电力序贯市场分层、内生规模与能源转型:一个基于欧洲 2024—2025 年交易数据的电力系统经济学解释
一、问题与基本判断
电力市场的分层结构不是一般商品市场的简单复制。电能难以低成本大规模库存，输电网络具有实时潮流约束，机组存在启停时间、最小出力、爬坡速率和备用要求，系统频率还要求供需持续平衡。因此，电力交易必须在时间上分层展开。监管者和市场运营机构通过制度规定交易窗口、报价规则、出清方式和结算机制，形成中长期、日前、日内和实时市场。欧盟电力批发市场以远期、日前、日内和平衡市场划分交易时段；中国《电力现货市场基本规则（试行）》也将电力现货市场界定为经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场，并要求建立健全日前、日内和实时市场[1][2]。
制度规定的是市场容器，不直接决定各容器中的成交水位。中长期市场可以被设计为年度、月度或多年合约，日前市场可以被设计为集中出清，日内市场可以被设计为滚动或连续交易，实时市场可以被设计为五分钟、十五分钟或其他颗粒度的安全约束出清；但主体最终在各市场交易多少，取决于其风险偏好、预测能力、信用约束、现货价格波动、偏差结算规则、机组灵活性和市场流动性。由此形成的常见结构是：中长期市场承接最大期限的价格和收入风险，日前市场承接次日大部分物理交割和短期不确定性，日内市场承接日前之后暴露的边际偏差，实时市场处理最后的不平衡。这个结构是制度设计和内生演化共同作用的结果。
二、制度分层的经济含义
中长期市场的经济功能是跨期风险配置。发电企业通过中长期合约锁定未来收入，售电公司和电力用户通过合约锁定采购成本，项目投资者通过长期现金流降低融资风险。中长期市场覆盖的是较长时间内的电价、燃料、负荷、政策和绿色消费风险。这里的“覆盖最大风险”主要指期限跨度和收入敞口，而不是任何统计口径下成交量都必然最大。其交易可以是实物合约，也可以含有金融对冲属性。欧洲电力市场改革强调长期购电协议和差价合约的作用，目的在于提高固定价格合约可得性、改善远期市场流动性并降低价格波动向终端用户的传导[15]。
日前市场的经济功能是形成次日主计划和短期价格锚。相对于中长期市场，日前市场已经能够利用更接近运行日的天气、负荷、检修、燃料和网络信息；相对于日内和实时市场，日前市场又保留了足够时间安排慢启动机组、跨区交易、备用和安全约束。许多煤电、核电和联合循环机组无法在临近实时才决定启停，日前市场因而具有物理调度意义。新英格兰独立系统运营商（ISO New England） 对日前市场的说明表明，日前市场形成具有财务约束力的次日购售电计划，使主体能够规避实时价格波动；实时市场则平衡日前承诺与实际负荷和发电之间的差异[3]。
日内市场的经济功能是利用更新信息修正日前计划。风电和光伏预测、短时负荷、机组状态、通道可用能力和储能荷电状态都会在日前出清后继续变化。日内交易的规模通常小于日前交易，因为它围绕日前基准计划做增量调整；但其边际价值可以很高，因为临近运行时的少量调节往往决定弃风弃光、尖峰电价、备用占用和系统安全成本。实时市场把最终供需偏差转化为调度指令和结算价格，保证系统在物理上可运行；其成交规模未必最大，但价格信号往往最能反映最后阶段的灵活性稀缺。平衡市场由输电系统运营商纠正交易后供需不匹配并维持电网频率，这也是欧盟市场规则将平衡市场与日前、日内交易相衔接的原因[1]。
三、信息结构与交易规模的理论说明
可以用信息逐步展开的序贯决策逻辑说明上述分层在电力系统中具有稳定的经济基础。这个逻辑成立的条件是：预测信息会随交割临近而改善，市场主体能够在后续市场调整头寸，偏差结算能够传导价格责任，且交易成本和信用约束没有高到阻断交易。某一结算单元的最终净交割量，在中长期阶段只能依据长期负荷、燃料、政策和季节性信息估计；到日前阶段，天气预报、机组可用性、检修安排和跨区通道信息更加充分；到日内阶段，风光出力、短时负荷和设备状态继续更新；到实时阶段，市场主体和系统运营机构最接近实际运行状态。交易时序的经济含义，就是让市场在信息逐步增加的过程中不断修正已有头寸。
在这一过程中，每一层市场都对应一个不同的信息条件。中长期市场在信息较粗、期限较长的条件下配置价格风险和收入风险，日前市场在次日运行信息较充分且物理资源仍可安排的条件下形成主计划，日内市场在更接近交割的条件下修正日前计划，实时市场在最终运行状态下处理偏差。信息越接近交割时点，预测误差通常越小；但可调整资源也越少，调整成本和系统安全约束越强。
从理论上看，市场主体在每个阶段都会依据当时可获得的信息形成对最终净交割量的最佳估计，并据此决定累计交易头寸。当新的信息到达时，主体并不是重新设计整个交易体系，而是在原有头寸基础上增加或减少交易量。于是，中长期交易形成长期基准，日前交易形成次日基准，日内交易修正日前偏差，实时交易处理最终偏差。
