“中發9號文”印發以來，我國以電力中長期合約起步，逐步放開發電側和用戶側的直接交易，市場交易規模穩步增長，但是在這個時期，發電調度及結算環節并未發生本質變化。直至電力現貨市場運行后，絕大部分試點已形成現貨全電量優化，中長期財務合同避險的機制，即現貨出清結果決定機組發電計劃，中長期合同對于主體來說只是結算意義上的財務合約，和實際發用電沒有任何關系，無論是結算形式還是調度方式都將迎來全面變革。

和國外典型集中式市場多以現貨全電量優化起步、配套中長期財務合同作為避險機制不同，我國開展的是先電力中長期后電力現貨的漸進式改革，中長期合同被賦予了“壓艙石”和“穩定器”的作用，在以發用側中長期交易起步的相當長的歷史時期內，發揮了穩定市場、凝聚共識的重要作用，國內外改革路徑的不同，也造成了國內主體多對中長期合約存在諸多誤解。特別是在轉入現貨結算運行的各試點，由于開展現貨之前市場中沒有中長期差價合約的結算形式，現貨市場結算試運行地區又多采用中長期全電量結算、現貨與中長期差量結算的形式，中長期財務合約從結算公式上看是物理形式，種種誤區由此開始。本文從《電力現貨市場基本規則（試行）》（以下簡稱《基本規則》）的兩種結算方式說起，致力于厘清現貨市場下的中長期合約長期存在的誤區，以及用何種思路走出誤區。

《基本規則》結算部分對電力中長期合約的表述

以不開展日前市場僅有實時市場的結算公式為例，說明兩種結算方式的區別。

方式一：發電側電能量電費＝實時全電量電費＋中長期差價合約電費＝（實際上網電量×實時市場節點/分區邊際電價）+合約電量×（合約價格－中長期結算參考點現貨電價）。

方式二：發電側電能量電費＝中長期合約電費＋實時電能量電費＝合約電量×（合約價格＋實時市場節點/分區邊際電價－中長期結算參考點現貨電價）+（實際上網電量－合約電量）×實時市場節點/分區邊際電價＝合約電量×合約價格+（實際上網電量-合約電量）×實時市場節點/分區邊際電價+合約電量×（實時市場節點/分區邊際電價－中長期結算參考點現貨電價）。

我國現貨結算從形式上分為“現貨全電量結算、中長期差價合約結算”（方式一），以及“中長期全電量結算、現貨偏差電量結算”（方式二）兩種形式。方式一為國外集中式市場廣泛采用的模式，我國蒙西試點也是采用的這種方式，按現貨的價格和現貨全電量結算現貨電費，將中長期合約價格及中長期結算參考點的現貨價格相減后乘以中長期合約量進行差價結算，兩者之和即為市場主體電能量電費收入或支出。方式二可由方式一變形后得到，即先按照中長期簽約價格結算中長期全部電量，現貨全電量和中長期電量的差值按現貨價格結算，最后加了一項中長期全量結算的位置信號補丁——“合約電量×（實時市場節點/分區邊際電價－中長期結算參考點現貨電價）”。從計算結果上看方式一和方式二是相同的。

《基本規則》結算方式二代表著我國長期以來將中長期財務合約實物化處理的思想，這種思想也是市場長期對電力中長期合約存在諸多誤解的根源。

當前我國電力中長期合約普遍存在的誤區

誤區一：《基本規則》兩種結算公式對于中長期的表述是完全等價的

將《基本規則》的兩種方式完全等價是當前存在的第一個誤區。《基本規則》印發后，業界對于結算章節議論熱烈。從計算結果看，兩種結算公式似乎可以等價，不同的方法論可以得到相同的計算結果，殊途同歸。但是從精神內核上看，這是兩種截然不同的表達，代表著兩種不同的“世界觀”。

