电力中长期和现货的关系是电力市场建设中最核心的经济关系。在电力现货市场已基本实现全覆盖的背景下，进一步深化中长期交易机制研究、规范电力市场设计、加强系统性风险防范，具有重要的理论、现实与政策价值。近年来，业内围绕电力中长期交易机制开展了广泛探讨，形成了诸多有益观点。作为电力市场从业人员，笔者结合市场设计中的几个关键问题与风险防控，就完善中长期交易机制提出个人思考与建议，以期引发相关讨论，为我国电力市场建设贡献绵薄之力。

问题一：电力现货价格预测

众所周知，电力“现货-中长期”价差是电力市场风险产生的主要原因之一。如果能够较精准地进行长周期现货价格预测并基于其指导中长期交易，“现货-中长期”价差风险会大幅降低。但是问题是，我们无法精确掌握未来真实供需和市场行为，本质上未来是不可预期的，这种哲学层面的悲观结论导致即使开发了先进的预测工具或技术，现货价格的精确预测仍然极其艰难。集中式电力市场出清逻辑建立在电气运行原理、市场供需、市场出清机制、经营主体报价行为等之上。其中，供需变化、主体报价策略以及报价替代机制等是影响出清结果的关键变量。新一轮电力体制改革以来，新能源预测出力与实际出力之间频繁出现偏差，导致其中长期合约量价与现货市场结算量价产生显著差异，这已成为新能源参与现货市场所面临的主要风险之一。对于售电公司而言，同样存在因中长期合约量价与其所代理用户的实时用电量、现货价格不匹配而引发的结算风险，历史上亦多次出现售电公司因此“跑路”的事件。

电力市场设计者一直希望，能让中长期的价格与现货价格尽量接近，并通过提前锁定相当一部分电量来降低风险。但问题在于，未来本就是难以预测的，而市场却总在试图提前“看清”现货价格的走向，这是一种很难化解的矛盾。这种矛盾，往往让电力市场走得太远，导致现实与预期明显偏离。实际上，即便是对接下来一天甚至几小时的预测，也常常和实际情况出入不小。从目前现货试点运行来看，日前价格与实时价格之间，时常出现明显的偏差。为了应对新能源发电的剧烈波动，山西已将现货市场的出清周期从15分钟进一步缩短到了5分钟。然而，时间再短，未来依然无人能真正预知。尽管预测工具和技术在不断更新，但市场对它们的可靠程度，始终抱有一丝疑虑。一旦某种还不够成熟的工具被过度依赖，都可能将整个市场引入更大的困境。

笔者认为，价格预测本身就是一个伪命题，无论付出多大的努力，“精确预测现货价格”都是在白费工夫。从政策角度来看，一个更有价值的问题是：为什么市场自身事前对现货价格风险没有警觉？如果市场能对现货市场价格风险有一些警觉，它自己就会采取很多修正措施，使得“中长期-现货”价差不至于过大。如果事前的现货价格预测具有商业上的获利空间，可以通过做空/做多赚钱，这一激励本身就有很强的力量防止电力市场走向危机。为何电力市场没有充分发挥出这种防范的力量，和当前电力市场规则约束、电价机制间不协同、以及电力期货等标准化避险机制发育不完善有很大关系。比如当市场的中长期比例被约束在较高的比例，理论上那些对供需有较强把握且具备市场影响力的经营主体，便可能具有策略一致性，对中长期交易价格施加直接的影响，从而导致年度等中长期价格显著偏离现货价格水平。由此可见，与其设计一系列复杂的干预机制，不如着力减少市场中的各类摩擦，推动做空/做多机制更顺畅地运行。这往往比不断优化现货价格预测技术、或设置层层市场约束更为根本有效。该思路在理论上是自洽的，在国内外期货及电力金融市场中也已有实践可借鉴，具备现实可操作性。通过创新金融工具、完善交易机制，能够增强电力市场的自我修正与价格发现功能，促进中长期与现货价格之间的动态协同。当前高频次的电力滚动撮合交易已初具电力期货的身影，为未来相关机制的进一步发展奠定了良好的基础。

同时需要强调的是，未来充满不确定性，而市场却常试图强行预测它，这构成了内在的张力，市场价格出现阶段性大幅修正，属于市场发挥调节作用的自然现象，即使有了更完善的市场机制，现货价格大幅偏离中长期价格的情形也难以完全避免。价格预测往往意味着我们陷入了一种看似能“超越市场预知未来”的思维误区，这是一种危险的自负。