这一逻辑能够解释为什么剩余风险通常沿着交易时序递减。中长期阶段面对的是较宽时间尺度和较大状态空间，剩余风险最大；日前阶段吸收了大部分次日可预见信息，剩余风险明显下降；日内阶段继续吸收运行日前后的预测修正，剩余风险进一步压缩；实时阶段面对的是最后的供需偏差和系统操作残差。这个结论说明的是风险覆盖范围递减和头寸修正逐步细化，不是成交量在任何市场、任何统计口径下必然机械递减。强制签约比例、流动性、保证金、价格上限、容量机制、行政保供安排和市场力都会改变各层市场的实际成交规模。
每层市场的实际成交规模还取决于合约覆盖率、强制签约比例、流动性、交易费用、保证金占用、信用风险、市场力和监管安排。因此，制度设计给出了交易层级和时间窗口，市场主体的风险管理行为、资源禀赋和系统运行需要决定了各层市场规模。日前市场经常显著大于日内市场，原因在于日前阶段已经掌握了大部分次日预测信息，同时仍有能力安排慢启动机组、备用和跨区交易；日内阶段面对的是日前之后新增的信息，交易对象自然以边际修正为主。
多结算机制进一步解释了日前市场的收入转移功能。发电商在日前市场卖出电量，相当于把一部分收入锁定在日前价格；实时实际发电量若高于或低于日前成交电量，差额部分按实时价格结算。用户侧也具有类似机制：日前购电锁定了主要采购成本，实际用电与日前购电之间的偏差在更靠近实时的市场中结算。由此，日前市场既是物理计划平台，也是短期收入风险在不同实时状态之间重新分配的制度装置。
日内市场可以理解为在日前基准和实时偏差之间增加一层更靠近交割的信息修正。新能源预测、短时负荷、储能荷电状态和机组故障等信息在日前之后继续变化，市场主体通过日内交易调整头寸，减少暴露在实时价格下的偏差。在高新能源系统中，日内市场还承担短时灵活性配置、储能套利、跨区容量再分配和算法交易撮合功能。实时市场则把仍然存在的不平衡转化为调度指令和结算价格，形成灵活性和系统安全的最后价格信号。
四、欧洲 2024-2025 年交易数据：场内、经纪商与清算迁移
欧洲市场提供了观察“制度分层外生、市场规模内生”的较好样本。需要先说明统计边界。公开数据无法完整覆盖所有纯双边场外交易（over-the-counter，简称 OTC），尤其是没有通过经纪商组织化市场、没有进入交易所清算、也没有被公共报告单独披露的双边合约。本文使用两个互补口径：其一是欧洲能源监管机构合作署（ACER）在 REMIT 报告中对组织化市场场所（Organised Market Places，简称 OMP）的统计，这一口径包括交易所、经纪商 OMP、经纪商成交后在交易所清算注册等，并按买入合同量与卖出合同量之和计算；其二是欧洲能源交易所（EEX）、欧洲电力现货交易所（EPEX SPOT）、北欧电力交易所（Nord Pool）、指定电力市场运营商委员会（NEMO Committee）以及德国、法国监管机构披露的平台和国家数据。前者适合观察全欧洲场内和组织化场外交易结构，但可能受报告时滞、数据修订和经纪商成交后清算重复报告影响；后者适合观察具体平台和国家的市场微观趋势。
表 1 ACER REMIT 口径下欧洲组织化电力市场交易量与活跃主体
|
交易方式 |
2024 交易量（太瓦时） |
2025 交易量（太瓦时） |
增速 |
|
电力：经纪商 OMP 双边结算 |
1,753 |
1,536 |
-12.4% |
|
电力：经纪商 OMP 成交并在交易所清算 |
9,628 |
10,108 |
5.0% |
|
电力：交易所 OMP 订单簿成交 |
13,315 |
16,761 |
25.9% |
|
其中：德国交易所 OMP 订单簿成交 |
9,836 |
12,429 |
26.4% |
|
其中：法国交易所 OMP 订单簿成交 |
1,784 |
2,334 |
30.8% |
注：ACER 依据交易报告中的清算标识对长期市场交易方式分类。表中长期市场交易方式分类与表 1 的远期总量存在口径差异，适合用于观察结构方向，不适合与表 1 逐项相加，也不构成全部场外交易份额估计。资料来源：ACER REMIT Quarterly Q4 2025 [10]。
表 2 说明，欧洲长期电力交易的增长并未简单表现为传统双边场外交易扩张。经纪商 OMP 双边结算交易量从 1,753 太瓦时降至 1,536 太瓦时，下降 12.4%；经纪商成交后在交易所清算的交易量增长 5.0%；交易所 OMP 订单簿成交量增长 25.9%。其中德国和法国的交易所订单簿成交分别增长 26.4% 和 30.8%。这里的“场外”主要指经纪商组织化市场和交易后清算注册口径，不能代表未公开披露的全部双边合同。欧洲危机后价格波动、保证金管理、对手方信用和监管透明度要求提高，使更多长期头寸进入交易所订单簿或交易后集中清算。