由于我國廣泛采用“中長期全電量結算”，中長期財務合約屬性在結算公式形式上無法充分體現，造成全電量競價現貨市場從結算公式看是偏差電量競價，給市場帶來長期困擾。實際上，我國各試點以現貨報價出清結果形成的電量曲線作為調度依據，發電物理計劃僅取決于現貨出清結果，和中長期合約沒有任何關系；無論結算公式是何種形式，各省內現貨下的中長期合約僅有財務結算意義。即使是省間中長期合同，在結算意義上依然為一種財務關系，對于送端省內的發電機組來說，即使簽訂了跨省中長期合約或中標省間現貨電量，實時物理發電環節也可能存在限出力等情況，未必能實現基于省間中長期合約或省間現貨出清結果進行發電，但只要市場規則的經濟關系是明確的，相關方基于市場規則承擔相應經濟責任即可。

誤區二：中長期合約是導致雙軌制不平衡資金的原因之一

這是將中長期財務合約實物化處理帶來的又一誤區。實際上，計劃和市場“雙軌制”導致的現貨不平衡資金和中長期財務合約不應存在任何關系，從《基本規則》結算方式一可以看到，中長期差價合約可以找到對應的簽約雙方，一方的差價合約收入即是另一方的差價合約支出，哪怕是給予發電的政府授權差價合約，也有全體工商業整體作為買方承擔對等責任，因此差價合約的原理內涵就導致其必然是可以結平的。那為什么還會有如此的爭議呢？最根本的原因是中長期全電量結算形式誤導了部分主體，或是在結算公式上存在一些錯誤處理，中長期合約財務本質和物理形式混合在一起，以致于經常可以聽到類似爭論。

現貨“雙軌制”不平衡資金主要是發電和用電按現貨價格結算的電量分時不對等造成的。“1439號文”“809號文”印發以來，現貨結算運行地區，未直接入市的用戶通過代理購電形式參與現貨結算，居民、農業損益分攤或分享至全體工商業用戶，但是當前依然存在發電側部分電源未參與現貨結算的情況。這就造成現貨結算電量分時不對等，進而造成結算上的資金不對等，即不平衡資金。若發用側均全面按照現貨價格結算，省間電量作為電源或負荷參與省內市場出清并承擔相應責任，同時完善網損的市場化采購機制后，便不會產生“雙軌制”不平衡資金，發用電費只有計量原因或四舍五入等產生的不平衡。

誤區三：電力中長期需要與現貨緊密銜接

對于中長期和現貨“銜接”認識的偏差是長期以來存在于市場中的第三個誤區。之前已經表述，在結算層面，中長期合約僅為一種經濟關系。現貨下的中長期差價合約也僅僅是需要采用現貨價格信號進行差價結算。原理上來說，現貨參考價格的形式是可以由雙方在場外約定的，只要簽約雙方達成一致，結算參考點價格可以在某些節點任意選取，也可以任意選擇某些形式（比如某些節點的現貨均價）。某些場景下，中長期合約并非必須進行電量和電價的分時，結算時可以采用中長期總電量及中長期合約一口價與結算參考點現貨均價的價差進行差價結算，也就不存在中長期和現貨的“分時銜接”。如果說中長期和現貨有所謂的“銜接”，也僅是在經濟關系層面二者須做好協同。

那我們一直提及的推動中長期分時段簽約，加強現貨和中長期交易的銜接說法錯了嗎？實際上，并不是這種提法存在問題，而是為了適應不同場景，不能將中長期模式固化在“分時”這一個維度上，某些場景下應該推動中長期合約的多元化簽約方式。“中長期和現貨銜接”相關誤區和一直以來“現貨和中長期偏差電量分時結算”的結算形式也有關，捆綁式結算導致主體大多認為現貨下的中長期就應該進行分時簽約，并且體現出分時的簽約量價區別，有且僅有這一種形式。新一輪電改以來，中長期分時概念對于培育市場理念、認識電力的分時價值起到了一定的積極作用，然而當前改革步入新時期，過去舊有的固化觀念已經不適應當下的新形勢、新要求。