问题二：电力中长期机制及管理模式

如上所述，电力中长期与现货价格难以耦合，成为市场风险原因之一，这和当前市场对中长期的认识误区及相关运行模式有关。

第一个层面的问题和中长期签约比例要求相关。相关主管部门期望通过较高比例电量的中长期交易，提前规避相关价格风险。但由于电力现货市场分日、分时的价格波动特点，这种期望往往事与愿违。长期以来，高比例中长期提前签约要求下，若燃煤价格上涨，则发电企业可能面临亏损发电；反之若燃煤价格下降，用户难以分享发电成本下降的红利，对于距离实际电力交割时间较久的年度中长期交易来说更是如此。叠加当前高比例可再生能源带来的某些月份、日期或时段性的供需失衡，更是容易出现极端价格（现货运行以来部分地区出现连续时段性或多日连续零价甚至负价），带来更大风险。现货长期低价叠加中长期高比例提前签约，对于发电侧来说，经营主体更可能滥用市场力，为监管带来巨大挑战。火电处于低负荷（显著超签中长期）时，理论上可通过进一步压低现货价格，利用高比例中长期合约获取超额收益（若放开中长期签约比例限制，不同签约比例的火电主体在现货市场的价格诉求将产生分歧，从而难以形成策略一致性，很难协同滥用市场力）。发售一体化主体虽然售电板块可能承受一定损失，仍可通过内部协同，有效统筹集团内外中长期，从而确保整体策略的一致性。对于零售侧来说，特别是对于没有发电侧对冲风险的售电来说，提前锁定中长期也是一把双刃剑，在曲线基本匹配、风险基本可控时或可有效控制相关风险，但是在供需发生超出预期的变化时，中长期的高比例签约可能成为放大风险的来源，上述事例中，发电侧理论上可通过合规操作实现收益转移，售电侧即会出现相应的亏损（工商业用户未必会在现货负价中获益）。

第二个层面的问题和中长期机制设计与电力现货市场的协同有关。长期以来，市场中存在“中长期+现货”构成电能量市场，容量机制、辅助服务等作为补充的思想。将中长期交易视为电能量范畴而不是避险机制范畴，是市场中不同层次价格成分混淆、经济关系不清晰的原因之一。关于中长期和现货的关系不清晰导致的电能量市场逻辑问题，笔者在《为何要坚持将现货结算方式统一至“方式一”？》一文中有所阐述。当前，甘肃在国内首个采用市场化的全容量补偿机制，提出对电力系统确有需要并在全年系统顶峰时段能持续稳定供电的机组，根据其可靠容量进行补偿，支持煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，并配套推出了国内第一个完全由用户侧承担的运行成本固定补偿机制，厘清了容量和电量的关系，为进一步厘清中长期和现货的关系奠定了良好基础。

问题三：电力市场管理中的合规争议

由于现货价格的不可精确预测性及市场发展不完全，为了平稳推动电力现货市场建设，市场建设初期相关主管部门不得不施加诸多约束，并采取一系列的价格限制或收益回收等机制以期望有效控制系统风险。这种不得已而为之的困局是当前市场机制设计下的必然结果，也带来了市场管理中相应的合规争议。比如当前的市场设计范式（将电力中长期与现货市场捆绑式管理）及家长式管理兜底下，市场中出现“赚了闷声发财、亏了就拉横幅（或者通过媒体发声）”的局面，部分经营主体理直气壮地认为主管部门既然对中长期进行了相关约束（比如高比例签约要求），自然也应承担起相关风险责任，这种乱象在新一轮电改以来在多地轮番上演。在如此困局下，相关主管部门不得不管的市场机制基础得到持续强化。面对以上可能的合规争议，相关主管部门即使深受其扰却也无法置身事外。根本原因是当前我们将中长期交易作为电力市场的一部分（部分观点甚至认为是主要部分）与电力现货协同进行管理，同时基于中长期、现货交易对价格水平、系统风险进行一体化评价。这就将主管部门置于尴尬的境地，虽然不干预或许是有助于克服合规争议的更好选择，但面对电力市场乱象与可能的系统性风险，相关主管部门很难无动于衷，而相应的干预也几乎必然持续导致市场中各类权责不清的分摊资金及收益回收等。观察近期的中长期年度交易，市场呈现出售电侧行为失范、主体普遍焦虑、监管复杂性加剧等态势。这折射出现行市场机制存在深层次矛盾，已到需要系统优化与重构的阶段。

以上机制导致对市场风险的过度防范使得很多风险定价工具和交易市场不能够正常发育起来。在研究我国电力市场风险控制的政策干预选择中，最为重要的问题并不是设置种种干预，而是消除干预的规则基础，完善市场设计，同时应给予相关主管部门更大的容错率，让问题暴露得更充分一些，很多问题都可以在暴露过程之中得到更妥善的解决，市场也能够更好地自我发育、进化和完善。当然，一旦市场出现可能引发系统性问题的重大风险，主管部门的干预就成为必要。然而在现行中长期交易机制下，主管部门不仅需要识别可能的合规争议，还必须准确评估系统性风险发生的概率，这种挑战是相当巨大的。因此加强对电力市场系统性风险的研究至关重要，从市场机制设计层面实现与管理的协同，沿着两条路径前进完善当前的中长期避险机制及电力市场设计。

