如何让中长期交易从“物理化”转变为“金融化”？

来源：电联新媒 时间：2025-11-21 10:21

　　谈及当前我国电力市场改革的难点和痛点，很多人会想到全国统一电力市场、现货市场和新能源全面入市等。其实，相对而言，这些都不是。在现货市场全覆盖背景下，如何解决中长期市场功能扭曲问题并充分发挥现货市场作用才是当前电力市场深化改革的关键。作为电力市场经济规律与电力系统运行规律共同作用的结果，中长期市场通过差价合同等金融工具规避现货市场价格风险，现货市场全电量物理出清发现价格并引导资源优化配置，是电力市场客观规律。但是，目前中长期合同高比例（90%）签约及其分时段连续交易执行并采用结算方式二结算电费的做法，违背电力系统规律，并把中长期交易物理化，同时把现货市场仅作为中长期交易的偏差结算机制，人为地限制了现货市场优化资源配置的功能发挥。目前，正值一年一次的电力中长期合同签订履约工作即将开启之际，正确认识中长期市场与现货市场的功能组合关系，还原中长期市场规避价格风险的基本功能，在目前中长期合同高比例签约的政策框架内，实现中长期交易从“物理化”到“金融化”的转变，是中长期市场甚至整个电力市场深化改革的关键。

　　现货市场下中长期

　　市场物理化的误区

　　近年来，国家有关部门每年底会发布专门的文件组织电力中长期合同签约履约工作。《关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号）（以下简称“通知”）中，对电力中长期合同的高比例签约，提高合同签约质量，保障合同高效履约做出了明确的规定。高比例签约的具体要求是煤电和用户侧签约电量比例不得低于本地区燃煤发电机组年度预计上网电量的80%，后续还要保障不低于实际上网电量的90%，水电和新能源占比高的地区，用户年度签约比例可适当放宽，但原则上不低于60%。提高签约质量主要体现在全面推进分时段、带曲线签约要求上。高效履约则提出“实现中长期市场连续开市”。值得注意的是，以上规定没有区分电力现货市场运行条件。事实上，现货市场是否运行对中长期市场功能与交易方式有根本性影响。由于对这种影响缺乏正确认识，导致目前我国现货市场下中长期市场出现了强调分时（小时）交易电量和电价的“物理化”误区。

　　中长期市场功能的误区

　　在电力现货市场全电量物理出清并结算背景下，中长期市场原本就是市场经营主体对现货市场交易价格变化超过预期的风险管理机制。通过合同电量和合同价格，不同周期的中长期交易反映市场经营主体对相应周期的价格变化超过预期的风险管理策略选择。正是由于人们难以对超短周期如现货市场时间间隔的价格变化超过预期的结果作出合理预测，中长期市场与现货市场才同时存在并且形成功能互补。强调中长期合同分时段、带曲线签约和连续开市履约，把中长期市场“物理化”甚至“现货市场化”，在造成两个市场功能重复的同时，也产生了中长期市场无效的结果。

　　释放价格信号的误区

　　《通知》把“中长期市场连续开市”作为中长期合同的高效履约方式并试图“优化完善电力中长期合同分时段价格形成机制”的想法同样存在误区。一方面，现货市场发现的价格肯定比中长期市场形成的分时价格更准确，没有必要让中长期市场形成价格信号。在电力现货市场下，相比于D-1的日前市场出清的机组开机组合和D-0.01（15/60/24）的实时市场出清的机组分时负荷曲线，中长期合同分时段、带曲线签约及其D-2或连续开市履约方式不仅欠准确，而且也重复和多余。另一方面，对市场交易双方而言，在中长期合同数量与价格已经确定的前提下，再通过连续开市等拆分合同数量及其价格完全没有必要，因为总电费不会因为拆分而产生变化。

