中国电力市场改革：长期电力采购协议的演进

精华速览

• “2026版规则”将绿电交易从单独专章整合入主规则，并首次赋予“数年交易”正式品种地位。
• 绿电价格被拆分为“电能量价格+绿电环境价值”，环境价值须随合同同步转让，溯源要求从原则性升级为操作性标准。
• 直接参与市场的用户不再执行政府规定分时电价，分时价格由市场竞争形成——这是价格机制从“行政定价”到“市场定价”的根本性转变。

一份长期电力采购协议（PPA）的本质，是对未来多年电力价格与电量的锁定。锁定的前提是：规则足够稳定、品种足够清晰、价格形成机制足够可预期。"2026版规则"在交易品种和价格机制上的调整，恰恰改变了这三个前提。

本文聚焦于绿电交易整合、数年交易引入、合同转让规则及价格机制调整四方面变化，分析这些变化如何重塑长期PPA的定价基础与合同设计逻辑。

1 四个关键调整及其底层逻辑

1.1 绿电交易：从“专章”到“主规则”

2020版规则体系下，绿电交易是一个独立于主规则的“专章”——有绿电需求的用户可以参与，不涉及的可以忽略。“2026版规则”将绿电交易直接写入主规则，使其成为中长期交易的标准子品种而非附加项。

这一调整的底层逻辑是：绿电交易不再是独立的附加板块，而是融入主规则的常规交易品种。具体变化体现在三个层面：

• 范围扩展：绿电交易明确包含“跨电网经营区绿电交易”，绿电的物理边界从省内扩展至全国。

• 价格透明化：绿电价格被拆分为“电能量价格”与“绿电环境价值”，两部分分别明确。此前绿电通常以“一口价”形式报价，买方无法区分自己支付了多少电能量成本、多少环境溢价。分离后，企业可以清晰核算每一度绿电的“环境成本”。

• 溯源强制化：绿电交易须确保发电企业与电力用户一一对应，绿证根据月度结算电量核发并划转至买方账户。这意味着绿电不再是“买了就算”，而是必须可查、可追溯、可审计。

1.2 数年交易：长期PPA有了正式身份

此前，超过一年的电力交易合同在规则上没有明确身份。企业虽然可以私下签署多年协议，但在交易组织、安全校核、结算框架中缺乏制度支撑。“2026版规则”首次明确“数年交易”品种——以1年以上的电量作为交易标的物，与年度、月度、月内交易并列。

规则同时提出“推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间”。将“推广”写入总体要求，释放了一个明确信号：政策层面希望用长期合同来稳定新能源的消纳空间和收益预期。

对风电、光伏企业而言，数年合同的价值在于锁定——锁定未来3-5年的电量和价格，降低投资回收的不确定性。对用户而言，数年合同的价值在于对冲——对冲短期现货价格波动的风险。但“锁定”与“对冲”之间需要一方承担价格波动风险，这就是灵活定价机制的设计初衷：固定价锁定安全，灵活价让渡风险。

需要注意的是，数年合同虽然锁定了多年总量，但在执行中仍需逐年、逐月分解为分时曲线。长期锁定的是“总量”，而非“曲线形态”——后者的管理能力仍然是刚需。

1.3 合同转让：绿电环境价值的“不可分割性”

"2026版规则"确立了普通合同转让的一般原则——"相关权责一并转让"。同时特别强调：绿电合同转让时，应一并转让对应的绿电环境价值。

这一条款的法理含义是：绿电的电能量与环境价值在法律上被视为不可分割的组合资产。绿电环境价值并非抽象概念，而是通过绿证（绿色电力证书）这一凭证形式来计量和流转——每一张绿证对应一定电量的绿电环境属性，是环境价值的唯一合法载体。因此在绿电合同转让时，电能量与环境价值须一并转让，转让方不得将一份绿电合同拆分为"只转让电能量"和"单独保留/出售绿证"两部分（绿证：绿电环境价值唯一合法的凭证载体与结算依据）。对于通过购买绿电履行碳减排义务的企业来说，这意味着合同转让不仅仅是"换个对手方"，还涉及环境价值的同步转移——转让协议中必须明确绿证的划转路径和时间节点。

1.4 价格机制：从“峰谷表”到“市场曲线”

“2026版规则”对价格机制作出了一个重要调整：直接参与市场的经营主体不再执行政府规定的分时电价，分时价格由市场竞争形成。配套的1502号文进一步明确，现货地区交易时段数应不少于24个。

