冯永晟：重新审视中长期“实物”vs“财务”之争
来源：电联新媒 时间：2026-01-21 15:45
现货与中长期市场的衔接问题，已成为行业内外争论的关键焦点，直接影响市场整体运行效能。这篇文章的核心是探讨如何让电力市场的“远期合同”与“现货市场”协同工作，以实现高效运行。
电力计划需要提前安排，但成本和价格实时变化，在理想状态下，远期合同价格应趋近现货价格（即“价格收敛”），这样买卖双方都公平。若收敛机制不健全，交易双方锚定的定价基准不一致，必然导致一方总吃亏，市场效率低下。令供求双方都满意的关键在于增强“流动性”，使市场主体像在参与现货交易一样去开展远期交易——这正是现货之于市场体系的核心作用。
传统“实物合同”的问题在于，难以灵活调整。当预期与实时情况不符时，自然产生巨大偏差和利益冲突。
文章指出，“财务合同”的引入并非替代“实物合同”，而是着眼于流动能力，或者信号传递能力不足。推动实物合同交易的措施，在中国现货设计下，是存在能力上限的。两者可实现功能互补：实物合同保障物理安全（保供），功能可向容量承诺保障转变；财务合同发现价格（提效），要将真实的系统价值信号传递给每个交易决策。
中国在大量实物合同基础上建设现货市场，导致现货市场功能释放仍然受限，主要沦为合同“考核”工具。当前政策同时强调合同“刚性执行”和“响应现货价格”，已经形成冲突与扭曲。有趣的是，为支持新能源入市引入的、与现货市场共存的“机制电价”政策，本质是一种财务合同，或为提升市场流动性、理顺市场关系开辟了新路径。
在集中式电力市场的制度设计中，现货市场与远期市场的协同关系是市场有效运行的核心。本文旨在构建一个系统的理论框架，用以阐释在已建立全电量优化实时市场的背景下，市场有效性的深刻内涵、实现条件与内在机制。在此框架基础上，我们重新审视电力市场中长期存在的“实物交割”与“财务交割”之争。分析表明，这场争论的本质远非简单的合约形式选择，而是关于市场效率分配、流动性供给的深层制度博弈。通过本文的梳理，以期为电力市场结构的完整性提供一个更为清晰和坚实的理论基础。
远期交易与现货交易关系
市场体系有效的价格特征
一个高效运行的电力市场体系应该表现出什么样的电价特征？由于实时市场是成本实现、电价发现的唯一市场场所，因此无论是发电商，还是用户，在签订远期合同时，都会以预期的成本和电价水平作为决策依据。而集中优化的现货市场之所以会具备高效率，最主要的原因并非它是一个优化计算的结果，而在于现货市场与其他市场体系的功能配合——这是由电力交易的特殊性决定的（成本、价格实时确定，但买卖关系要提前定好）——有效的实时市场要能让市场主体像在参与现货竞争一样，去参与远期交易竞争并签订远期合同。如果市场主体能像参与现货市场一样去寻求远期交易机会，那么所带来的结果，就是远期电价收敛于现货电价。相应地，远期电价与现货电价之间的收敛关系，就成为电力市场体系高效运行的一个最基本标志。
价格不收敛意味着市场低效
问题的复杂性在于，如果市场主体能做到像参与现货市场一样寻求远期交易机会，那么就一定能够保证现货市场价格实现预期水平吗？很遗憾，答案是否定的。现实是，现货价格和远期价格并不必然收敛。但对这个不收敛首先要做出一些必要的区分。
有一种价格不收敛是对风险偏好等市场结构性因素的反映。比如，当大部分用户都是风险厌恶型时，远期合同价格会系统性地高于现货价格，但这与理论上的价格收敛并不冲突，可以视为一种扩展的价格收敛版本。
另一种价格不收敛则是对市场体系健全程度的反映。具体来说，市场供求主体之间能够充分地寻求和实现远期交易机会吗？很明显，市场的厚度、流动性均会制约交易机会的发现，也会制约交易机会的实现。实际上，签远期合同会对市场主体的预测能力和精度均提出很高要求，但再厉害的预测也不及短期变化迅猛，而且用户为参与交易所能付出的成本和精力毕竟有限（没有哪个用户会为用电而24小时盯盘分析）。
