近期，电力市场资深专家叶泽在《深度 | 叶泽：如何让中长期交易从“物理化”转变为“金融化”？》一文中，通过对中长期交易本质的深度剖析，提出了极具建设性的政策建议。其中，关于“取消现货市场结算方式二”的观点，更是引发业内热议。业内交流中常有朋友质疑：经过数学推导，结算公式一与结算公式二的最终计算结果在数值上是完全相等的。既然两者如同“馒头”与“馍”的关系，仅仅是称呼和形式不同，为什么非要依据个人偏好，强迫习惯称呼“馍”的主体去选择称呼“馒头”呢？

本文旨在针对这一观点展开深入论述。首先，结算公式一与公式二的争论，绝不能简单等同于“馒头与馍”的称呼之争，在许多复杂的电力市场场景下，结算公式二已面临无法适用的困境。其次，坚持将各省/区域结算公式统一至结算方式一，是正本清源、还原本质的必由之路，更是适应全国统一电力市场体系及新型电力系统建设的客观需要。本文将从我国电力中长期合约的演进历程、结算公式二引发的深层次问题，以及规范统一至结算方式一的必要性等维度，详细阐述为何我们要坚持“取消现货市场结算方式二”。

我国电力中长期合约的演进路径

我国电力市场建设走的是一条具有中国特色的“先中长期、后现货”的渐进式改革之路。在新一轮电改启动初期至现货试点开展之前，由于煤电尚未全电量入市，市场主要通过“中长期合约控制总量规模，利用煤电基数电量调整实现电量结构平衡”的方式，维持计划与市场的平衡。彼时，我国电力市场尚未引入精细化的“量价分时”概念，市场主体普遍认为，只要中长期总量和总价确定，企业的总收益就基本可控且可预测。

正是基于这种根深蒂固的思维，在现货试点启动后，特别是煤电全电量入市后，市场中相当比例的从业人员很自然形成“中长期压舱石保基本收益、现货偏差电量承担波动风险”的共识。虽然部分现货试点（如蒙西等）参考典型集中式市场设计，对结算公式进行了统一规范，但在更广泛的范围内，市场对“中长期财务合约”的认识更多停留在口号和语言上，潜意识里依然将中长期合约视为“实物压舱石”。

为了适应这种对“物理执行”的思维依赖，平稳启动现货市场建设，争取各方共识、降低改革阻力（中长期全电量结算模式容易引导形成一种观念，即“电力市场的风险只来源于现货偏差电量”，这在一定程度上起到了心理安抚的作用。但是，结算方式本身并不改变现货市场价格波动的实质，也无法减少与之相关的市场风险），行业内继续强化了“现货市场仅为解决中长期合约偏差的机制”这一过渡性概念。在各试点在现货结算运行初期，也普遍倾向于选择“中长期全电量结算”的形式（即方式二）。同时，为了强化对电能量分时价值的认知，实现中长期与现货市场的分时协同，中长期合约也相应从“总量总价”演变为“分时量价”。在此背景下，数值结果与方式一相同、更符合传统习惯的“结算方式二”应运而生。然而，结算方式二的实施要求中长期合同几乎必须进行分时段签约和结算。这不仅没有降低现货市场的风险，反而给经营主体——特别是分时出力波动性较大的新能源企业——带来了较高的结算风险。

主管部门显然也意识到了这一妥协。为了做好与各省/区域市场实践的衔接，在出台《电力现货市场基本规则》时，虽然将国际通用的集中式市场结算规则总结为结算方式一，但也保留了结算方式二，并在公式中进一步明确了“中长期合约电量×（实时上网节点现货电价－中长期结算参考点现货电价）”这一“补丁项”。至此，结算方式二通过公式变形，在数学上回归到了与方式一等效的结果，勉强满足了多方结算诉求。

但关于中长期合约本质的争议从未停止。特别是随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）的印发，市场围绕“机制电量保障机制”展开了新一轮讨论。新能源机制保障与中长期合约有何异同？场内与场外如何界定？能否引入跨省跨区保障？这些问题愈发尖锐。同时，新能源因预测技术限制，在“中长期-现货分时结算”（方式二）模式下屡屡面临较大的分时偏差风险。因此，越来越多的声音呼吁增加“不分时”的总量中长期交易，以满足避险需求，并按照“中长期合约电量×（中长期合约价格－中长期结算参考点现货电价）”的标准差价合约形式（即方式一）来规范结算。

