68【行业观察】长三角电力市场“破壁”行动:跨省中长期交易新规的“三个突破”
- 为什么长三角跨省中长期交易新规是“全国统一电力市场”的区域先行样板。
- “可中断交易”机制如何平衡安全保供与市场化交易，对投资者意味着什么。
- 虚拟电厂、储能等新型主体首次被明确纳入跨省中长期交易，政策红利在哪里。
- 绿电“环境价值”被量化剥离，长三角绿电交易将迎来怎样的增长空间。
2026年4月17日，国家能源局华东监管局正式印发《长三角跨省电力中长期市场实施细则》（华东监能市场〔2026〕34号），将于2026年6月1日起施行，有效期5年。这是继2026年2月国办发4号文之后，区域电力市场建设的又一标志性文件。它覆盖上海、江苏、浙江、安徽、福建“四省一市”，是长三角一体化战略在能源领域的深化落地。《细则》的出台，标志着我国电价改革进入深水区，区域电力市场迈入紧密融合的新阶段。对于投资者，一个关键问题浮现：长三角跨省中长期交易新规，释放了哪些政策红利？新能源、储能、虚拟电厂的机遇在哪里？长三角地区长期面临能源资源与负荷分布不均的挑战。安徽有丰富的煤电和新能源资源，而上海、江苏、浙江是典型的负荷中心，能源对外依存度高。《细则》明确制定依据是国家发改委、能源局2025年发布的最新《电力中长期市场基本规则》。交易范围覆盖四省一市，包括上海市、江苏省、浙江省、安徽省及福建省。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，《实施细则》旨在打破省间壁垒，构建统一电力市场“长三角样板”。其核心任务包括：统筹推进中长期、现货、辅助服务市场建设；推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间；促进跨省交易与省内交易有序衔接。《细则》与2026年2月国办印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》形成战略协同。国办4号文提出的“逐步实现除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场”，在《细则》中通过跨省电力直接交易得到了具体落地。推动跨省电力中长期交易与省间现货交易限价贴近，实现中长期市场的价格信号与现货市场的实时供需信号有效贯通，是本次改革的重要方向之一。这一机制的本质：用市场化的方式解决省间互济的不确定性。这是本次《细则》最大的机制创新。传统电力交易讲究“刚性执行”，但长三角地区受气候、风光资源波动影响，省间互济存在较大不确定性。- 交易类型：对于双边交易，可在合同中约定可中断条款；对于集中交易，需在交易公告中明确是否为可中断交易。
- 启动条件：当售电省出现超预期高负荷、风光水资源远低预期、电煤燃气供应严重短缺等预计会导致拉限电的特殊情况时发起。
- 中断实行：每次中断的最长时限为7天；申请应在D-3日（以工作日计）17：00前提出。
对投资者的意义：可中断交易合同的设计首次正视了“绿色电源的不确定性”，允许发电侧在极端天气下“断供”。这要求购电方（尤其是高比例依赖绿电的算力中心、出口型企业）必须建立多元化的电源保障体系，不能把鸡蛋放在一个篮子里。（二）突破二：新型经营主体“入场”，释放分布式资源价值这一机制的本质：将配电网层面的“毛细血管”资源，接入跨省配置的“大动脉”。《细则》首次在跨省中长期交易规则中，系统明确了新型经营主体的类型和参与路径： | |
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| 分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷 |
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对投资者的意义：分布式光伏、储能等资产的“销售半径”从省内扩大到长三角全域。在安徽中午光伏大发时，可将富余电力通过虚拟电厂聚合，跨省卖给上海、江苏等负荷中心。虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易时，应提前与分布式新能源建立聚合服务关系，并在交易申报时将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目。同时，按照绿电交易溯源要求，虚拟电厂聚合的分布式新能源项目应与售电公司签约零售用户匹配关联。