实际上，供求主体所能实际签订的具有发电承诺的合同（注意，这里使用了实物合同的更准确版本），在签订之时就已经注定大概率偏离实时市场结果，而且这种偏离还可能很巨大、很常态。这也就意味着，这个市场的运行效率会很低，因为发电商的收入、用户的电费均偏离了现货市场所决定的最优配置结果——更重要地，这意味着，发电商和用户两方中，必然有一方会不满意！
但市场不是应该让大家都满意，带来社会福利最大化吗？答案当然是肯定的！因此我们要问，一种让供求双方都满意的结果应该是什么样的？答案是设法让远期价格收敛于现货价格。这很容易理解，如果远期价格真的收敛于现货价格，那么对双方而言，谁也不会觉得占了对方的便宜，同时谁也不会觉得吃了亏——大家好才是真的好！
合同流动性是价格收敛的必要条件
价格收敛要怎么实现？解决的关键就在于提升合同市场的流动性。提升合同市场的流动性，有两个选项，一是增加实物合同的交易机会，但这终究面临上限，正如后面将要论述的，我们难以将现有中长期的远期交易推到日前，至多到两日前；二是提供财务合同的交易机会。
这就出现了所谓的纯财务合同交易，即只算钱，没有交割责任的合同。最基本的当然是由市场主体之间签订，但这只是初级形式，更成熟的形式是专业的人做专业的事，并因专业服务而受益（当然也要承担风险），这便是纯交易商出现的基本逻辑。由于供求主体面临很大的价格波动风险，但是自身消化能力又十分有限，还要承担交易成本。因此，规避风险、稳定预期成为市场主体的一种内生需求。纯交易商的作用恰恰在于满足这种需求。
具体来说，它们通过高流动性的产品设计（无发电承诺的财务合同），去寻求并实现潜在的交易机会，这种交易并不会改变具有发电承诺的合同，但却会通过“套利”而实现远期价格与现货价格的收敛——这样带来的结果就是，远期合同所签订的价格真的收敛于现货价格；进而意味着，集中优化的现货市场真正地发挥了引导供求的作用，不仅限于实时，而且拓展到远期交易的预期实现。
但这种纯财务合同交易的逻辑，并不能简单地认为中长期交易要从实物化转化为金融化。如前所述，有效的实时市场要能让市场主体像在参与现货竞争一样，去参与远期交易竞争并签订远期合同——这一点并没有限制远期合同的性质。问题在于单纯依靠实物合同的流动性，是难以实现这一目标的，所以才要寻求流动性更高的财务合同。因此，适应全电量优化现货市场的远期市场的建设重点，是要设法提升合同市场所欠缺的流动性。
相应地，在提升的过程中，我们也并非取消实物合同（实物合同本身具备财务属性，只是交割要求制约了其流动性），而是实物合同的流动性差，才需要提供能够弥补其流动性不足的财务合同。
重新审视“实物”vs“财务”之争
上面梳理了集中优化现货市场下，市场发挥作用的基本逻辑，通过基于纯财务合同的套利机制，集中优化现货市场能够有效传递价格信号，引导远期合同市场的行为。遗憾的是，这种逻辑似乎尚未被国内电力市场建设的决策者和研究者所理解，很多争论仍陷于“实物”vs“财务”的二元之争。
这种争论有无意义呢？当然有，但要限定讨论的场景。在比较市场模式时，这种比较是没有问题的——欧洲的双边交易模式就是基于实物合同的严格执行来构建的，而美国的电力库模式则是基于实时市场通过财务合同（引导价格收敛）来构建远期交易的。
而如果理解了前面提供的逻辑，那么就会明白，现货市场模式已定，需要增强市场体系的功能，这个争论实际上并非关于将实物转为财务，还是只坚持实物；但如果没有理解上述逻辑，那么这个争论就容易使集中优化现货市场一定要将实物合同转化为财务合同，并出现所谓结算方式的偏好。其实，我们应该追求的理想状态是两种结算方式的等价性；如果两种结算方式不等价，那么就意味着市场效率正被扭曲！