交易所平台数据提供了更直观的规模证据。为避免混用年度公告的不同回溯口径，表 3 对 EEX Group 采用 2025 年年度报告中的一致比较口径。该口径下，EEX Group 全球电力交易量由 2024 年的 12,358.6 太瓦时增至 2025 年的 13,493.7 太瓦时，约增长 9%；EEX/EPEX 欧洲电力现货交易量由 868.1 太瓦时增至 917.5 太瓦时，约增长 6%；欧洲电力衍生品市场由 8,438.6 太瓦时增至 9,330.3 太瓦时，约增长 11%[8][9]。
表 3 欧洲主要交易所电力交易量：2024-2025 年
|
2024（太瓦时） |
2025（太瓦时） |
变化 |
说明 |
|
|
EEX Group 全球电力交易 |
12,358.6 |
13,493.7 |
9.2%（约 +9%） |
含欧洲、美国、日本等电力市场；采用 2025 年回溯可比口径 |
|
EEX/EPEX 欧洲电力现货 |
868.1 |
917.5 |
5.7%（约 +6%） |
EEX/EPEX 可比口径；主要由 EPEX SPOT 运营 |
|
EEX Group 欧洲电力衍生品 |
8,438.6 |
9,330.3 |
10.6%（约 +11%） |
德国、法国、西班牙等期货增长突出 |
|
EPEX SPOT 日前 |
653.7 |
676.3 |
3.5% |
2025 年 10 月起耦合日前市场转为 15 分钟产品 |
|
EPEX SPOT 日内（连续+拍卖） |
214.5 |
241.2 |
12.4% |
日内增速明显高于日前 |
|
Nord Pool 日前 |
1,029.49 |
1,037.21 |
0.7% |
覆盖北欧、波罗的海、英国及中西欧部分市场 |
|
Nord Pool 日内连续 |
114.31 |
181.40 |
约 +59% |
日内连续交易量显著增加 |
|
Nord Pool 日内拍卖 |
6.13 |
12.85 |
约 +110% |
日内拍卖成交量较 2024 年翻倍 |
注：EPEX SPOT 与 Nord Pool 是平台口径，存在市场区域、产品和单边/双边统计口径差异，不能简单相加为欧洲总量。EEX/EPEX 现货行采用 2025 年年度报告的可比口径；Nord Pool 日内连续和日内拍卖分列。资料来源：EEX Group、EPEX SPOT、Nord Pool 年度交易结果 [8][9][11][12]。
表 3 的平台数据强化了两个判断。第一，欧洲远期和衍生品交易规模显著大于短期现货交易，说明长期价格风险管理是成熟电力市场的基础功能。第二，日前市场在短期实物交易中仍是主盘，但日内市场增长更快。EPEX SPOT 2025 年日前交易量增长 3.5%，日内交易量增长 12.4%；Nord Pool 2025 年日前交易量由 1,029.49 太瓦时增至 1,037.21 太瓦时，基本持平，而日内连续交易由 114.31 太瓦时增至 181.40 太瓦时，日内拍卖由 6.13 太瓦时增至 12.85 太瓦时。
耦合市场数据同样支持这一结构。NEMO 委员会的 CACM 2024 年度报告显示，2024 年欧洲单一日前耦合市场成交 1,840 太瓦时，同比增长 8.5%；单一日内连续市场成交 207.5 太瓦时，并有 46.6 太瓦时的日内拍卖成交[14]。截至本文写作，2025 年全欧 CACM 年度合并报告尚未公开，交易所年度数据和 ACER REMIT 数据已经显示出同一趋势：日前仍承担最大短期实物基准功能，日内在新能源和细颗粒度交易推动下增速更高。
五、德国与法国案例：从平台增长到制度解释
德国案例说明，能源转型并不会单向压缩远期市场。随着新能源波动、极端价格和对手方风险管理需求上升，远期市场流动性反而增强。2024 年德国场内期货成交扩张快于传统经纪商双边成交，反映出算法交易、交易所参与主体增加和集中清算需求共同推动了订单簿交易。另一方面，2024 年德国现货市场仍出现高价事件：6 月 EPEX 日前拍卖技术问题导致极端价格，11 月和 12 月低风低光（Dunkelflaute）阶段也出现高价峰值[13]。这表明新能源系统中，短期价格风险和长期对冲需求并行上升。
法国案例显示制度变化如何影响长期市场流动性。法国能源监管委员会 CRE 的 2025 年第四季度批发电力市场公告显示，CRE 统计范围内的法国批发电力市场年度交易量达到 1,896.6 太瓦时，比 2024 年增长约 20%。交易所金融产品成交和远期实物产品成交分别增长 48% 和 40%；交易所成交占比从 2024 年的 29% 升至 2025 年的 36%，场外交易后注册到交易所清算的占比则从 52% 降至 46%。CRE 将 2026 年年度产品未平仓量的显著增长与 ARENH 机制在 2025 年底结束联系起来；2026 年度产品在 2025 年 12 月 30 日到期时未平仓量为 24.1 吉瓦，比 2025 年度产品高 111%[16]。