　　结算方式的误区

　　《电力现货市场基本规则（试行）》明确提出电能量批发市场可以在两种结算方式中选择，方式一：Q现*P现+Q合*（P合-P现）；方式二：Q合*P合+（Q现-Q合）*P现。两种方式从计算公式看只是做了不同的因素组合，计算结果虽然没有变化，但却反映了完全不同的市场理念。方式一反映了现货市场发现价格并引导市场经营主体运用中长期合同规避价格风险的电力市场经济规律。方式二以中长期合同电量和价格作为基准，把现货市场仅作为偏差电量的结算机制，主要反映了政府计划管理（90%签约）和市场价格管制（上下浮动20%以内）的要求。因此，尽管目前现货市场运行省都采用结算方式二，但这种结算方式其实没有充分体现市场精神。

　　现货市场差价合同结算的误区

　　很多人错误地认为，由于现货市场结算价格按小时形成，无论按结算方式一或结算方式二，都需要有中长期合同的分小时电量和电价数据，才能完成现货市场电能量差价合同结算。笔者在《中国电力企业管理》杂志发表的《中长期合同不分解或不分时段交易的电力现货市场结算办法》一文中提出了新的更符合现货市场规律的结算办法。实际上，从风险管理的角度，中长期交易结果是市场经营主体对现货市场交易的均值预期。根据这个思路，电力现货市场差价合同结算的方向恰恰不是按小时分解中长期合同或人为地连续交易形成分小时中长期合同，而是对相同周期的现货市场交易电量和价格进行统计，如计算相应周期现货市场的电量加权平均价格，然后再按照结算方式一即公式Q现*P现+Q合*（P合-P现）计算。因此，现货市场差价合同结算并不需要对中长期合同按小时分解或连续交易形成的电量和价格数据。

　　现货市场下中长期市场

　　规避价格风险的金融性

　　电力市场只有现货市场

　　从物理执行的角度，电力市场只有现货市场，没有中长期市场；中长期市场只是服务于电力现货市场价格风险管理的配套市场。由于这个原因，国外电力市场一般就是指现货市场。美国电力市场主要是日前市场和实时市场，专门用于现货市场价格风险管理的电力金融市场完全由专门金融机构组织，不纳入电力市场范围。欧洲统一电力市场虽然有中长期市场，甚至统计的交易电量规模或比例比较大，但是这个市场其实主要也是金融性的，即用于市场经营主体通过套利机制规避现货市场价格风险，而不是物理执行。如图所示，在欧洲统一电力市场中，市场经营主体可开展多年、年度、月度中长期交易合同，中长期合同与日前合同、日内合同形成的净合同才物理执行。表面上看好像与目前我国电力市场相似，实际上，由于市场经营主体可以超过发用电能力和反向申报（即发电企业可申报用电合同等），欧洲中长期市场具有非常明显的金融性，即通过不同周期、不同地区和不同市场体系之间的套利机制，使各种市场的交易价格趋于一致，市场经营主体规避了价格风险。

　　现货市场存在客观的价格风险

　　很多人难以理解现货市场价格变化及其意义。如表所示，相比一般商品市场，价格大幅度变化是电力现货市场的基本特征。根据电力系统运行规律，这种价格大幅度变化不仅会在每年的不同季节发生，甚至可能在一天内交替发生。更重要的是，恰恰是这种价格变化引起的市场经营主体响应，才能够实现资源优化配置。正是因为现货市场有负电价，才诱导了用户响应，形成了新能源消纳的新机制。通过机制电价（量），新能源企业利益不受损失，用户整体利益也不受损失（响应用户获得了与机制电价/量对等的收益，全体工商业用户承担了机制电价/量带来的成本），但新能源得到了最大限度的消纳，国家获得了“双碳”净收益。没有现货市场负电价，“双碳”净收益就不可能获得。