至此，我们对中长期合约的认识经历了“总量（物理）—分时—总量（金融）”的“否定之否定”的螺旋上升过程。当前呼吁的允许总量签约，是基于对现货市场更深刻理解后的理性回归。从中长期合约的演进历程及更好发挥避险功能的角度来看，当前正是彻底摒弃过渡性的方式二，参照典型集中式市场设计，全面回归结算方式一的最佳历史窗口期。

结算方式二存在的深层次弊端

如果按照“馒头和馍”的逻辑，既然结果相同，继续保留方式二似乎未尝不可。那么，结算方式二在实际运行中引发了哪些难以调和的矛盾，以至于我们必须将其统一至结算方式一？

逻辑的混乱：模糊了市场基本原理

我们不妨通过新一轮电改以来的几个典型事例，来剖析结算方式二是如何导致市场逻辑与原理的混乱。

事例一：模糊了对于“阻塞”的认知。当前，部分区域将方式二中的补丁项“中长期合约电量×（实时上网节点现货电价－中长期结算参考点现货电价）”命名为“中长期阻塞费用”。部分区域未将其直接结算给相应的发电主体，而是将这一费用在全网所有主体中进行平均分摊，其理由是“在没有金融输电权之前的强制分配”。这种逻辑的本质，是让位于“差节点”（低价区）的发电机组，通过这种强制分摊，掠夺了位于“好节点”（高价区）机组的利益，这是对阻塞概念的误读。中长期合约至此从双方自愿的交易行为，异化为非主体意愿的利益转移或再分配工具。事实上，可采用场外机制等对部分存量电源进行保障，而非直接干预市场。

事例二：错误地将中长期合约纳入阻塞盈余分析。在现货试点建设初期，部分省份出现了“负的阻塞盈余”，严重违背了电力市场中阻塞“盈余”为正的常识。究其原因，当时煤电尚未全电量入市，优发优用并存，现货结算中存在大量权责不明的不平衡资金。在进行阻塞盈余分析时，部分观点错误地将中长期合约分解的影响纳入考量，将其视为产生负盈余的原因之一。然而，若按照结算公式一理解，中长期合约双方盈亏完全对等（一方的差价收入即为另一方的差价支出），不存在“结不平”的情况，更不应是阻塞盈余产生原因之一。

此外，选用方式二不利于促进市场公平。如前所述，对补丁项进行全网平均分摊，实际上是在进行隐性的收益转移，价格信号对电源投资的引导作用无从谈起。从跨省跨区交易来看，基于中长期全电量结算衍生出的优先交易、优先结算权，更可能导致市场壁垒，破坏公平竞争环境。

发展的障碍：加剧高比例新能源系统的运行风险

方式二核心特征是“中长期全电量+现货偏差”的结算形式。为了最大程度适应现货分时结算，市场往往强制中长期交易必须“带曲线”。这将会削弱中长期合约的避险能力，对新能源更是“不可承受之重”。

造成这一现象的主要原因是新能源“看天吃饭”的特性，使其无法在年度中长期交易时对全年的分时发电情况做出准确预判（不同于调节性电源如煤电，新能源的出力曲线往往与现货价格峰谷相反，进一步放大了新能源中长期分时结算风险）。为了避免在方式二下因曲线分时偏差而面临的高额现货亏损风险，新能源企业只能无奈选择“少签”或“不签”，转而依赖临近运行日的短期交易。若坚持采用方式二，各地几乎必然采用“中长期-现货分时结算”模式，虽然可以尝试修改方式二的捆绑逻辑以适配中长期总量交易，但一旦分时交易与总量交易混合运行，极易导致结算规则混杂不清。相比之下，直接选用方式一更有利于厘清和稳定结算体系。

