数字储能网讯：近期，国家发布《全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）。由于中长期市场与现货市场出清价格的时间颗粒度不一致，为了完成电力现货市场结算，同时也为了反映中长期市场的时间信号，目前，各省在电力市场运行规则中规定了中长期合同分解办法，或者通过中长期分时段交易，形成与现货市场结算时间颗粒度一致的中长期电能量交易结果。这种做法看似合理和有效，实际上却不符合经济规律，也没有必要。在现货市场和差价合同机制背景下，中长期交易原本就是市场主体基于交易周期的量价预期结果所采取的风险管理对策，分解后反而失去了中长期交易特征；分时段交易既与现货市场交易重复，又不如现货市场出清结果精确。进一步分析，既然通过中长期合同分解或分时段交易可以完成现货市场结算，为什么不能把现货市场出清结果“集合”后实现现货市场结算呢？根据这种思路，本文在目前政策框架下提出了中长期合同不分解或不组织分时段交易的现货市场结算办法。新办法不仅节省市场主体交易成本，而且更加符合经济规律。

目前现货市场中长期合同分解

或分时段交易结算办法及其不足

电力现货市场每15分钟出清一次，按每小时节点平均电价结算，现货市场结算电量和电价的时间周期为1小时。中长期市场一般由年、月和周交易合同组成，时间周期与现货市场结算电量与电价不匹配。无论采用《电力现货市场基本规则（试行）》的哪种结算方式，中长期合同和现货市场的结算电量、电价的时间周期都必须一致，否则无法完成现货市场结算，再加上我国中长期合同电量签约比例较大，为了反映中长期市场的时间信号，作为中长期市场与现货市场衔接的重要内容之一，近年来我国电力现货市场建设中选择了对中长期合同按现货市场结算周期分解和中长期合同按相应时间周期带曲线再交易的办法，即常用分解曲线和市场经营主体自定义分解曲线两种。

电力现货市场中长期合同常用分解曲线分解做法及其不足分析

常用分解曲线由电力交易机构会同电力调度机构根据电网系统负荷特性制定发布，包括年度、月度、日常用分解曲线。年度分月电量比例（Y）、月度分日电量比例（M）根据上一年系统电力电量历史数据确定。常用日分时电量曲线（D）根据电网系统负荷特性等，确定分时电量比例，将日电量分解为24小时电量曲线，根据市场主体典型交易行为分别设置全网典型负荷曲线D1，高峰时段曲线D2，平段曲线D3和低谷时段曲线D4。年度常用分解曲线根据系统历史负荷确定年度分月电量比例（Y）和月度分日比例（M），将年度电量分解至分月、分日电量，再按日常用分解曲线（D1、D2、D3或D4等），将日电量分解为24小时电量曲线，包括Y+M+D1、Y+M+D2、Y+M+D3、Y+M+D4等形式。月度和周常用分解曲线类似设计。市场主体在中长期交易中协商确定分解曲线，或由交易机构在结算时直接对中长期合同电量按常用分解曲线分解。

使用常用分解曲线对中长期合同分解满足了电力现货市场结算需要，由于分解曲线以上年典型负荷曲线为依据，电量分解结果有一定的合理性和准确性。但是，中长期合同本来就是市场经营主体对年、月和周等周期电量交易的预期结果，在中长期合同的量、价和费已经确定的情况下，这种事后的量、价分解对市场经营主体行为没有引导作用；不同的中长期合同分解结果可能有不同的结算电费差异，但这种差异与分解无关，只受现货市场出清电量和价格影响。以年度中长期交易合同为例，虽然由于各月、每日的分解结果不同，相应月和日的电费结算和清算结果有差异，但是，由于全年分解各月、每日分解电量的全年总和（暂时不考虑偏差电量）与加权平均价格分别等于年度交易合同电量和电价，因此，尽管由于中长期合同各月、日分解电量和电价不同导致当月或每日的电费结算和清算结果也不同。但是，全年中长期合同的电费结果是相同和确定的。中长期合同分解并没有反映中长期市场的时间信号，或者准确地说，即使反映了分时段价格信号，由于全年结算结果肯定相同，等于中长期合同电量与电价的乘积，分时段价格对市场经营主体也没有价值。

