2023年，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于快速推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕136号，简称136号文），标志着我国电力市场化改革进入新阶段。这份文件对电力市场交易机制，特别是差价合约和差价结算方式做出了重要调整，引发了行业广泛关注。作为电力市场中的关键金融工具，差价合约和差价结算机制的变化将深刻影响发电企业、售电公司和电力用户等各方市场参与者的经营策略和风险管理。
136号文的出台并非偶然，而是我国电力市场化改革进程中的必然选择。随着新能源大规模并网和电力消费结构的变化，传统的计划性电力交易机制已难以适应新形势下的电力供需平衡需求。据统计，截至2022年底，我国可再次生产的能源发电装机容量已达12亿千瓦，占总装机容量的47.3%，这种快速变化的电源结构对电力市场的灵活性和适应性提出了更高要求。
在此背景下，136号文应运而生，其核心目的是快速推进电力现货市场建设，完善市场化交易机制。文件对差价合约和差价结算机制的调整大多数表现在三个方面：一是明确了差价合约作为电力中长期交易的主要形式，强调其风险管理的功能定位；二是优化了差价结算的计算方式，使其更加贴合现货市场行情报价波动；三是规范了合约签订和结算流程，提高了市场透明度和效率。
这些调整背后的深层原因主要在于平衡计划与市场的双重属性。我国电力市场改革采取的是渐进式路径，既要保障电力安全稳定供应，又要逐步发挥市场在资源配置中的决定性作用。差价合约作为一种兼具灵活性和稳定能力的交易工具，能够有效衔接中长期交易与现货市场，降低市场行情报价波动风险，这正是136号文对其着重规范的根本原因。
值得注意的是，136号文对差价结算机制的调整还考虑了不一样的地区的市场成熟度差异。对于现货市场建设较为先进的地区，鼓励采用更市场化的差价结算方式；而对于市场建设初期的地区，则允许设置适当的过渡机制。这种差异化的政策安排体现了因地制宜、分类推进的改革思路，为各地电力市场建设提供了灵活的政策空间。
差价合约（Contract for Difference, CFD）是电力市场中一种特殊的金融衍生工具，其本质是买卖双方就未来某一时期的电力交易价格达成的协议。与传统物理合约不同，差价合约并不直接约定电力的实际交付，而是以现货市场行情报价为基准，通过现金结算差价的方式实现风险对冲。具体而言，当现货市场行情报价高于合约约定价格时，卖方需向买方支付差额；当现货价格低于合约价格时，则由买方向卖方补偿差额。这种设计使得市场参与者能够锁定价格风险，同时保持参与现货市场的灵活性。
差价结算则是差价合约执行的关键环节，指合约双方根据事先约定的结算规则计算并支付价格差额的过程。在电力市场中，差价结算一般会用两种主要方式：一种是按节点电价结算，即根据电力实际输送的节点位置价格计算差价；另一种是按系统均价结算，以整个电力系统的平均价格作为基准。136号文对结算方式来进行了优化，鼓励采用更能反映实际供需和电网约束的节点边际电价作为结算基准，来提升市场运行效率。
例如，某售电公司与发电企业签订了一份100兆瓦时、价格为400元/兆瓦时的差价合约。若实际现货市场行情报价为450元/兆瓦时，则售电公司将获得(450-400)×100=5000元的差额支付；若现货价格跌至350元/兆瓦时，则售电公司需向发电企业支付(400-350)×100=5000元的差额。这种对称的盈亏结构使得双方都能有效对冲价格波动风险。
与传统物理合约相比，差价合约有着非常明显优势。物理合约要求严格按约定时间和电量进行实物交割，缺乏灵活性；而差价合约通过金融结算方式实现了虚实结合，既保障了基本收益，又保留了参与现货市场的机会。尤其是在可再次生产的能源占比提高的背景下，差价合约能够更好地适应发电出力的不确定性，已成为国际电力市场的普遍做法。