可以看到，欧洲同样有规避风险的纯财务或金融合同，美国同样有承诺发电的实物合同。实际上，既然实物合同需要结算，就天然地具备了财务合同功能，只是这个功能在不同市场环境下，完善性有所不同。在假设的完美无摩擦市场（完美预测、零交易成本）中，实物合同可以承担纯财务合同的全部功能，相应地，既可以采用双结算的偏差结算，也可以直接签差价合同，也就没有必要显性区分实物和财务；但在有摩擦的市场中，实物合同的财务功能则具有了放大的必要性，因为发电承诺流转并不方便，所以才需要强化财务功能，并专门设计能满足流动性要求的纯财务合同。
当然，无摩擦只存在于理论当中，现实市场必然摩擦重重，所以我们才希望能够通过机制设计来减少摩擦，并向着无摩擦的方向努力。也正是在这种努力中，我们才需要重新审视“实物”vs“财务”之争——这种争论已不能再停留在市场模式选择层面了，而需要从“功能”视角更深层次地理解“实物”vs“财务”的功能。
在现货市场模式已定的前提下，“实物”与“财务”并不是非此即彼的互斥，而是在功能上实现互补。实际上，中国的电力市场建设之路，既非欧洲式，也非美国式，而是具有中国特色。中国是在具有大量实物合同之后才建立了现货市场。相应地，发挥现货市场的功能面临着更大的挑战，但同时，也蕴含着走出一条新路径的可能。
遗憾的是，这一点很多人似乎尚未充分理解。我们需要做的是：第一，为服务于提升市场运行效率的“套利”正名。合理的套利是集中式现货市场有效发挥作用的内在要求。比如，无论期货还是虚拟报价等，均是一种套利机制，或者说，就是一种价格收敛机制（这就避免“套利”在中文语境下的天然贬义），只不过通常它们以避险工具的名义出现。而我们需要抑制的仅仅是滥用市场势力带来的不当套利。
第二，我们不是用财务合同取代实物合同，也不是将远期交易从实物转向财务、从物理转向金融，而是用财务合同去弥补实物合同所无法完成的任务——实现集中式现货下的价格收敛。实际上，如果远期完全财务化，那么由于财务合同对发电承诺是缺乏保障能力的，从而出现一种似曾相识的情景——没错，美国加州危机前的情景。在一个具备充分流动性的远期市场中，完全能够容纳高比例实物合同签约要求的，从而又出现了一种有点面熟的模式——没错，双边式的容量市场。但我们是否要走向这一种，那也未必，这里只是强调，两种合同都有其作用，它们并非互斥，而可以共存。
中国电力市场建设特征剖析
中国中长期交易的基本特征
我国电力市场建设的第一步是放开传统集中实施的电量计划，并相应地先于现货市场建立起中长期交易市场。中长期交易市场是将原本由中央计划统一制定的发电计划，改为由市场主体自主寻求交易机会，并承担相应的风险和责任。这个变化的阻力其实并不大，对调度而言，仅仅是拿到手中的计划数据有所变化；对计划制定者而言，这是对其压力的缓解；对用户而言，则拥有了一个降低用电成本的新渠道。为配合中长期交易市场，推进了售电侧放开，并成立了专门的电力交易机构等。
从形式上看，中长期交易市场的建立，类似欧洲的双边交易，这也使一些观点主张通过中长期交易走向欧洲的双边交易模式。但现实可能性却并不高。我国的中长期交易只是将电量平衡与电力平衡做出拆分，电量平衡分散化处理，但电力平衡仍由调度集中管理。也就是说，中长期交易至多做到了电量计划的放开，但并没有放给市场主体以更大的调度自主权，但双边交易模式的内核其实在于自调度。走向自调度，在中国的制度背景和历史路径下，很难实现。
我们的中长期交易来自大一统的集中调度体制，放开电量交易并不难，难在将集中调度权相应地下放给市场主体。因为除交易成本外，改革风险也极高。即便对市场化的主体而言，自调度也意味着调度能力和风险应对能力要与改革进度匹配，而这几乎不可能。这一点实际与欧洲完全不同。欧洲总体上在市场化之前就是非常分散的自调度体制，其市场化改革正是基于这一特点，才构建起协调不同主体自调度关系的交易制度。换句话说，市场化交易让原本独立的自调度能够更有效率地实现——但中国不具备这一条件。