电力现货市场中长期合同分时段交易分解做法及其不足分析

与中长期合同常用曲线分解做法本质上一致，目前许多省对中长期合同采用分时段或带曲线交易的做法形成与现货市场结算时间间隔一致的中长合同分解电量和电价。相比直接按常用曲线分解的做法，市场经营主体中长期带曲线交易实际上没有意义，因为市场价格由系统供求平衡状态及边际机组成本等因素决定。因此，即使市场经营主体中长期带曲线交易，也会以常用曲线分解办法和预测结果为依据。也正因如此，许多省开展了中长期交易连续运营，实现运行日前七日（D-7日）至运行日前两日（D-2日）连续不间断交易。但是，在中长期合同电量和电价已经事先确定的情况下，除非允许市场经营主体开展金融性质的物理交易，即发电企业和用户或售电公司可以申报超过其发电能力或用电规模的中长期合同，否则，在目前中长期合同签约比例超过90%的前提下，不管采用什么交易方式，中长期连续交易的核心依然是中长期合同满足现货市场结算需要的分解，最多只是增加了少量合同转让交易的功能。

由于中长期交易连续运营或中长期合同分时段交易的基本任务是对中长期合同按现货市场结算时间间隔的分解，因此，中长期两日前（D-2）市场与现货市场中的日前市场（D-1）有本质区别。由于两日前（D-2）市场出清结果肯定不如日前市场（D-1）出清结果合理，中长期交易连续运营交易结果除了满足中长期合同在现货市场结算需要外，其实与中长期合同按常用曲线分解一样，在中长期合同价格确定的前提下，除了增加市场经营主体投标等工作量外，反映的分时段价格对市场经营主体电费结算结果没有意义，并不能形成引导市场经营主体响应的分时价格信号。

电力现货市场中长期

合同不分解结算办法

两种结算方式评价

根据《电力现货市场基本规则（试行）》第八十四条规定，电能量批发市场可以按以下两种方式结算，两种方式用数学符号简单表示如下，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，计算结果没有变化，但是，却反映了完全不同的现货市场体系及其功能定位。方式一反映了现货市场发现价格并引导市场主体运用中长期合同规避价格风险的电力市场经济规律，与今后电力市场深化改革如全国统一电力市场、辅助服务市场、电力金融市场等相衔接。方式二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）要求，现货市场仅作为偏差电量结算机制；在中长期合同高比例签约的情况下，Q合×P合+（Q现-Q合）×P现的电费计算公式明显弱化了现货市场价格信号。更重要的是，这种结算方式把合同电量作为基准，偏差是现货电量与合同电量的差异，即现货偏离中长期合同或计划的程度。中长期交易因为市场主体预测不准等原因偏离现货容易理解，但现货偏离中长期合同或计划的解释显然既不符合电力市场规律，也不符合电力系统规律。与这种结算方式相伴的中长期合同分解或分时段交易的做法缺乏科学依据。

现货市场结算方式选择

现货市场结算明显只能采用方式一，为什么方式二也能作为备选呢？而且几乎所有省级电力现货市场结算实际都采用方式二呢？主要原因有二：第一，从结算角度看目前电力市场相对忽视现货市场。由于90%的电量都强制性要求在中长期市场完成，中长期市场交易电费结算占比也大致在90%。由于现货市场电费结算比例只有10%左右，从结算角度，现货市场对市场经营主体的重要性相对降低。第二，对现货市场与中长期市场功能组合理解不充分。对现货市场结算方式一理解不够。结算方式一是对“现货市场全电量物理出清发现价格，中长期市场规避价格风险”体系设计的完美诠释。方式一电费计算公式为Q现×P现+Q合×（P合-P现）。假设P现不可控，P合是市场主体双方可控的价格，当P现大于P合时，发电企业有超额收益，用户面临少签中长期合同带来的价格风险，这时，按照以上公式，由于（P合-P现）为负数，Q合×（P合-P现）会产生一个减项，冲减结算电费总额，控制用户电费风险。相反，当P现小于P合时，用户有超额收益，发电企业面临少签中长期合同带来的价格风险，这时，按照以上公式，由于（P合-P现）为正数，Q合×（P合-P现）会产生一个增项，增加结算电费总额，抑制发电企业电费减少，帮助发电企业规避价格风险。在市场经营主体对现货市场价格与中长期合同价格差异方向与程度无法判断的情况下，这种价格风险规避机制对双方既公平又重要。进一步分析，在现货市场全电量物理出清前提下，Q合的大小实际反映了市场经营主体对风险的态度。一般情况下，如果市场经营主体对风险越敏感，则越可能签订更大比例的中长期交易电量合同，即更大的Q合。

中长期合同不分解的现货市场结算办法

电能量批发市场及结算假设。假设某省级电能量批发市场由中长期市场和现货市场组成。中长期市场由年度市场、月市场和周市场组成，分别形成年度、月和周中长期交易合同。现货市场由日前市场和实时市场组成，日前和实时市场每隔15分钟出清一次，每天形成96点现货出清电量和电价。电能量市场电费结算采用《电力现货市场基本规则（试行）》中的结算方式一，即现货市场全电量物理结算，中长期合同电量按中长期合同价格与现货市场出清价格的差做差价结算。发电侧和用户侧根据结算规则按现货市场出清电价结算。