机制的失灵：弱化现货价格引导供需平衡的作用

正是由于方式二采用了“中长期合约优先、现货处理偏差”的逻辑，严重削弱了现货价格信号对用户侧行为的引导作用。

试举一例：在用电晚高峰19:00，系统供需紧张，实时现货市场均价已飙升至上限价格1200元/兆瓦时。此时，若A用户已与B发电厂签订了50MW、价格为500元/兆瓦时的中长期合约（按方式二结算）。A用户可能存在心理误区（认为自己已经锁定了500元的低价电），即便现货价格再高，也没有动力去降低生产负荷。这导致的结果是，市场缺乏足够的需求侧响应，供需紧张无法缓解，因此多地通过建立需求侧响应市场来进一步调动电力用户负荷调整的积极性，反而抬高了电力市场的整体运行成本。反之，若采用方式一，用户全电量按1200元结算，面临真实的高价痛感，更可能主动压降用电负荷。因此，方式二在客观上极可能“钝化”电力价格信号，阻碍了资源的优化配置。

管理的黑洞：导致长期存在且权责不明的不平衡资金

产权明确、价格清晰是市场建设的基石。用什么价格机制买到什么商品（电能量、辅助服务、容量等），需要一目了然，而不宜存在大量权责不清的“不平衡资金”。

前文所述“负阻塞盈余”的分析逻辑乱象，正是中长期/优先电量全电量结算（方式二）环境下的产物。叠加当前部分区域受制于各种现实原因，并未严格执行方式二的公式（而是将补丁项集中进行统筹处理），导致权责关系愈发不清晰。

正是深刻认识到这一弊端，136号文在印发后确立了新原则：新能源不再执行“优先电量按照优先价格全电量结算”，而是所有新能源电量无差别地接受现货价格全电量结算，同时通过场外机制电量差价结算的形式厘清经济关系（相当于全体工商业与新能源签订了差价合约）。这实际上就是“结算方式一”思想的体现：一方的差价合约收入即另一方的支出，经济关系清晰透明，有助于消除“说不清道不明”的不平衡资金。

市场壁垒：阻碍跨省跨区电力资源的优化配置

跨省跨区电力中长期交易，在结算层面本质是为一定电量进行“保价”。特别是涉及跨省跨区电力交易时，如果按照方式一处理——即“送出/受入电量按现货价格全电量结算，中长期差价合约对一定比例电量进行保价，由签约双方承担对等责任”——其处理思路与省内市场“日前可靠性机组组合与日前市场分离”的逻辑类似，实现了跨省跨区电力调用和经济关系的有效衔接。差价合约结算形式（方式一）有利于提升中长期合约的流动性，更好地发挥价格发现职能。这不仅能加强跨省跨区与省内电力保供的协同，也为未来电力期货等金融衍生品的有序发展奠定了基础。

反之，若在跨省跨区交易中继续沿用结算方式二，将难以清晰界定跨省跨区的经济衔接关系。对外送省份而言，外送电量本质上是送端外送关口对应的用电需求，其省间经济责任体现在承担外送关口现货价格与中长期交易价格的价差。在方式二中长期全量结算的逻辑下，为适应这一机制，需重新推导和调整结算公式。特别是在涉及省间互济交易及交易结算优先级的复杂场景下，方式二的逻辑不利于厘清跨省跨区电量偏差相关责任，而方式一中，中长期或机制电量机制可作为场外保价工具，省间市场充分基于各关口现货价格结算，省内省间有序衔接，将更有利于厘清省间经济关系。

同时，“中长期全电量+现货偏差电量”是中长期定价的思维，特别是对于跨省跨区交易及调用来说，意味着未来的供需、价格预测等更多依赖运营机构。而现货是用经济方式预测平衡，在“现货全电量+中长期避险机制”的逻辑下，更多的经营主体也会广泛参与，通过更多成员共同“发现”价差可推动电力更经济流动及低变动成本的新能源更好地消纳。

综上所述，统一思想，全面推动结算方式统一至“结算方式一”（同时取消结算方式二），绝非简单的公式选择题，而是适应全国统一电力市场体系建设、理顺市场经济关系的客观需要。回到文章开头关于“馒头或馍”的辩题，或许我们更应该反躬自省：既然结算方式一能够厘清权责、适应新能源特性、更好发挥价格信号对电力资源的优化配置作用，而结算方式二作为过渡性制度安排存在诸多弊端，已无法适配新型电力系统的发展要求。我们为什么不能以此为契机，果断摒弃这一过渡性的产物，以机制革新助力能源强国建设？（本文仅代表作者个人观点）