（三）突破三：绿电“环境价值”被量化，跨省交易更透明这一机制的本质：让绿电的环境属性单独定价，不再混在电费里打折。《细则》明确规定，绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。其中绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算。对投资者的意义：对于购买绿电的企业而言，不仅能清晰核算减碳成本，更容易获得绿色认证。对于新能源发电企业，绿电的“环境价值”不再被“打包打折”，而是作为独立收益来源，直接提升了新能源项目的收益率。（一）赛道一：跨省绿电交易——从“省内消纳”到“长三角配置”就在《细则》发布前不久，2026年2月26日，全国首次跨电网经营区多省绿电同台竞价交易达成，预成交电量3.53亿千瓦时。来自广西、云南的绿电跨越2000多公里，汇入华东电网，为上海、江苏、浙江、安徽、福建等华东地区注入绿色动能。《细则》将这一实践制度化，鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。售电公司参与绿电交易时，应提前与电力用户建立代理服务关系，并在交易申报时将绿电需求电量全部关联至代理用户。投资逻辑：对于风电、光伏项目，跨省绿电交易打开了更大的消纳空间，有望获得高于本省煤电基准价的“绿电溢价”。《细则》明确智能微电网和虚拟电厂可参与跨省中长期交易。新型经营主体发电企业在省内用不完的指标，可以通过跨省交易卖给长三角其他省份，“隔墙售电”的地理范围从隔壁工厂扩展到了整个长三角。投资逻辑：具备虚拟电厂聚合能力、储能调峰能力的企业，可以通过跨省价差套利，在安徽光伏低价时段买入、在上海高峰高价时段卖出，赚取省间价差。《细则》提出推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间。这一机制对新能源投资至关重要：通过签订5-10年的长期购电合同，新能源项目可以锁定长期稳定收益，满足融资机构的贷款要求。投资逻辑：出口型企业、数据中心等对绿电有长期稳定需求的企业，可通过多年期PPA锁定绿电供应和价格，规避现货市场波动风险。《细则》的实施，是国办4号文和发改能源规〔2025〕1656号在长三角区域的落地。 | | |
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| | 确立“统一申报、联合交易”方向，《细则》在长三角具体落地 |
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《细则》还要求电力中长期市场技术支持系统实现统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息纵向贯通、横向互联。这是“一地注册、全国共享”的技术基础。一、优先注册跨省交易资格。 《细则》明确，“一地注册、全国共享”。建议新能源、储能、虚拟电厂运营商尽快在所在省交易中心完成注册，获取跨省交易资格。二、布局虚拟电厂聚合能力。 《细则》将虚拟电厂明确列为资源聚合类新型经营主体，要求虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易时，应提前与分布式新能源建立聚合服务关系。建议提前锁定分布式光伏、储能资源，形成规模化聚合能力。三、关注“可中断交易”的风险与定价。 可中断交易合同允许售电省在极端情况下“断供”。购电方应与售电方明确中断补偿机制，或在合同中约定替代电源方案，避免“有绿电合同、无实际供电”的尴尬。四、主动推进多年期绿电PPA。 对于算力中心、出口型企业，绿电是“刚需”。建议主动与长三角新能源项目对接，签订5-10年绿电PPA，锁定长期供应和价格。本文与以下华梁碳索文章构成系列分析，欢迎延伸阅读：
长三角跨省电力中长期市场实施细则的出台，标志着我国区域电力市场从“松散协作”迈入“紧密融合”的新阶段。它用“可中断交易”平衡了安全与市场，用“新型主体入场”激活了分布式资源，用“绿电环境价值量化”打通了碳电联动。这是全国统一电力市场建设的“长三角样板”，也是新能源投资的“政策红包”。对于投资者，最核心的启示是：跨省交易不是“未来的事”，而是“现在的事”。 那些能提前注册跨省交易资格、能布局虚拟电厂聚合能力、能锁定多年期PPA的投资者，将在长三角这片改革热土上，占据先机。如果您想进一步了解长三角跨省电力中长期交易对具体项目的影响，欢迎联系华梁碳索。已有服务新能源投资者从省内到跨省交易的全流程经验。