结算顺序。目前我国电力中长期市场暂时没有引入金融性的中长期合同交易，中长期交易合同虽然要求高比例签约，但以发电企业实际发生能力和用户实际用电量为依据，因此，全年累计中长期交易合同电量一般小于市场经营主体现货市场交易电量。在这种情况下，现货市场下中长期合同采用结算方式一结算时可不考虑结算顺序。如果中长期合同引入了金融性交易机制，中长期交易合同电量可能大于现货市场出清电量，在这种情况下，就要考虑中长期合同结算顺序。中长期交易合同的交易周期越短，市场经营主体掌握的交易信息更加充分，交易结果如数量和价格等相对更加准确、合理，更能反映市场经济规律，因此，应该优先结算。从另一个角度看，交易周期越长，交易信息不充分和不确定性越大，交易合同产生的偏差也越大。正是从这个意义上，交易周期越长，应该承担更大的交易偏差责任，即相对较后结算，即按交易周期从短到长优先结算。

现货市场电能量电费结算。在现货市场全电量物理出清前提下，市场经营主体电能量电费结算直接根据出清电量和节点或系统电价结算。月现货市场电能量电费F月现=该月市场经营主体实时市场每15分钟出清电量×对应出清电价之和。与不同周期中长期交易合同对应的现货市场结算电费如年现货和周现货结算电费参照计算。

现货市场中长期合同结算办法。

下面，分周、月和年三个周期进行说明。其他周期的中长期合同可参照结算。

周交易合同结算。假设通过不同交易方式在某周形成n笔电能交易合同，则该周周交易合同电费结算=每笔周交易合同电量×（该周现货市场加权平均电价-对应每笔周交易合同电价）。用公式表示如式（2）。式中Qi、Pi分别表示周交易合同电量、电价，Qj、Pj分别表示周现货市场出清电量、电价，n表示周交易合同数量，7×24×4表示一周七天每天24小时每小时现货市场4次出清。根据现货市场结算规则，如果发电侧和用户侧结算价格不同，分别用相应价格替代Pj。

由于目前现货市场结算按月进行，周交易合同结算采用“周清月结”模式。

月交易合同结算。假设通过不同交易方式在某月形成m笔电能交易合同，则该月月交易合同电费结算=每笔月交易合同电量×（该月现货市场加权平均电价-对应每笔月交易合同电价）。用公式表示如式（3）。式中Qi、Pi分别表示月交易合同电量、电价，Qj、Pj分别表示月现货市场出清电量、电价，m表示月交易合同数量，30×24×4表示每月30天每天24小时每小时现货市场4次出清。根据现货市场结算规则，如果发电侧和用户侧结算价格不同，分别用相应价格替代Pj。

年交易合同结算。假设通过不同交易方式在某年形成k笔电能交易合同，则该年年交易合同电费结算=每笔年交易合同电量×（该年现货市场加权平均电价-对应每笔年交易合同电价）。用公式表示如式（4）。式中Qi、Pi分别表示每年交易合同电量、电价，Qj、Pj分别表示年现货市场各时段出清电量、电价，k表示年交易合同数量，365×24×4表示一年365天每天24小时每小时现货市场4次出清。根据现货市场结算规则，如果发电侧和用户侧结算价格不同，分别用相应价格替代Pj。

由于目前现货市场结算按月进行，年交易电量可以采用“月预结算，年清算”的模式。年清算公式如式（4）。月预结算年合同电量可以按照目前中长期合同分解中年度交易电量的分解结果确定，前11月年度交易合同月分解电量预结算根据月交易合同电费计算公式（3）计算。年度交易合同月分解电量预结算可以与月交易合同电量电费合并计算，但是，为了便于年度合同电量年底清算，年度交易合同月分解电量预结算最好在月交易合同结算之外独立结算，计算公式如式（5）。

式中Qi为不同月份年度电量合同的月分解电量。

第12月年交易合同结算电费对年度交易合同电费做清算，第12月中长期合同结算电费按式（6）计算。

现货市场下市场经营主体分月和全年电能量电费总额结算

分月电费结算。市场经营主体月度电量结算总额=现货市场全电量物理交易电量×现货市场出清价格+各种年度交易合同分月电费预结算结果（1-11月）或各种年度交易合同电费清算结果（第12月）+各种月度合同交易电量×（月度合同电价-对应月现货市场加权平均电价）+月内各种周交易合同电量×（周合同交易价格-对应周现货市场加权平均电价）。根据现货市场结算规则，如果发电侧和用户侧结算价格不同，分别用相应价格替代Pj。前11月的市场经营主体月结算电费按式（7）计算。

