非工作日不再是交易禁区，17个地区同步启动自然日连续开市

2026年6月15日起，省间中长期电力市场正式启动按自然日连续开市。从“年均开市250天”到“全年无休”，新能源高占比电力系统的市场化调节能力迎来质变。

今年“五一”假期，北京电力交易中心开展的自然日连续开市试点交出了一份亮眼成绩单：达成交易电量13.87亿千瓦时，增加东北外送电力450万千瓦。试点的成功验证了非工作日交易的现实需求，也为6月15日的全面推开奠定了基础。

山东、浙江、山西、安徽、河南、江西、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、四川、重庆等17个地区的中长期市场在迎峰度夏期间同步启动按自然日连续开市，预计年底前实现国家电网经营区全覆盖。

从“阶段性调剂”到“常态化互通”，这一转变对光伏等新能源发电意味着什么？市场主体将迎来哪些机遇与挑战？在新型电力系统建设加速推进的当下，这场交易制度的变革正在重塑电力资源配置的底层逻辑。

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告别“周末盲区”：光伏大发与交易窗口为何必须同步

今年3月1日起全面施行的新版《电力中长期市场基本规则》明确提出，“月内交易原则上按日连续开市”。这一制度设计的背后，是新能源高占比电力系统面临的现实难题。

过去，国内省间中长期交易年均开市仅250天，周末和法定节假日处于市场化交易真空期。对于光伏发电而言，这一机制缺陷尤为突出：周五收盘后，周末两天的天气变化、负荷波动均无法在中长期市场反映，只能等到周一集中定价或通过现货市场“硬消化”。

光伏午间大发、夜间归零，风电夜间可能突增——新能源出力的波动不会因周末而停止。迎峰度夏期间，尖峰负荷屡创新高，光伏出力却可能因阴雨天气骤降。过去若周末发生这种情况，交易员面对合约缺口只能等到周一开盘，要么承受现货高价，要么面临偏差考核。

连续开市的制度设计，本质上是让中长期交易的时间轴与新能源发电的物理特性对齐。今年五一假期的试点数据也印证了这一点：13.87亿千瓦时的交易电量充分说明，非工作日的新能源消纳和跨区互济需求真实存在。

对于光伏电站运营者而言，连续开市意味着预测偏差有了“日清日结”的修正通道。光伏发电功率预测受云层移动、气溶胶浓度、湿度变化等多重因素影响，准确率随预测时长增加而显著下降。过去周五做出的下周一预测，经过周末两天的天气演变，准确率已大打折扣。现在，每日均可依据最新气象数据和负荷预测调整合约头寸，从机制上压缩了预测误差的累积空间。

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13.87亿千瓦时试点背后：跨区互济如何“摸高”

五一假期的试点不仅是一次压力测试，更是对连续开市机制的实战检验。13.87亿千瓦时的交易电量背后，450万千瓦的东北外送电力增量尤为关键。

东北地区风电、光伏资源富集，节假日期间本地用电负荷下降往往导致新能源消纳困难。过去，这部分富余电力难以通过市场化手段及时外送，只能依赖电网调度。五一期间试点证明，自然日连续开市后，东北富余清洁电力可以及时匹配华东、华北等负荷中心的用电需求，实现跨区资源的精准错峰互补。

450万千瓦的增送能力，相当于一座中型火电厂的装机规模。在非工作日实现这样的资源调配，不仅提升了新能源利用率，也验证了连续开市机制的制度价值：中长期交易不再是孤立的“期货市场”，而是与现货市场形成首尾相连的完整链条。

从光伏产业的角度审视，这一机制的价值更为深远。我国光伏装机主要集中在西北、华北地区，而用电负荷中心集中在东部沿海。跨区输电通道容量有限，若交易时间窗口再受“工作日”限制，则清洁电力的时空价值被双重压缩。连续开市使得西北光伏大发时段与东部用电高峰时段的市场化匹配更加及时，减少了因交易时间错位导致的“弃光”损失。

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制度链条持续延伸：从输电权到跨经营区交易

回顾近两年的政策脉络，省间中长期自然日连续开市并非孤立改革，而是一系列制度协同推进的关键一环。

2024年10月15日，省间电力现货市场转入正式运行，经历近1000天的试运行检验，电能量在不同省份间可以实时定价、自由竞价。自然日连续开市则让中长期交易与现货市场形成了首尾相连的完整链条。

2025年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（发改体改〔2025〕915号） ，国网与南网、蒙西电网间已启动跨经营区常态化交易机制。这意味着省间交易的边界从国家电网内部扩展至全国范围，南北互济、东西互补的格局正在形成，但规模和品种仍有拓展空间，“北电南送、西电东送”全市场互通是下一阶段重点。

2026年4月，国家发展改革委、国家能源局批复修订省间电力现货交易规则（发改办体改〔2026〕275号） ，明确省间现货为实物交易定位，不再只是应急互济，中长期与现货的边界将更清晰，为光伏参与跨省跨区交易提供了更稳定的规则预期。

2026年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知》（发改体改〔2026〕734号） ，针对跨区输电通道阻塞问题，向市场主体开放富余通道竞价使用权，对冲线路拥堵带来的合约履约风险。