这一调整对长期PPA的影响是结构性的：一份执行周期为数年的合同，在执行过程中需要逐年、逐月、逐日分解为24个以上时段的分时曲线。签约时锁定的不再是"全年一口价"，而是"一套动态的价格曲线体系"。这意味着，长期PPA的签约双方需要在合同签署时就对未来数年的分时价格形态做出判断——预测难度从"年度均价"升级为"小时级曲线"。

2 哪些群体会受影响？

规则的调整不是平均作用于所有参与者。不同市场角色的业务模式决定了他们受影响的维度、深度和紧迫性各不相同。下表从影响维度和影响程度两个维度进行定位：

值得注意的一点：影响程度高的群体，往往是新规下“机会”与“风险”并存的群体。以风电、光伏发电企业为例，数年交易提供了长期收益锁定工具，但绿电溯源的强制化也意味着“无溯源不结算”——数据管理能力将成为收益兑现的前提。

3 规则联动与企业应对策略

上述变化不是孤立生效的，它们之间存在联动关系。每一组联动，都对应着企业需要重点建设的一项能力：

3.1 分时曲线管理：从多年总量锁定到小时级曲线

数年合同可以锁定多年总量，但执行时仍需逐年、逐月、逐日分解到分时曲线。这意味着发电企业不仅需要预测“未来三年发多少电”，还需要预测“未来三年每个时段怎么发电”——预测的时间跨度和精度要求同步提升。企业因此需要具备把总量合同分解为分时电量的能力，并能在执行过程中根据最新数据动态调整。对于提供电力交易数字化工具与数据分析服务的企业而言，分时曲线的精准分解与动态调优，正是新规下客户最迫切需要的能力支撑。

3.2 绿电溯源与合规管理：从一次交易到转让后的二次交易

绿电交易的溯源要求意味着每一度绿电的“发-用-证”路径都须可查；当绿电合同发生转让时，环境价值的转移路径也必须完整可查——溯源链条从“一次交易”延长到“转让后的二次交易”。这要求企业建立从交易申报到结算的全流程溯源体系：发用对应、绿证按月划转、环境价值的同步转移，都需要完整的追溯链条作为支撑。数据管理能力将直接决定收益能否兑现，“无溯源不结算”正在成为新底线。对于提供电力交易数字化工具与数据分析服务的企业而言，绿电发用对应的核验、绿证划转的跟踪与环境价值转移的记录，同样是客户在新规下需要补齐的数据能力。

3.3 价格风险量化：从年度均价到日/时段波动

分时价格市场化后，直接交易用户面临的价格波动从“月/年度”压缩到“日/时段”，但规则同时提供了工具：固定价与灵活价可选、月内交易按日连续开市、合同转让机制——关键是把这些工具组合使用，而不是单独依赖某一种。这要求企业掌握价格风险的量化与对冲方法：固定价与灵活价的选择、年度与数年的组合、月内连续交易的偏差修补，都不是“二选一”的简单决策，而是基于电价预测和风险偏好的系统化权衡。分时价格市场化后，企业对价格风险管理工具的需求将持续扩容。对于提供电力交易数字化工具与数据分析服务的企业而言，把电价预测、风险偏好与合同组合纳入统一的量化分析，是帮助客户管理分时价格波动的关键支撑。

总体来看，2026版规则不是对现有框架的微调，而是在交易品种、价格形成和溯源体系三个维度同时推进市场化。对于签约双方而言，理解这些变化的联动效应，比单独应对某一条款更为重要。

FAQ

Q1：数年交易与年度交易的核心区别是什么？

A：数年交易以1年以上的电量作为交易标的物，年度交易以次年年度内的电量作为标的物。数年交易更适合需要锁定长期收益的新能源项目或需要稳定长期成本的大型用户，签约方式包括双边协商和集中交易，可签固定价或灵活价。

Q2：绿电交易中“三者取小”原则如何影响结算？

A：绿电环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小的原则确定结算量，不足1兆瓦时的部分滚动到次月核算。例如合同约定100万度、发电侧上网90万度、用户侧用电85万度，则按85万度结算绿证。这一机制确保绿证数量不超出实际发、用两端的最小值，避免环境价值“虚报”。

Q3：企业还需要关注政府分时电价文件吗？

A：直接参与市场交易的经营主体不再适用政府规定的分时电价水平和时段，其分时电价由市场交易形成。电网代理购电用户仍需由政府价格主管部门统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。企业是否关注政府分时电价文件，取决于其是否直接入市。