避+发现价格”的功能组合定位选择。根据上面的分析，中长期市场“价格风险规避+发现价格”的功能组合是电力现货市场的必要补充。随着电力现货市场全面运行及价格机制完全按照市场经济规律客观形成、电力市场发电容量保障机制的逐步建立，中长期市场的保供功能相对减弱。综合考虑现行政策框架和电力市场经济规律，目前我国电力中长期市场功能定位至少应该按“保供+价格风险规避+发现价格”三重功能组合确定；以后逐步弱化保供功能，还原中长期市场“价格风险规避+发现价格”的本质功能。

最优电力保供与套利交易的一致性

即使在保供的政策框架下，考虑市场流动性因素，客观存在最优电力保供的科学问题，而且最优电力保供或履约与套利交易具有一致性。

最优电力保供问题。国家政策强调中长期市场电力保供功能，但是，却对电力保供的具体实现形式缺乏深入研究。从用户或需求侧角度，电力保供意味着市场能够按照用户负荷需求曲线供给电能，至于供给侧电能由谁提供，不同交易周期结算电量如何构成等，在集中交易模式下既无法确认，也不必要确认。因此，在保供或确定的系统或用户负荷需求曲线前提下，在电能结算意义上，供给侧电能是中长期市场、现货市场、省内市场与省外市场等多种市场交易合同的组合。进一步分析，中长期市场交易合同是多年市场、年度市场、月度市场和多日市场等交易合同的组合，现货市场也是日前市场、日内市场交易合同的组合等。由于不同电能组合的电费计算结果有差异，不仅在系统层面上，同时也在市场经营主体层面上，产生了系统最小购电成本或发电企业最大售电收入、用户最小电费支出等最优电力保供问题。发电企业不断寻找最优的市场交易结算合同组合，目标是电费收入最大化；与此同时，用户或售电公司也不断寻求最优的市场交易结算合同组合，目标是电费支出最小化。市场经营主体根据利益最大化目标不断优化调整市场交易合同组合的诉求就是流动性需求，实际组合的主要原理和方法就是套利交易。在全国统一电力市场体系建设和中长期交易高比例签约背景下，市场经营主体的流动性需求不仅客观存在而且十分强烈，套利交易的场景也真实存在并且十分丰富。事实上，国家已经有相关政策安排，如根据《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号），在省间中长期交易中允许送端发电企业在受端省份电价较低、新能源消纳困难的时段，通过采购受端省新能源电量来完成送电计划，其中就涉及了最优电力保供或套利交易。

套利交易原理及与最优保供的一致性。套利交易强调基于未来商品预期价不断优化调整现在商品组合，可以认为是最优电力保供的实现方式，是针对未来商品交易，在预测不同市场、不同期间和不同品种商品价差的基础上，买方尽可能用低价商品替代高价商品，卖方尽可能用高价商品替代低价商品的经营行为。套利交易有跨市场套利、跨时间或跨期套利和跨品种套利三种基本形式。套利交易要求市场经营主体不断关注市场价格变化，并根据变化结果不断调整中长期合同仓位。如图3所示，卖方充分套利交易能够增加红色阴影面积的电费收入，买方充分套利交易能够减少绿色阴影面积的电费支出。

电力中长期合同金融性交易市场流动性机制的进一步说明

《建议》中提出的电力中长期合同金融性交易市场就是为了补充目前中长期市场流动性，下面做进一步说明。

金融性合同交易市场的主要特征：第一，主要功能。与目前基于电力保供的电力中长期市场配套，补充市场流动性。第二，具体目标。通过市场经营主体对不同市场不同期间不同交易品种之间电能的套利交易，缩小不同电能的价差，规避不同交易的价格风险。第三，交易标的。已经签订但在未来时间履约或执行的各种中长期合同交易，合同可以反复交易。第四，交易原理与方式。交易原理是经济学套利交易；交易方式原则上与目前中长期市场交易方式相同。第五，交易组织。由现有电力交易机构组织。第六，交易执行。根据交割前净合同执行现有结算办法，金融性合同交易不执行输配电价，采用净额结算。第七，流动性杠杆。市场经营主体交割前申报和交易电量不受发用电生产能力限制，可以变换买卖角度。

与现有政策的衔接。第一，厘清市场风险管控方面有效市场与有为政府的边界。中长期市场可以维持目前高比例签约履约及价格上下限管制的做法；也可以完全按照市场经济规律运行，包括不限制中长期合同签约比例和不做价格上下限规定，反映有效市场的要求。政府通过中长期合同金融性交易市场为市场经营主体提供套利交易机会，由其自主决定中长期交易策略并通过套利交易控制风险，反映有为政府的要求。第二，中长期交易基本规则修改。为引入杠杆机制增加市场流动性，根据净合同物理执行机制，市场经营主体在中长期市场申报电量可以不受发用电能力限制，可以变换买卖交易角色。要对《电力中长期交易基本规则》及各省实施细则中的有关交易校核等内容做相应修改。第三，设计不同交易周期合同的标准负荷曲线。原则上不同市场经营主体签订的相同周期的负荷曲线相同，年度、月度标准负荷曲线按照上年相应周期的系统平均负荷曲线制定，多日交易标的参照执行。

电力交易机构职能变化。第一，增加中长期合同金融性交易市场组织、结算等功能。促进市场经营主体在不同市场不同期限不同品种之间开展套利交易，增加市场流动性，促进市场充分竞争，同时建立价格风险内在控制机制。第二，为市场经营主体提供充分信息条件。套利交易的前提是市场经营主体能够形成及时准确的价差预期，电力交易机构要提供尽可能充分及时的信息条件，帮助市场经营主体科学预测价格变化。借鉴证券市场集中交易经验，在集中交易前引入集合竞价机制，减少买卖申报价差。第三，对现有中长期市场交易规则进行适当调整。还原中长期市场的金融功能，相对淡化“物理化”或“精细化”做法，加强“标准化”，包括标准系统平均负荷曲线和交割时间等。

   
  来   源：电联新媒

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储能是自治区重点产业链，按照自治区政府的统一部署，“内蒙古储能产业促进会”在自治区能源局的管理下注册成立。我们的职责是招商引资，延链补链，加强储能主管部门、企业、社会间的联系，使内蒙古自治区储能制造业高质量发展。

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