所以，中国的中长期交易，仅能走到“电量分散决策+统一集中调度”组合的阶段，让电量配置的效率在有限空间内更高一些。但无论如何，电量计划的分散制定形成了许多中长期合同，这些合同总是要执行的。这一点与欧洲类似，即合同表现为具有交割责任的实物合同。但合同是否需要交割并非问题的关键，关键在于，合同执行总会出现偏差，偏差要怎么处理？
在欧洲的双边交易模式下，合同执行的偏差由合同方承担；系统运营机构仅提供“平衡”这一特殊类型的服务，即通过运营（不）平衡市场机制来解决合同不平衡的问题。合同偏差均通过参与平衡市场来平衡。欧洲之所以能采取这种模式，根本上还是在于自调度。由于自调度，双边交易模式才表现出“随心所欲、自担后果”的直观特征。当然，最重要的是，这种模式在电力供求双方与系统和市场运营机构之间，明确了非常清晰的权责关系。
但中国的调度长期以来就不是一个实物合同头寸的平衡角色，而是电力平衡的完全责任者。如果允许市场充分自主地根据预期判断调整合同，那么调度是应付不来的，从政府角度，潜在的变革风险也可能极大。因此，即便中国形式上形成了许多分散的实物合同，但制度及其沿革也决定了基本上没有可能走向双边交易模式。
中长期交易与调度的关系分析
我国的中长期交易本质上是集中调度下的双边交易，改变的只是计划形成方式，而没有改变计划执行方式。即便电量计划不统一制定，但调度执行时必须确保分散的中长期合同尽可能地以“齐步走”的方式“走向”调度时段。这种方式也对合同执行的确定性提出了更高的要求。某种意义上，供求双方只签一份合同然后执行，对调度而言是最方便的——相比于传统的计划执行，确实性基本不变，只是改变了数字分配。
不过，中长期交易之所以称之为“市场”，毕竟要让市场主体有选择权，但电力商品的特殊性又决定了，谁也难以通过提前一年的一锤子买卖而锁定所有收益和风险——相应地，市场不断表达出完善中长期交易品种、增加交易频次的需求。
中长期交易体系的丰富，产生了两方面的影响。一方面，合同数量增加给市场主体以更大选择空间。这在技术层面上并不会带来太大难度，无非是增加了齐步走队列的数量。另一方面，交易体系的丰富存在一个制度极限。中长期交易无法走向更短的交易时段，比如日前和日内，因为一旦迈向日前和日内，就会直接冲击合同执行和调度方式——中长期交易原本就是定位于改变电量计划形成方式，而非计划执行和集中调度方式。
中长期合同的结算与考核
无论如何，中长期交易形成了许多分散的实物合同，合同偏差总是存在，电力平衡虽由集中调度负责，但合同偏差的经济责任仍需要通过一种方式解决。这种方式只能沿用传统计划电量的办法——考核。当然，欧洲双边交易模式下的平衡市场也可视为一种“考核”，只不过这种考核是由平衡资源确定的平衡价格作为标准，是一种市场化考核。而我们的考核总体上沿用了传统的考核，变化在于，原来考核的是电厂对集中实施并下发的发电计划的执行情况，现在考核的是电厂自主制定的发电计划的执行情况。
考核的目标是什么？在现货市场建立之前，是要让中长期合同能够尽可能整齐地“走过”调度时段。如果走得不齐，那么就要受到惩罚。由于市场主体参与中长期交易的选项相对有限，他们在面对偏差考核时，有可能是在既有条件下已经做到最好时却仍要面对惩罚。或者说，合同偏差的很大一部分原因在于事前缺乏充分的合同调整机会，特别是当临近调度时段时，当市场主体更加清楚供求形势时，却发现没有调整可能。这与欧洲不同。尽管从统计数据上看，欧洲很多市场的日前和日内交易量占比并非最高，但关键在于，恰恰是因为日前和日内提供了交易机会，才使得更远期交易能够以更高的确定性、更大量地签订。实际上，双边交易模式下的短期与远期的价格关系同样存在。