　　对于现货市场客观存在的大幅度价格变化，有两种基本应对方式，第一种是肯定和接受价格风险，同时为受到价格风险的市场经营主体提供足够的金融工具和金融市场，帮助其规避价格风险。就像开车有风险，但车险能够帮助开车人规避风险一样，再大的价格风险都可以通过金融工具或金融市场由市场主体选择并支付一定费用后得到全部消除，所以价格风险并不可怕。第二种是限制价格充分变化，从而在一定程度上人为地消除价格风险；这种做法虽然可行，但是却以牺牲市场价格信号优化资源配置效益为代价。目前，西方国家普遍采取第一种方式，而我国目前主要采取第二种方式。显然，要坚持电力市场改革方向，只能选择第一种方式。

　　中长期市场差价合同规避价格风险的金融属性

　　目前，我国中长期交易合同就被赋予了差价合同金融工具的作用，只是我们没有系统认识和主动运用而已。以结算方式一为例，按照Q现*P现+Q合*（P合-P现）电费计算公式分析中长期交易规避价格风险的机理。中长期合同价格是交易双方可以控制的价格，而现货市场价格是双方不可控制且可能产生价格风险的价格。假设中长期合同价格是市场经营主体双方都可接受的合理价格，当现货市场价格高于合同价格时，说明现货市场价格超过了市场经营主体双方预期结果即中长期合同价格，用户或买方产生了价格风险。在现货市场全电量物理出清并按较高的现货市场价格结算后，由于（P合-P现）小于零，现货市场全电量物理出清结算后会出现一个减项Q合*（P合-P现），这个减项会减少现货市场实际电费结算金额，从而帮助用户或买方规避部分现货市场价格风险。相反，如果现货市场价格小于合同价格，Q合*（P合-P现）作为增加额会帮助发电企业或卖方规避现货市场价格风险。由于交易双方事先无法肯定现货市场价格是高于还是低于中长期合同价格，中长期市场差价合同结算机制在规避现货市场价格风险的功能上对交易双方是中性的，能够为交易双方共同接受。从这个角度看，中长期市场仅仅只是对现货市场全电量物理出清并结算的电费结果中现货价格偏离交易双方可接受合同价格所做的逆向调整，根本不需要“物理化”即分时段、带曲线签约或连续开市交易形成分时段交易结果。

　　中长期市场或交易

　　金融化改革建议

　　还原中长期市场“为现货市场配套管理价格风险”的功能定位

　　长期以来，我国电力市场建设中没有准确把握中长期市场与现货市场的关系。2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的第二个配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》在“总体要求”中对中长期市场与现货市场的关系描述为：“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。”在这段话中，有关两个市场的功能描述是正确的，但是，对两个市场的主补关系描述却并不正确。首先，电力电量平衡的核心是电力平衡，电力平衡是现货市场实现的，与中长期市场无直接关系，分时段、带曲线和连续开市形成的中长期交易结果没有调度执行。其次，两种关系的描述之间存在内在矛盾。现货市场不发现价格，中长期市场怎么规避风险？既然是这样，现货市场当然是主角。

　　目前，我国中长期市场“物理化”做法显然与中长期市场与现货市场关系的这种矛盾认识甚至错误理解有关。尊重电力系统运行规律和电力市场客观规律，是为了建立适应新型电力系统的电力市场，在现货市场很快全覆盖的背景下，建议国家有关部门明确中长期市场与现货市场的功能互补关系，还原现货市场才是真正的电力市场，中长期市场是为现货市场配套管理价格风险的功能定位。这种定位普遍反映在国外电力市场理论与政策实践中，不存在国情差异，也不能因为中长期合同高比例签约而改变。

　　取消现货市场结算方式二

　　现货市场结算方式二虽然在计算结果上与结算方式一没有差异，但是，却扭曲了电力市场客观规律，让市场与计划（中长期合同）对标，建议在《电力现货市场基本规则（试行）》中取消结算方式二。

　　首先，现货市场全电量物理出清并结算是电力市场客观经济规律，能够释放准确而真实的电价时间和空间信号，引导市场经营主体参与市场，实现电力市场优化资源配置的根本目标。在现货市场全电量物理出清并结算后，中长期差价合同结算是对现货市场价格风险的逆向调整。结算方式二没有反映现货交易机制及其相应的结算风险管理机制。