法国案例体现了制度变迁对交易规模的内生影响。ARENH 机制结束前后的再定价需求，与年度、季度和月度远期产品交易增加、交易所金融成交扩大和长期未平仓量上升相伴随。原本由准行政机制覆盖的部分核电基荷供应需要通过市场重新定价和对冲，促使市场主体更主动地管理 2026 年以后的价格风险。它说明中长期市场并非能源转型中的过渡性工具，而是新能源、核电、零售供应和大用户风险管理共同依赖的价格保险机制。
六、能源转型对市场分层的影响
能源转型首先改变不确定性的来源。传统电力系统的不确定性主要来自负荷预测、设备故障和燃料价格；高比例风电、光伏系统还叠加了天气驱动的供给侧波动。IEA《Renewables 2024》预计，2024 年至 2030 年全球将新增超过 5,500 GW 可再生能源容量，光伏和风电贡献绝大部分增长[17]。可再生能源在电力系统中的比例上升，使净负荷曲线更陡、更难预测，也使短时灵活性成为稀缺资源。
这种变化没有削弱中长期市场，而是改变中长期市场的合约内容。新能源项目资本开支占比高、边际发电成本低、收入高度暴露于现货价格和弃电风险，需要通过长期购电协议、差价合约、容量补偿、绿色证书和绿电交易降低融资成本。欧盟电力市场改革鼓励长期购电协议和双向差价合约，以提高可再生能源投资稳定性和消费者价格稳定性[15]。中国绿色电力交易专章推动绿色电力交易融入中长期交易，国家能源局也明确绿证是中国可再生能源电量环境属性的唯一证明和可再生能源电力生产、消费的唯一凭证[18]。这说明能源转型将中长期市场从单一电能量价格对冲扩展为电能量、环境属性和长期消纳空间的综合配置机制。
能源转型强化了日前市场的基准作用。风光预测误差越大，日前市场越需要在不确定性下安排可执行的主计划。这个主计划既要反映低边际成本新能源的预期出力，也要为备用、爬坡、调峰和网络阻塞留出空间。日前价格由此不只是平均电能价值的信号，还包含时间稀缺、空间阻塞和灵活性需求。EPEX SPOT 2025 年 10 月将耦合日前市场从小时产品切换到 15 分钟产品，正是为了让交易产品更贴近物理生产和消费形态[11]。中国现货规则要求通过现货市场时空价格信号实现源网荷储灵活互动，也体现了同一方向[2]。
能源转型最直接提高日内、实时和平衡市场的重要性。随着风光占比上升，日前之后的云量、风速、温度、负荷和设备状态变化会产生更多修正需求。储能、虚拟电厂、电动汽车聚合和需求响应需要更高频、更接近实时的价格信号来决定充放电、削峰填谷和负荷转移。ACER 关于跨区交易容量的监测报告明确指出，日前市场仍是欧盟最重要的电力市场，日内交易的重要性正在上升；可再生能源比例提高和非化石灵活性发展要求更多接近实时的调整，未来需要更加重视日内跨区容量最大化[19]。交易所解释也将日内连续市场增长与可再生能源整合、储能资产和算法交易联系起来[11]。
从中外实践看，能源转型推动的是规模排序的边际再平衡，而不是推翻序贯结构。欧洲市场中日前成交仍高于日内成交，但日内增长速度更快，交易颗粒度更细，算法交易和储能参与提高了日内市场流动性。中国市场中，中长期合约继续发挥稳定器作用，日前、日内和实时现货市场逐步为新能源消纳、储能调用和需求响应提供分时分区价格信号。美国两结算市场显示，日前计划和实时偏差结算能够同时服务风险管理和可靠运行。有效市场设计不是把所有交易推向实时，而是让各时间层级的价格信号连续、产品颗粒度精细、风险责任清晰。
七、结论
欧洲 2024-2025 年数据对这一框架形成经验支持。ACER REMIT 口径下，欧洲组织化电力远期交易量远大于日前和日内交易量，日内交易量和活跃主体增速高于日前；长期市场中，传统经纪商双边结算下降，交易所订单簿成交和经纪商成交后集中清算上升。EEX、EPEX SPOT、Nord Pool、德国和法国监管数据进一步显示，欧洲电力交易呈现从传统双边和经纪商撮合向交易所订单簿、集中清算和标准化产品迁移的趋势；这一趋势与能源转型下的价格波动、储能和算法交易扩张、能源危机后的信用风险管理以及监管透明度要求共同相关。
能源转型提高短期不确定性，也提高长期绿色属性和投资稳定性的价值。未来电力市场设计的关键，不在于简单扩大某一层市场，而在于使中长期合约、日前出清、日内修正、实时平衡、辅助服务和绿色属性交易在同一价格逻辑下衔接起来，使长期投资信号、短期调度信号和实时安全信号相互一致。
[1] ACER. Market rules for different electricity market timeframes. European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators.