也正是意识到，即便偏差原因仅来自市场主体，板子也不能全打在他们身上。所以可以看到，我们的中长期交易政策存在很多针对结算的折中处理，比如，“宽容”地设置免考核区间，事后“找补”中长期合同执行，像上下调电量计算和结算方式，等等。也就是说，我们没有既提供充足的合同调整机会，也没有让渡调度权力，因此，各类中长期合同的结算和考核是服务于调度的，当然是以安全的名义。
中长期与现货市场：功能衔接的挑战
在建立现货市场之后，会出现什么变化？这时，合同偏差仍要受到考核，但开始尝试将现货市场价格作为考核依据，当然，有些地方为了体现对合同刚性的“尊重”而施加一些调整系数，比如对发电商而言，欠发的要贵买、超发的要贱卖；对用户而言，欠用的要贱卖、超用的要贵买。
这种“实物合同+集中式现货市场”的组合可行吗？理论上是可行的，但是合理性欠佳。其背后的逻辑是将惩罚标准与现货市场价格挂钩，用现货价格或者经过调整的现货价格作为结算偏差的不平衡价格——这样实际上严重弱化了集中式现货市场的优势。
第一，偏差按实时市场价格结算，本身并没问题，问题在于当远期价格与现货价格不收敛时，这种结算方式一定造成供需双方中的一方利益受损。这一点与接下来两点紧密相连！由于双方中一定有一方不满意，不是电厂觉得没有赚到本应赚到的钱，就是用户觉得多付了本应不该付的钱——从而意味着，这种结算是在“固化”市场主体的风险。为了应对风险固化，才出现了各种事后调整。
第二，由于风险固化，而事前调整手段有限，所以很多市场普遍设立免考核范围，有的范围还很大。表面上看，这是对市场主体的照顾，但实际上，这种照顾恰恰是在掩盖现货市场与远期市场难以实现功能衔接的现实。只要不是因为系统原因造成的偏差，所有偏差都应接受来自市场的考核——只能说，现在的市场还远不完善。
第三，设立超额收益回收/返还机制，比如，当现货市场价格很高时，政策规定要回收发电企业超发一定比例以上的超额收益。从现货市场有效运行角度看，这一机制令人非常疑惑——因为现货市场的量、价决定，在理论上最有效率，有效率的收益为什么要回收？当然，市场设计者提出了一个看似合理的理由：防止市场主体利用中长期与现货市场价格差异，故意偏离合约进行不当套利（来自前期试点中的一些事件）。
但在理解前面所述的现货市场发挥作用的真正逻辑之后，很容易看出这个理由的问题所在。当现货价格较高时，高到什么程度算不合理？如果是正常供求水平的高价，这难道没有可能是对现货价格的合理响应吗？如果价格确实畸高，那么这也应该由抑制市场势力的监管政策来处理，需要嵌入到常规的市场结算规则中吗？如果不做这种区分，那么本质上就是在用针对滥用市场势力的处理方法来抑制市场主体对现货市场的正常响应，根本上是在损害现货市场引导供求的作用。
而且，事后强行地改变现货市场实际收益，也不是实现远期与现货价格收敛的正确方式。通过事后收益调整来实现价格收敛，没有这种可能！然而我们现在却因为市场主体积极响应现货价格而惩罚他们，这与设立现货市场的初衷相悖。
归根结底，最关键的抉择在于，“坚持合约执行”与“响应现货价格”，我们应该更尊重哪个？正如前面所分析的，设立全电量优化的现货市场之后，我们希望市场主体能对现货价格做出响应（否则要现货市场干嘛？）。如果市场主体为响应现货价格而偏离合约，那么这实际上应该得到鼓励；尽管实时偏离了合约，但对市场主体而言，这是其远期交易策略的问题，需要调整今后的远期交易策略——而这恰恰构成了现货到远期的引导作用传递。现在的做法则完全切断了现货指引远期交易的渠道。