　　其次，从结算角度，现货市场下中长期市场保供的功能其实并不存在，现货市场中电力保供与合同电量比例其实无关，合同电量比例反映市场主体的风险偏好；现货市场强调通过价格信号实现电力保供，价格足够高时发电企业自然会发电（履行中长期合同）或者替代其他发电企业发电（增加现货市场电量），电力保供取决于最大发电生产能力。

　　最后，目前中长期市场本身没有建立风险规避机制，所以谈不上规避现货市场价格风险，可能与现货市场叠加后产生更大的结算风险。以年度中长期合同为例，煤电和工商业用户要在一年前签订全年80%的量价合同，然后在全年分月、日执行。现在经营环境变化这么大，市场经营主体可能随时面临与签约时完全不同的经营情景，但是，目前中长期市场没有建立相应的年度合同调整机制。因此，取消现货市场结算方式二不仅是修改电费结算公式，而是对现货市场下中长期市场与现货市场功能定位与关系组合的科学界定。

　　建立中长期合同金融性交易市场

　　目前，我国电力中长期市场的主要问题是缺乏内在的风险控制机制，而不是分时段交易等“物理化”问题，这个缺陷在高比例签约的强制规定下尤其突出，已经成为制约整个电力市场功能发挥的障碍。应该建立中长期市场合同金融性交易机制，让签约中长期合同的市场经营主体根据市场经营环境变化做出合理的预期价格变化，并通过中长期合同金融性交易主动调整中长期合同规模，规避中长期合同价格风险。

　　第一，解决问题。目前中长期合同签订后市场经营主体只能通过连续开市等方式执行，不能根据市场经营环境变化和预期价格变化主动调整合同仓位，通过套利机制以规避不同中长期合同价格风险和中长期合同与现货市场之间的价格风险。

　　第二，基本思路。借鉴国外特别是欧洲统一市场建设经验，运用套利交易机制，开展中长期合同金融性交易，满足市场经营主体主动和策略性调整合同仓位，以规避不同市场和交易品种之间价格风险的内在要求；同时，通过增加市场流动性，促进不同市场和交易品种之间的交易价格趋于一致。

　　第三，基本原则。一是符合国家相关政策。以中长期合同高比例签约为基础，在市场效率与风险的两难选择之间，优先考虑风险管理即保证中长期合同规避价格风险的功能。同时，符合电力交易机构的业务范围。二是充分发挥市场机制。借鉴国外经验，针对目前我国中长期市场和现货市场建设和运行的实际，通过引入套利机制形成中长期市场价格与现货市场价格一致的内在机制。三是以目前的政策和市场框架为基础。比如采用价差交易方式，这样有利于维持目前的中长期市场与现货市场结构框架；考虑到金融交易的风险特点，在合同交易前可设置来自交易机构的风险提示环节。

　　第四，市场机制。在中长期合同价格确定的前提下，当市场经营主体预期现货市场交易价格与中长期合同价格不一致时，市场经营主体有通过调整中长期差价合同交易实现结算电费最优化（发电企业结算电费最大化和售电公司/用户结算电费最小化）的套利动机和需求，这种需求客观上产生了中长期差价合同交易市场和交易机制。比如，当发电企业预期现货市场价格上涨时，希望卖出中长期合同，让更多电量在现货市场成交，使卖电收入最大化；同时，售电公司（用户）希望购入更多中长期合同，增加结算电量中中长期合同电量比例，使购电电费支出最小化。卖出与买入意愿同时存在就产生了市场。只要有市场需求，现有的中长期交易方式就可以采用。这种分析也适用于不同周期的中长期交易、省间与省内中长期交易等。

