自2015年中发“九号”文发布，我国电力市场改革正式步入实质性改革阶段，政策推动显著，多地陆续开展电力中长期交易与现货交易。2018年，全国8个试点省份相继启动电力现货交易模拟试运行，2020年甘肃、山西、蒙西等省份开始长周期连续试结算，2021年3月第二批5个试点逐步开启电力现货交易模拟试运行，直至今日，山西、甘肃、山东、蒙西已成功完成现货交易长周期连续试结算，各省份陆续启动D+3日滚动、周维度、月度、年度中长期交易。目前，全国电力市场体系建设、机制与交易规模等方面都取得了显著的工作成果。
从目前电力交易运行市场看，电力中长期交易是保障电力供应稳定、缓解供需矛盾的重点举措。中长期交易品种以年度、多月、月度、月内等多种形式开展，国能日新通过对中长期交易的运行分析发现，中长期合约的有效签订，能够帮助市场主体有效降低交易风险，保障交易收益。特别在供电成本高，价格波动大的情况下，电力中长期交易作为“压舱石”的作用是无可替代的。
目前，各省中长期交易规则不尽相同，情况如下：
• 蒙西中长期签约总量在实际发电量的85%-115%之间不回收收益；
• 山西目前重点在中长期交易，其种类繁多，可操作性强，对电站自身发电能力及电价预测的准确性有较高的要求；
• 山东新能源只要参与中长期交易，则全年剩余时间全电量进入市场。从历史交易看，在某些月份参与中长期交易的新能源场站均价要高于不参与的场站，因此，通过签订中长期合约全电量进入现货市场或能够提升电站收益；
• 甘肃2022年5月，要求参与市场的新能源发电企业严格落实电力中长期合同签订任务，确保90%电量必须签订中长期合同，同年7月规定带补贴电站需100%参与中长期。而最新规则，甘肃2023年基数电量分配情况为：常规风电203小时，常规光伏170小时。要求集中式新能源电站省内年度中长期签约量达到风电1100小时左右，光伏960小时左右。该持仓比例约占大部分电站全年发电能力的80%左右，因此，2023年甘肃新能源主体应该更多把重点放到日滚动交易和现货交易中，通过日滚动市场调仓，现货市场适当的博取收益，争取电站利益最大化。
通过以上可以看出，各省份对于中长期市场均为看重。从目前市场运行结算考核情况看，新能源企业面临诸多考验与抉择：
01
现阶段各省规则不断变化，供电成本居高不下，电价波动大，市场主体很难准确预测未来的电价走势及供需情况，对于签订一份长周期的合约，缺少有力的数据支撑，很难下定决心。
02
对于已签订的中长期合约，若电价大幅上涨或预估发电能力出现较大偏差，中长期签约太多，很可能产生中长期超额获利回收及大量负现货，给市场主体带来一定的亏损。
03
针对已参与现货市场的省份，可通过日滚动交易实时调整持仓量，但如何调整、何时买卖、价格怎样界定，成为电站业主关键决策问题。
综上所述，国能日新建议，在考虑以中长期市场规避风险，日滚动交易适时调整持仓量，提升现货风险收益的交易手段过程中，想要得到接近理想的交易结果，应准确预判市场电价及供需趋势，准确预估电站发电能力，提前预防突发天气带来的影响，以及要对分时段节点进行事后复盘，这是新能源场站有效参与交易的关键手段。同样，对于火电企业和售电公司来说，也需要了解精准的新能源出力情况和市场行情来做交易判断与决策。
解决这些难题，国能日新提供支撑新能源电站、火电及售电公司的交易辅助决策平台及数据服务，利用大数据做归类、筛选、分析，科学制定量价申报策略，提高市场化交易收益，达到确定申报电力及电价的合理性。
除此之外，国能日新还提供交易咨询和托管服务。在中长期签约建议方面，基于各省交易规则，给出是否参与基数分解、中长期签约比例及价格建议等支撑。在交易托管服务方面，整体托管市场主体的中长期交易和现货交易，为市场主体的收益负责。同时基于发用两侧资源开展撮合服务。
综上所述，国能日新建议强调，中长期合约，作为电力交易市场中发用双方最重要、最有效的风险管控手段，做好中长期发电量预测、中长期电价预测、长周期风光资源评估及交易复盘分析等中长期交易决策支撑，对于保障交易主体收益至关重要，可有效促进新能源发电，合理利用。
实现双碳目标，国能日新将持续助力推进新能源企业友好参与现货市场长周期连续结算试运行，加强中长期市场与现货市场的有效衔接，助力推动全国统一电力市场建设，有效促进电力市场化改革不断深入。