第12月的市场经营主体的月结算电费按式（8）计算。

全年电费结算。假设中长期合同交易有年、月和周交易，现货市场按实时市场价格出清和结算。全年电费结算按式（9）计算。

电费结算方法总结

结算方法和结果的客观性。以上结算电费计算方法没有或者不需要对中长期合同进行分解或者带曲线交易或分时段交易，只对现货市场出清价格进行统计，也完成了结算方式一规定的结算工作。由于现货市场出清价格具有客观性和唯一性，因此，相应的电费结算计算方法也具有客观性和唯一性。

结算方法反映了电力市场运行客观规律。中长期合同分解或带曲线交易没有反映电力市场运行客观规律。以年度交易合同为例，市场经营主体明显不可能在一年前就事先确定某月某日的用电负荷曲线和价格。如果通过D-2分时段交易对中长期合同进行分解，不仅量、价受到中长期合同的限制难以操作，而且与现货市场重复，其交易价格肯定不如现货市场准确。在现货市场全电量物理出清背景下，中长期市场及其交易原本就是用来规避现货市场价格风险的金融性交易，市场经营主体不可能也不需要物理交易及其结算。目前结算办法即结算方式二把中长期市场与现货市场、物理交易与金融交易、政府计划管理与市场机制三者混淆了，应该明确界定。

模拟计算及结果分析

下面用简单算例说明现货市场中长期合同分解与不分解结算方法及其差异。

目前现货市场中长期合同分解结算方法

算例假设：参考以前相关文章中的算例，假设某月共有720小时，现货市场只分两个时段，其中360小时为峰时段，出清电价为0.60元/千时；另外360小时为谷时段，出清电价为0.30元/千瓦时；现货市场前电厂签订了0.72亿千瓦时的中长期合同，价格为0.40元/千瓦时。现货市场采取全电量出清模式，该电厂在现货市场出清电量为峰时段每小时20千瓦时，共0.72亿千瓦时，谷时段每小时10千瓦时，共0.36亿千瓦时。假设做最简单的中长期合同分解，峰时段和谷时段合同电量各为0.36亿千瓦时，合同电价不分解。

按结算方式一的电费计算：月结算电费=Q现×P现+Q合×（P合-P现）=Q现峰×P现峰+Q合峰×（P合-P现峰）+Q现谷×P现谷+Q合×（P合-P现谷）=0.72×0.60+0.36×（0.40-0.60）+0.36×0.30+0.36×（0.40-0.30）=0.36+0.144=0.504亿元

按结算方式二的电费结算：月结算电费=Q合峰×P合+（Q现峰-Q合峰）×P现峰+Q合谷×P合+（Q现谷-Q合谷）×P现谷=0.36×0.40+(0.72-0.36)×0.60+0.36×0.40+（0.36-0.36）×0.30=0.504亿元

上面两种结算方式的电费结果相同，而且都用到了中长期合同分解到两个时段的电量值，说明了中长期合同分解用于现货市场电费结算的可行性及中长期合同分解的必要性。但是，这种办法存在根本缺陷，在中长期合同一次性签订后，中长期合同分解曲线不同，电费计算的结果也不同。针对以上算例，如果0.72亿千瓦时中长期合同电量不是按峰和谷两个时段各0.36亿千瓦时分解，而是按其他比例，或者不仅有电量分解还有电价分解，虽然两种结算方式下电费计算结果相同，但是，不同分解曲线的电费计算结算却不同，甚至有较大的差异。由于中长期合同分解结果与电费收支直接相关，由市场经营主体分解原来签订的中长期合同也就很难实现。

现货市场中长期合同不分解结算方法

采用以上算例中数据，但是不做中长期合同电量分解。

月现货市场加权平均电价：

P现=（Q现峰×P现峰+ Q现谷×P现谷）÷（Q现峰+Q现谷）=（0.72×0.60+0.36×0.30）/（0.72+0.36）=0.50元/千瓦时

按结算方式一计算电费：

月结算电费=Q现×P现+Q合×（P合-P现）=0.72×0.60+0.36×0.30+0.72×（0.40-0.50）=0.468亿元

按结算方式二计算电费：

月结算电费=Q合×P合+（Q现-Q合）×P现=0.72×0.40+（0.72+0.36-0.72）×0.50=0.468亿元

综上，不用对中长期合同进行分解使用不同结算方式也可以得到相同的电费结算结果。由于没有对中长期合同进行分解，这个结果具有唯一性，避免了因分解方法不同对市场经营主体利益产生的潜在影响。另外，在相同的算例假设下，这个结果与上面中长期合同分解情况下的结算电费0.504亿元的差异是由于长期合同分解曲线造成的，本文提出的电费结算方法计算电费结果的唯一性在揭示目前现货市场中长期合同分解等结算方法的不合理性产生原因的同时，也客观地说明了本方法的科学性。