　　第五，与目前合同转让交易的区别。目前，各省电力市场中开展了包括发电权交易在内的发电侧合同转让交易和用户侧合同转让交易。这种合同转让交易机制主要解决发电侧或者用户侧市场主体实际生产或需求与中长期合同之间的不平衡问题，避免形成考核成本。这种转让交易以通过市场化方式管理中长期合同为特征，没有引入套利机制。

　　第六，中长期合同结算机制。中长期差价合同按执行日期的净合同结算。

　　第七，允许市场经营主体超过发用电能力申报交易电量甚至反向申报量价合同。为了强化套利机制，在中长期市场中可以允许市场经营主体超过其发、用电能力申报电量，甚至允许发电企业申报用电合同、用户企业申报发电合同。

　　中长期合同交易模拟计算分析

　　数据假设。假设集中式现货市场中发电企业A与某用户签订的8月份年度分月中长期差价合同为2亿千瓦时，价格0.4元/千瓦时；售电公司（用户）甲与某发电企业签订的8月份年度分月差价合同为1亿千瓦时，价格0.40元/千瓦时。现在双方估计8月现货价格会高于中长期合同价格，比如估计达到0.45元/千瓦时。发电企业A希望卖出中长期差价合同，使更多的电量按现货市场价格结算；售电公司（用户）甲由于扩大生产需要用更多的电，比如1亿千瓦时，希望购入更多的中长期差价合同，使更多的电量按中长期差价合同价格结算。在这种情况下，发电企业A在交易机构挂牌，以高出中长期差价合同0.02元/千瓦时的价格卖出1亿千瓦时中长期合同，售电公司（用户）甲估计现货价格会达到0.45元/千瓦时，所以同意溢价0.02元/千瓦时，摘牌购买1亿千瓦时价格为0.40元/千瓦时的中长期差价合同。经过中长期差价合同交易，发电企业A在8月份的中长期差价合同为1亿千瓦时，价格为0.40元/千瓦时，售电公司（用户）甲的中长期合同为2亿千瓦时，合同价格为0.40元/千瓦时。

　　交易效果。假设8月份现货市场出清价格为0.45元/千瓦时，发电企业A实际发电量为2亿千瓦时，若参与中长期差价合同交易后的卖电收入=1*0.40+1*0.45+1*0.02=0.87亿元，若不参与中长期差价合同交易的售电收入=2*0.40=0.8亿元，则参加中长期合同交易后增加收入0.07亿元（0.87-0.8）。售电公司（用户）甲的实际用电量为2亿元千瓦时，若参与中长期差价合同转让交易后的购电费用=1*0.40+1*0.42=0.82亿元，若不参与差价合同转让交易的购电费用=1*0.4+1*0.45=0.85亿元，则参与中长期差价合同交易节约购电费用支出0.03亿元（0.85-0.82）。参与中长期差价合同交易使交易双方都受益。如果预期现货市场价格下跌，也可以通过差价合同交易，得到使市场经营主体双方受益的类似结果。

　　中长期合同实际价格与现货价格的一致性检验或中长期合同的风险规避作用。如果不做中长期差价合同交易，8月份中长期合同价格与现货市场的价格差为0.05元/千瓦时（0.45-0.40），这个价格差给中长期合同签约比例大的发电企业A带来了较大风险损失。如果开展了中长期差价合同交易，发电企业A通过转让交易以0.02元/千瓦时的溢价转让了1亿元中长期差价合同，相当于提高了中长期合同价格0.01元/千瓦时[（1*0.02）/2]，即8月份2亿千瓦时的中长期合同实际价格为0.41元/千瓦时，这样，中长期合同价格与现货市场价格差缩小为0.04元/千瓦时（0.45-0.41）。因此，中长期差价合同转让交易能够使中长期合同价格与现货市场价格趋于一致。这样机制不断反复作用的结果，可能使中长期合同价格与现货市场价格趋于一致，从而为市场主体包括发电企业A和售电公司（用户）甲等规避了价格风险。（叶泽 周敏婷；本文仅代表作者个人观点）

责任编辑：于彤彤