现在的中长期交易还面临一个指令性的强制签约要求。在强制签约要求下，有几个市场主体能够保证所签到的合约就是它们最想签的？在这种情况下，还要被考核，无疑是戴着脚镣舞蹈。当然，有观点主张，强制签约要求是为了强化中长期合同的“保供”功能。那么现在要问一个问题，低效率的保供与高效率的保供，哪个更优呢？
实际上，认为现在的方式是为了保供，无非是看重能够较早地、较高确定性地稳定发电承诺——但这与强化现货市场价格信号的作用矛盾吗？很多人简单地认为，中间是存在矛盾的。这种认识的根源，一是囿于对不同市场模式下远期与现货市场关系认识的简单化；二是对国外经验借鉴的简单化。
但实际上，这种冲突是想象出来的。在增强现货市场与远期市场的价格收敛之后，强制签约比例竟然能够继续存在！不要惊讶，这是事实。只不过这时的实物合同的交割属性与财务属性实现了分离，实物合同仍能提供较高确定性的、面向调度时段的发电承诺，但合同中确定的价格却不一定要作为它实际的远期价格，它可以根据对现货市场供求的预期，不断调整对冲头寸，从而改变其实际远期价格——这个过程，同样是现货指引远期交易的作用体现。
在一个流动性充分高的市场环境下，可以容纳各种类型的合同。我们现在的问题是，我们本无法走向一个双边交易模式的市场体系，但却仍坚守双边交易模式下的实物合同执行。坚守也没有问题，但要在坚守的同时，放大集中式现货市场的作用。放大集中式现货市场的作用，就要增强远期市场流动性，但市场流动性的增强，并非扩大实物合同交易机会所能充分创造的。要改变这种情况，并非将实物合同转变为财务合同，而是应注意到实物合同原本就具有财务属性，我们现在需要针对财务属性，进行功能的补充增强。
远期合同体系构建路径
如前所述，实现远期合同功能升级，关键在于提升市场流动性。虽然国内已经有不少引入电力期货（面向中长期与现货）、虚拟报价（面向日前与实时）的研究，但基本是来自成熟经验的借鉴，还不足以打消决策者的顾虑。尽管如此，一条可能的路径已经在不经意间出现，即以可再生能源支持政策名义出现的机制电价政策。
机制电价对市场设计的影响
很多人对机制电价推动新能源进入市场寄予很大期望，但忽略了其对电力市场设计的影响。在笔者看来，机制电价作为一种差价合约（CfD）对可再生能源的扶持作用，至多占到其全部影响的小部分，而且会越来越低，其本身就不是支持新能源持续发展的长效机制；而大部分贡献可能来自对市场设计的影响。
要理解这个问题，首先要理解差价合约的多重含义。一是差价合约作为市场模式的设计特征，是一种反映集中式现货市场如何通过现货价格信号引导远期合同的机制，是市场机制设计的一部分；二是作为对特定资源类型的相对长期的支持政策，比如针对可再生能源，像英国和我国；三是作为纯财务合同意义上的金融工具，是一种单向或双向的套期保值工具。当然，三重含义相互交织融合，但做出含义的区分能让我们在不同场景下更具针对性。
我国的机制电价政策是以第二种名义进入电力市场的，尽管定位于“场外”，但这个“场”仅指狭义的市场，电力市场设计的两大要素“调度”和“结算”，市场不可能将结算排除在外。机制电价作为一种CfD，量价由政府统一或拍卖机制确定，但问题关键不在于量价如何确定，而在于其引入实现了纯财务合同与现货市场的并存。而这就提供了比扶持新能源进市场更重要的作用，即完善市场体系设计的一种可能路径。
构建完善的市场体系路径
具体来说，如果机制电价能由某种机制统一签订，并适用于众多分散的主体，那么，有无可能允许这些分散主体自行签订CfD呢？当然可能！无非是将合同对手方换作用户，或其他可能主体，无非是“多退少补”的对手方身份更加明确，而不必再由工商业用户分摊。
从另一个角度看，当市场主体自行签订CfD时，也无非相当于签订了一份虚拟的PPA（长期购电合同）。进一步，这种合同能不能转向更短期，以适配电力现货市场的运行？当然可能，既然机制电价能与现货市场并存，自然没有理由认为短期CfD不能与现货市场并存。