[2] 国家发展改革委、国家能源局：《电力现货市场基本规则（试行）》，2023 年。
[3] ISO New England. Day-Ahead and Real-Time Energy Markets; How Resources Are Selected and Prices Are Set in the Wholesale Energy Markets.
[4] Arrow, K. J., and Debreu, G. “Existence of an Equilibrium for a Competitive Economy.” Econometrica, 1954.
[5] Stoft, S. Power System Economics: Designing Markets for Electricity. IEEE Press, 2002.
[6] International Energy Agency. Building a Unified National Power Market System in China, 2023.
[7] International Energy Agency. Meeting Power System Flexibility Needs in China by 2030, 2024.
[8] EEX Group. Annual Volumes 2024: continued growth across key markets, 2025.
[9] EEX Group. Annual volumes 2025: EEX Group markets reinforce leading position with records across major asset classes, 2026.
[10] ACER. REMIT Quarterly Report Q4 2025, 2026.
[11] EPEX SPOT. Annual Trading Results of 2025: Overall record across all market segments, 2026; Annual Trading Results of 2024, 2025.
[12] Nord Pool. Markets Yearly Volumes 2025, 2026; 2024 Trading Figures Announced, 2025.
[13] Bundesnetzagentur and Bundeskartellamt. Monitoring Report 2025: Developments in the electricity and gas market, 2025.
[14] NEMO Committee. CACM Annual Report 2024, 2025.
[15] European Parliamentary Research Service. Improving the design of the EU electricity market, 2024.
[16] Commission de Régulation de l’Énergie. Activity on the French wholesale electricity market, Q4 2025 and 2025 annual review, 2026.
[17] International Energy Agency. Renewables 2024: Analysis and forecast to 2030, 2024.
[18] 国家发展改革委、国家能源局：《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，2024 年；国家能源局：绿证专题新闻发布会文字实录，2025 年。
[19] ACER. Transmission capacities for cross-zonal trade of electricity and congestion management in the EU, Monitoring Report 2025, 2025.
-
CLEANdata是一个关于电能配送服务数字化的试验项目
-
我们团队将尝试发掘电气设备行业实际项目中的数字化技术应用场景
-
验证数字化技术对该类业务的适用性和实施效果
-
优选出该类业务中的数字化技术推荐应用
-
小刘@CLEANdata
-
Mobile&Wechat: 15801000649
-
se_switchgear@163.com