此外，當前我國現貨建設還存在各地進度不一的問題，現貨模式和非現貨模式并存，相關制度的不協同問題在一定時期內還會共存。將中長期與現貨分時銜接也會導致市場中可能存在套利風險，部分區域中長期分時限價機制若不合理，也可能導致長期的現貨價格與中長期價格出現分時價差，進而產生套利空間，因此在分時機制下也存在“中長期分時價格以該時刻現貨價格信號為引導、在數值上充分逼近”等要求。

誤區四：省間中長期“物理執行”

市場經濟關系和電力物理輸送關系沒有厘清，對“物理執行”的理解不到位是廣泛存在于中長期合約中的第四個誤區。對“物理執行”的理解誤區是造成省間省內價格可能嚴重倒掛的主要原因。國外電力市場執行遠程送受電合同（相當于跨省跨區交易）時，在送端和受端現貨電價倒掛的情況下，會推動送端采購受端現貨電力完成合同。由于我國省間中長期交易市場化程度不高，缺乏應對供需劇烈變化的靈活調整機制，外電無法基于現貨價格信號在受端采購電力實現多元化“物理執行”，同時由于部分區域新能源未入市，造成無法通過省間現貨在嚴重過剩時段向省外售電，進一步加劇受端低價及省間省內價格倒掛，也阻礙了新能源的消納。同時，省內省間的經濟責任不明確，造成市場中缺乏推動省間送電曲線優化、省間送電多元化“物理執行”的力量，造成省間送電僵硬“物理執行”，省內現貨低價無法引導外電充分下調相應時段送電量（采購省內低價電量完成送電計劃即“物理執行”）。

誤區五：中長期市場具備完善的價格發現功能，可以不再開設現貨市場

未認識到電力現貨市場的必要性是長期存在的第五個誤區。2020年起，燃煤發電標桿電價機制改為“基準+浮動”電價機制，基準價對標各地現行標桿電價，發用電雙方交易價格以燃煤發電基準價為標尺，以燃煤價格為參考進行浮動。電價依然是根據燃煤價格對政府核定價格進行相應的調整，與之前的“煤電聯動”政策本質相近，發用電雙方實際上還是在圍繞政府制定的燃煤基準電價進行浮動價格的競爭，特別是在燃煤價格大幅波動、政府介入期間又回到了政府定價模式。因此，僅有競價形式并不意味著實現了市場化，只有真正通過完全競爭性的定價模型形成價格，才可能真正實現市場的價格發現功能。

電力市場體系的核心就是電力現貨市場，只有電力現貨市場才能真正實現基于全網供需發現真實分時邊際價格，真正實現由競爭形成價格的市場化定價，為各種市場機制提供精準的電價信號，因此只有中長期交易的市場不是完整的、真正的電力市場。從國內外電力市場建設歷程來看，未來我國電力市場化建設方向為：建立以電力現貨市場為核心的電力市場體系。我國電力現貨市場為全電量競價模式，發電側全部電量通過報價或者作為價格接受者參與市場競爭，根據供需情況及安全約束出清形成真實的市場價格，不受政府核定的燃煤基準價影響，可真正發現電力的時空價值，實現以價格信號引導的電力資源優化配置。

破除電力中長期合約誤區是建設新型電力系統的客觀需要

各種誤區禁錮了市場思維，從以上誤區可以看出錯誤觀念的普及對于市場思維潛移默化的負面影響。電力市場機制是人為設計的制度，可以有創新創造，但是依然不能違背電力經濟基本原理，不能違背市場機制促進電力資源優化配置的初衷。然而市場總是先入為主，一種模式形成后即會產生阻礙其繼續變革完善的力量，同時，一種模式在市場中存在得久了，市場中就會形成一種默契，市場主體慢慢就會接受這樣的模式并且將其視為標準模式，將經濟關系不明確、滿是補丁的市場視為正常，市場中也會慢慢失去不同的聲音。