再进一步，如果允许可再生能源厂商自主寻求CfD机会，那么能否允许其他类型的市场主体也签订类似CfD。当然也可能，无非是不同类型主体参与的节奏需要把握一下。更进一步，当各类市场主体都能自主签订CfD时，有无可能让这种交易更有效率，比如确立新交易机制以更好满足市场的交易需求，尽管这样会涉及一个体制层面的协调。但这同样可能，而且在这种情况下，更成熟的CfD产品也就出现了。
如果这一切都变为现实，我们将大概率地发现，远期价格与现货价格的收敛能更容易地实现了。有心栽花花不发，无心插柳柳成荫。在现货市场全覆盖之后，市场建设的重点已经转向如何提升现货市场对远期市场的引导作用；机制电价合同并不会因为被人为定义为“场外”而损失其作为纯财务合同“结算”的市场功能，也正是这一点，机制电价提供了构建新型远期合同体系的新可能。
总结与展望
中国已经初步建立起以全电力库为核心的市场体系，这构成了下一步的市场建设新起点。如何利用好既有的建设成果，并不断增强电力市场在优化资源配置、保障电力安全中的作用，成为当下必须关注的重要问题，其中的核心问题便是如何理顺远期与现货间的关系。我们提供了一个理解这一问题的理论分析，同时也指出了关键的症结，并提供了破解思路。
现货市场虽然基本实现全覆盖，但其功能发挥仍受到很大限制，主要服务于中长期合同的偏差考核。但这种偏差考核，会因中长期合同固有的流动性限制而导致难以实现远期合同价格与现货价格的收敛，从而固化了市场主体的内在风险。为应对这类被固化的风险，政策设计者采用免考核范围、事后收益回收/返还等措施，但这些措施又会严重抑制现货市场的作用。以保供逻辑强化中长期签约比例并刚性执行的做法，实际上从根源上切断了现货引导远期交易策略的渠道——要么是风险固化，要么是市场乱象，显然与强制签约的初衷相悖。问题关键不在于强制签约是否合理，而在于强制签约是否具备条件。实际上，强制签约的考虑主要来自维持传统电量计划执行方式的惯性思维，并不适应市场建设的进展需要。
电力市场建设的重心要放在理顺远期与现货市场的关系上。解决这一问题，首先要突破传统的“实物”与“财务”之争。这一争论在讨论市场模式选择时更具意义，但在现货市场模式已定的条件下，需要从“功能”角度深化合同认知。任何具有发电承诺的市场合同都具有物理和财务双重属性，纯财务合同本质上是从实物合同的财务功能衍生而来，交割要求并不排斥强化财务功能，强化财务功能更有利于实物合同的签订和执行。
实物和财务合同能够共同保障电力市场的安全、高效运行。实物合同能够提供面向调度时段的发电承诺，发挥可用容量保障的作用；而财务合同则能够更好对标实时市场供求，使市场主体像参与现货竞争一样参与远期竞争，它决定了实际价格对预期现货价格的收敛程度。在有效的远期与现货关系下，保供与效率是相互成就的。
在当前条件下，中长期交易与现货市场被强行捆绑在一起，但彼此功能并不衔接。这也构成了签约市场乱象的基本原因。目前看，放松中长期签约限制，能够一定程度上缓解中长期交易与现货市场间的功能矛盾，减少市场主体被固化的风险，有利于放大现货市场的引导功能，但这还远远不够。协调推进纯财务合同或金融避险工具的应用，将更有利于实现远期价格与现货价格的收敛，从而为实物合同更好发挥作用提供良好条件。更进一步，如果市场流动性得到充分提高，价格收敛有效实现，那么施加强制的实物签约要求也仍完全可行，只是此时的实物合同将与现在不同，更多发挥可用容量保障的作用。
总之，虽然在远期与现货关系上，既有相关市场建设政策有点相互“卡”住，但仍有很大希望实现一招破局，满盘皆活。目前，纯财务合同以可再生能源支持政策的名义，犹抱琵琶半遮面般地进入了中国电力市场。无论其目前身份定位如何，其内在的合同性质已经开启发挥全电量优化现货市场功能的新路径。
责任编辑：江蓬新