至此，电能量交易、输电通道资源交易、长短周期时序交易形成闭环，解决了以往“有电量合约、无输电通道”的落地难题。对于光伏发电企业而言，这四重制度的叠加意味着：发电预测有修正窗口、外送通道有竞价空间、现货交易有实物保障、跨网流动有规则可依。

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“压舱石”回归：光伏电站如何用好连续调仓窗口

连续开市为光伏电站等市场主体带来的最直接利好，是偏差考核风险的实质性下降。

电力无法储存，实际发/用电量与合同约定电量不一致即产生偏差，超额部分面临考核费用。光伏发电对天气高度敏感，周一的晴好天气预测到周四可能因降雨完全改变。旧机制下周五交易截止后，周末发生的预测偏差无法在中长期市场修正，只能被动接受。

新机制允许经营主体通过每日滚动交易随时增持或减持合约头寸。这相当于为光伏电站提供了一个“日常调仓”窗口：发现下一天光照预测偏差，可以提前调整中长期合约头寸，把误差控制在最小范围，直接降低违约成本。对于拥有大型光伏电站的企业而言，这一机制对月度收益的稳定性至关重要。

更重要的是，连续交易日历使中长期合约可更细粒度地分解到位，与现货市场结算参考点衔接。中长期的“压舱石”作用得以真正发挥——既避免过度依赖现货的价格波动风险，又为光伏电站提供了稳定的收益预期。中长期合约锁定基础收益，现货交易捕捉边际利润，连续开市使得两种工具的搭配使用更加灵活精准。

从投资视角看，连续开市降低了光伏项目的收益波动风险。过去项目收益预测中，“交易窗口受限导致的偏差考核损失”是一笔难以精确估算的隐形成本。新机制下，这笔成本有了明确的管理工具和控制手段，有利于提升光伏项目的融资可行性和资产估值。

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五重堵点：网架、规则与新型主体准入

尽管改革迈出关键一步，当前省间常态化开市仍面临多重现实堵点，制约着光伏发电跨区消纳的充分释放。

第一，西北风光外送通道常态化拥堵

西北地区光伏电站密集，但特高压外送通道在高峰时段难以满足全部送出需求，物理网架约束限制了跨区交易落地。尤其是午间光伏大发时段与晚高峰用电时段之间的错配，使得通道利用效率受到双向挤压。云霄直流输电权市场化交易试点正是对这一问题的针对性探索，但距离全面推广尚有距离。

第二，国网、南网跨网交易流程效率偏低

虽然2025年7月两部门已发文启动跨经营区常态化交易机制，但目前申报、校核、结算系统仍相对独立，流程冗余。一家在西北拥有光伏电站、在南方拥有售电公司的企业集团，在跨网交易时仍需在两个系统分别操作，增加了交易成本和时间成本。

第三，独立储能、负荷聚合商等新型主体准入细则不完善

光伏配储项目、虚拟电厂等灵活资源尚无法充分参与省间交易。储能本应在光伏大发时充电、晚高峰时放电，通过省间市场获取价差收益，同时缓解通道拥堵。但当前准入细则对于储能作为独立市场主体的身份认定、交易权限、结算方式均缺乏明确规定，灵活资源跨区流转的潜力尚未释放。

第四，各省市场规则仍存在差异

虽然连续开市倒逼各省交易时序趋同，但合同结构、偏差处理方式、考核标准等方面仍有参差。对于在多个省份拥有光伏资产的企业而言，跨省交易仍面临“一事一议”的操作成本，全国统一电力市场的微观基础尚需进一步夯实。

第五，新能源出力预测精度仍待提升

连续开市虽然提供了每日调仓窗口，但调仓效果根本上取决于预测准确性。当前光伏发电功率预测在天气剧烈变化时段的误差率仍然偏高，云层快速移动、沙尘暴等极端天气事件的预测能力仍有提升空间。预测技术的进步与交易机制的改革需要同步推进，才能真正释放连续开市的制度红利。

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从“省内自平衡”到“全国大循环”：光伏市场空间的再定义

省间中长期自然日连续开市的深层意义，在于重新定义了光伏发电的市场空间。

过去，光伏电站的消纳范围主要受限于省内用电需求和送出通道可用时段。连续开市叠加跨经营区交易、输电权市场化分配等配套机制，正在将光伏的市场边界从省内拓展至全国。西北一座光伏电站午间富余电力，可以在当日通过省间中长期市场找到华东的用户，并通过输电权市场锁定通道资源——整个过程在制度层面首次实现了全链条市场化运作。

从更宏观的视角看，这一变革与新型电力系统建设的目标高度契合。高比例新能源接入要求电力系统具备更强的灵活调节能力和更广域的资源优化配置空间。交易机制的常态化运行，正是为这种广域优化提供制度基础设施。

当然，改革仍在路上。网架约束的缓解需要特高压工程的持续推进，规则统一需要各省级市场的协同调整，新型主体准入需要更为细致的实施细则。但方向已经明确，路径正在展开——电力要素无障碍跨区流转的愿景，正在从制度设计的层面逐步落地为市场运行的日常实践。

对于光伏行业而言，这意味着一个更大、更灵活、更可预测的市场空间正在打开。交易窗口的延长、调仓频率的提升、跨区通道的市场化分配，每一项制度优化都在降低光伏电力的“消纳摩擦成本”。当“看天吃饭”的光伏发电与“全年无休”的电力交易深度耦合，新能源在电力市场中的竞争力将在制度层面获得新的支撑。