四川丨中长期衔接交易开展 用电主体调整合约的最后一道关口

2025年9月16日，四川电力市场正式启动现货市场下的中长期衔接交易。根据《四川电力现货市场规则体系V2.0（征求意见稿）》，当日交易标的为D+2至D+4（即18日至20日）每日24点的合约量。

此次交易的正式开展，标志着原中长期交易模式的正式终结，四川电力市场已正式迈入现货阶段。今天，我们共同回顾这场“开幕式”有哪些值得关注之处。

1、参与家数低迷，市场主体稍显迷茫

从买卖双方参与度来看，单日平均参与家数（各时段参与家数求和后除以24）并不高，这一特点在卖出侧表现得更为显著，3天的交易标的平均成交家数艰难突破10家，对比原有中长期市场近三天的平均成交家数有明显的下降，但从现行的全月分段合约均分到天再均分到小时时段逻辑来看，多数时段用电和合约存在差异是极大概率事件，各主体理应有不小的调整需求。然而，即使可能双边调平了部分需求，但从如此之少的集中交易成交家数来看，各市场主体可能稍显迷茫，并未将此次D-2交易作为调平“用电-合约”差值的一个重要窗口。

2、成交规模前高后低，优先满足靠近日期

9月18日成交规模17793.32兆瓦时，接近后两日成交规模总和的三倍，主要是按照D-2交易的交易标的，16日为最后一次中长期调整；相反，以20日为交易标的调整日还有17日、18日，还有可调整窗口。16日衔接交易优先解决燃眉之急，所以成交规模呈现出18远超后两日的情况。

3、午间需求突出，日内高成交占比集中

由于目前合约均分的分解方式，加上大部分用户午间有明显的用电趋势，市场主体对午间时段的用电-合约之间的盈缺有着相对明朗的预判，三日交易的高成交占比均集中在第11、12段，最高时成交占比超过13%。

4、价格时段差异明显，高价区间聚集

三日整体价格走势较为一致，全天最高点价格区间在第18个时段至20个时段之间（17：00-20：00），第20个时段之后价格开始走下坡路，这部分价格和目前已运行的现货市场出清价格走势基本一致。午间价格相对低迷，主体可能预期该时段光伏大发，对未来现货市场价格并不看好。其中9月19日第11个时间段出现了偶发极低价格，最低成交价格50元/兆瓦时。也正是因为上述提到的重心集中在18日，导致其余两日挂牌松散，出现极端的价格概率略有上升。

除上述几个反映直接量价的要点外，在交易操作层面，各市场主体或许也存在一定程度的不适应。其一，界面由单一变为多个，致使市场交易盯盘的难度有所增加；其二，操作电量进一步细分，以往以几百几千兆瓦时为单位的挂牌方式，转变为十兆瓦时以内的挂牌方式。并且，预估需求的维度从全月直接转变为单日分时段，使得工作量大幅上升。多种因素相互叠加，导致市场主体缺乏明确的交易方向，难以掌控交易的主动权。

不过，鉴于9月交易衔接具有特殊性，政策明确规定不回收中长期偏差收益。在当前阶段，可以暂时降低对需求预估的重视程度，主要对现货 - 中长期价差进行判断即可。然而，随着现货市场的深入推进，对需求的预估将成为不可或缺的环节，这也表明四川电力市场正逐步从资源型市场向技术与资源并重的方向发展。