2023年7月11日，中央全面深化改革委員會第二次會議審議通過了《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》，提出要深化電力體制改革，健全電力市場功能，加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統，更好地推動能源生產和消費革命，保障國家能源安全。新型電力系統建設需要更加靈活經濟、更加適應清潔能源特點、與全國統一電力市場建設相適應的電力市場機制設計。

新能源參與電力市場往往也有高比例的中長期簽約及分時簽約等要求，較大的分時電量電價偏差可能導致新能源較大的收益損失。在新能源高占比的新型電力系統中，如何完善適應新能源的市場機制、推動其參與市場并實現新能源和調節電源的共存與可持續健康發展是新型電力系統建設的難題之一。充分認識中長期的性質，厘清物理輸送電與中長期合約經濟關系，完善適應新能源參與現貨的中長期交易機制，對于優化省內省間電力資源配置、推動新能源的全面入市具有重大意義。

走出“舊誤區”需要“新思路”

建議采取以下措施盡快走出誤區，以新思路面對新形勢、解決舊難題：

創新新能源中長期合約新機制，以適應新能源避險需求。一是給予新能源不同方式的中長期合約簽約方式選擇，消除新能源等的入市政策障礙，允許新能源以總電量的形式簽訂中長期差價合約，靈活選定結算參考點及結算參考價格形成方式，可選擇現貨出清均價作為結算參考點價格，以降低新能源波動性、隨機性導致的分時9偏差結算風險。同時變革現行綠電交易機制，推動綠電交易上網關口交割，買方承擔對應平衡責任。二是以試點方式推動新能源政府授權合約過渡機制。根據新能源發展消納情況、用戶承受能力等實際情況，確定各新能源市場主體政府授權合約總電量規模。地方政府相關部門按照確定的總電量規模，委托電網企業與新能源企業簽訂政府授權合約。給予成本較高的新能源項目部分政府授權合約電量，保障其合理收益，以推動其可以參與電力現貨結算。簽訂政府授權合約的新能源市場主體可以正常參與電力中長期交易，政府授權合約電量按照政府授權合約電價與市場參考電價進行差價結算。現貨市場運行地區，允許政府授權合約不給定曲線，只按照事先確定的政府授權合約電量規模，以所在節點實時出清均價進行差價結算。政府授權合約所產生的盈虧由全體工商業分享或分攤。

完善外電的市場化靈活調整機制，多元化“剛性”執行省間中長期合同。加大省間現貨電量比例，允許售電公司參與省間現貨交易。推動送受端發用電雙方直接簽訂中長期合約，日前中長期交易價格上下限與省間現貨價格上下限保持一致，在送受端發用電主體市場交易形成基礎上，安排剩余的省間計劃。多元化“物理執行”省間中長期合約，以省內價格信號優化省間送電。在堅持跨省區送電中長期合同的同時，建立跨省區送電短期靈活調整機制。允許基于送受端省內價格調整實時送電計劃，允許受端電價低的時候反向送電（實際為原送電計劃減送）沖抵長期合同，即送電方在受端省內采購電量完成送電計劃。推動省間電量按國家文件要求參與送受端出清結算，公平承擔經濟責任。

電力中長期合約誤區正成為新能源入市、發展的阻礙，當前市場正在自行編織并不斷強化思維牢籠，捆住了市場的“手腳”，影響了省間資源的進一步優化。當前亟需規范對現貨下的中長期合約財務本質的認識，尊重基本經濟原理，創新適用于新型電力系統與全國統一電力市場建設的市場機制，推動各類主體入市，有效解決高比例可再生系統中調節支撐電源的生存發展，以及電力保供的問題。同時應認識到電力現貨市場建設的必要性和緊迫性，按照“813號文”相關要求，全力推動各地現貨結算運行工作，以有效的市場價格信號推動電力資源的大范圍優化配置，引導電力規劃投資，更好地推動能源生產和消費革命，保障國家能源安全。