完善电力中长期交易机制的上中下三策

面对以上问题，关键的解决路径是走出思维的“囚笼”，对容量、中长期、现货等机制进行再认识，将中长期避险机制从电力市场（现货）的范畴中剥离出来，分开设计电力现货市场及中长期避险机制，单独管理并结算。一条路径是沿着稳定电力现货整体价格水平的路径前进，完善电力现货市场设计，有效控制系统风险，同时设置可供主体选择的批发-零售联动机制等，建立可避免批零价格不协同的规则基础。另一条路径则是沿着中长期标准化建设的路径前进，减少政策干预，有效克服合规争议，更好发挥市场中做多/做空机制的价格发现及修正职能，推动市场更强健。

具体来说，电力现货市场设计层面，在电力现货价格频繁出现低价甚至负价的背景下，为保障电力系统长期顶峰可靠性，需着力解决仅“基于”变动成本的现货价格无法回收成本的问题，通过“全容量补偿机制+成本型（叠加基于供需的合理收益）电力现货市场”，有效稳定发电侧平均现货价格水平。同时，可进一步完善电力市场监管规则与市场机制设计，防止容量补偿水平不足与电能量市场限价过严并存的现象。建议依据顶峰容量供需等实际状况，建立容量电价在一定区间内的弹性调节机制，并加强与电力系统规划的协同。此外，应统筹协调不同交易机制之间的衔接，健全基于现货市场的以“空载成本补偿+启动成本补偿+系统安全原因的必开/特殊机组补偿”为核心的变动成本补偿机制。在规则设计中也应适度保留现货市场中的高峰价格信号，以促进虚拟电厂等新型主体的市场化发展。甘肃当前已开展了市场化的全容量补偿机制探索，为我国现代电力市场体系的环节完善提供了实践样本。近日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），明确各地电力现货市场连续运行后，适时建立可靠容量补偿机制，当前现货市场已基本实现全覆盖，预计各地将加快建立可靠容量补偿机制。同时，建议研究零售侧现货价格联动机制（售用可在规则范围内选择联动或约定联动形式、也可选择不联动），给予没有发电覆盖的售电主体避险可能，同时推动零售侧信息披露及零售风险控制、预警机制的进一步完善，稳定终端用户的整体用电价格水平，通过现货市场机制本身实现电力市场整体风险可控。

在以上电力市场机制设计完善的基础上，可充分将中长期避险机制与电力市场分离，独立交易、结算、管理，更好发挥中长期避险机制职能，为经营主体提供个性化的避险方式，取消或减少过多的干预手段，让市场做多/做空机制更好地发挥作用。进一步明确相应主管部门及权责，规范化独立进行避险机制设计及管理。具体来说，可分为上中下三策。

上策：推动电力中长期标准化设计，以电力期货的试点更科学发现电力价格。全面落实电力现货市场基本规则结算方式一，在此基础上推动中长期标准化设计，并逐步过渡至电力期货市场。不同于新电改初期，在当前现货基本全覆盖的现状下，我们往往对于市场建设中出现的问题容忍度更低，这也会一定程度阻碍电力市场化改革的持续深化，因此建议谨慎科学论证积极推动，给予愿意试点电力期货的省份主管部门更大的容错率。通过保证金制度、涨跌停板制度、持仓或交易限额、风险警示等机制规范电力期货管理。推动建立“现货机制设计保障电力市场系统风险可控+容量机制、辅助服务等与现货机制有效协同+电力期货设计满足差异化避险需求”的体系架构，再通过机制电价保障、绿色价值等场外机制，协同实现电力市场体系完善，实现清晰的经济关系。

中策：基于当前的中长期交易机制进一步完善，明确相关机构职能。一是在电力市场认识上，将中长期从电力市场的范畴剥离，电力市场仅指电力现货市场。通过完善现货市场设计充分控制电能量价格在发用侧的系统性风险，在现货市场设计中逐步取消中长期相关的收益回收及考核。二是在中长期交易组织及结算上，可继续委托运营机构代为结算交易双方中长期差价合约。同时完善中长期避险机制交易周期频次、实现连续开市，进一步放开中长期签约电量约束，推动经营主体自主进行各层次中长期交易的电量、电价决策。全面落实电力现货市场基本规则结算方式一，基于差价合约推动中长期的标准设计，分开结算中长期差价合约及现货电能量费用，通过更高的流动性更好发挥中长期的市场价格发现作用。三是在管理上，实现中长期管理和电力现货管理的充分分离，独立设定管理标准，分别明确主管部门。其中，售电公司管理上可综合中长期及现货影响后测算相关风险与保函额度，也可以尝试分开管理风险。

下策：继续执行现货-中长期捆绑式运行及管理模式，并实施价格联动等以解决年度中长期高比例下的中长期-现货价差风险。按照当前的机制继续执行，通过较为严格的比例约束明确发用双方签约比例要求，参照容量电价水平、市场结构等对批发侧年度交易一定比例电量基于现货价格联动。同时在电力现货市场中设计一系列收益回收机制和偏差考核等，相关的费用在经营主体中分摊处理。

整体来看，建议积极推动实现中策，逐步向上策过渡，避免市场机制长期处于下策。