差价合约与差价结算机制在电力市场中应用广泛，几乎贯穿了从发电到用电的全链条交易环节。在发电侧，差价合约已成为大型发电企业，特别是可再次生产的能源电站管理市场风险的主要工具。以某风电基地为例，由于风电出力具有非常明显的不确定性，物理合约往往难以准确匹配实际发电量。通过签订差价合约，风电公司能够锁定基础电价，避免现货市场行情报价大幅波动带来的收益风险，同时仍能根据实际发电情况参与现货市场，获得可能的额外收益。
在用户侧，大工业电力用户是差价合约的主要使用者。对于电解铝、钢铁等高耗能行业，电力成本占总生产所带来的成本比重较高，电价的剧烈波动会直接影响企业纯收入稳定性。通过签订差价合约，这些用户能提前锁定用电成本，便于进行长期生产规划和预算安排。浙江省某大型纺织企业就通过组合使用不相同期限的差价合约，将全年约70%的用电量价格控制在相对来说比较稳定区间，有效平滑了生产所带来的成本波动。
在区域电力市场建设中，差价合约发挥着关键性的衔接作用。以南方区域电力市场为例，该市场采用中长期差价合约+现货市场的双层交易体系。中长期市场主要交易差价合约，锁定基本的电力供需关系和价格水平；现货市场则负责处理实时平衡和短期调节。两个市场通过差价结算机制紧密衔接，形成了完整的市场体系。据统计，2023年南方区域电力市场差价合约交易量占总交易量的比例已超过60%，成为市场稳定运行的压舱石。
在可再次生产的能源消纳方面，差价合约也展现出独特价值。传统上，可再次生产的能源由于出力不确定性往往需要配套调峰资源或支付高额平衡费用。通过设计特殊的差价合约产品，如保底收购+市场溢价分成模式，既能保障可再次生产的能源项目的基本收益，又能激励其参与市场竞价，提高消纳效率。新疆某光伏电站采用这种模式后，不仅获得了稳定的基础收益，还通过优化发电策略在现货市场中获得了额外收益，项目整体收益率提高了15%以上。
此外，在跨省跨区电力交易中，差价合约也日益受到青睐。由于跨区交易涉及复杂的电网约束和输电费用，物理合约执行难度较大。差价合约通过金融结算方式有效规避了这些物理限制，促进了更大范围内的电力资源优化配置。2023年，国家电网经营区跨省跨区差价合约交易量同比增长超过40%，成为区域电力余缺调剂的重要渠道。
对电力用户而言，136号文带来的变化可谓喜忧参半。一方面，差价合约的推广使用户能更灵活地管理用电成本，特别是对于用电量大、对价格敏感的大工业用户，能够最终靠合理配置不同执行价的差价合约组合，实现成本优化。广东省某电子制造企业通过一系列分析自身用电特性，采用阶梯式差价合约策略，将全年用电量分为基础、中段和高峰三部分，分别匹配不同价格的合约，最终使平均用电成本降低了8%。另一方面，新政策也要求用户提升市场参与能力，需要更加关注现货价格波动，建立专业的能源管理团队或寻求售电公司的专业服务。对于中小用户而言，这无疑增加了用电管理的复杂度和成本负担。
售电公司在新的政策环境下正经历着角色转型。136号文实施后，售电公司从简单的中间商逐步转变为线;。差价合约的广泛应用使得售电公司一定要提升自身的风险定价和对冲能力，否则可能因价格判断失误而蒙受重大损失。江苏省某民营售电公司就因未能有效对冲2023年夏季现货价格飙升风险，单月亏损超过千万元。与此同时，专业的售电公司也迎来了新的发展机遇，能够最终靠设计差异化的差价合约产品、提供增值能源服务等方式创造新的利润增长点。业内领先的售电公司已开始提供合约组合优化用电策略咨询等高的附加价值服务，逐步摆脱单纯依赖价差的盈利模式。
对发电企业，特别是可再次生产的能源发电商来说，新政策既带来了挑战也提供了机遇。差价合约机制要求发电企业更精准地预测自身的发电能力和现货市场行情报价走势，否则可能面临合约履约风险。山西省某风电企业就曾因低估发电能力而签订过多差价合约，最终因实际发电量不足不得不高价从现货市场购电来履行合约义务，导致非常严重亏损。但另一方面，合理的差价合约策略也能帮助发电企业稳定收益预期，特别是对于资本密集型的可再次生产的能源项目，锁定部分长期稳定收入对项目融资和可持续发展至关重要。华能集团在内蒙古的某风电基地通过组合使用15年长期差价合约和短期灵活合约，既确保了项目基本收益，又保留了参与现货市场获取额外收益的机会，实现了效益最大化。
值得注意的是，136号文对不一样发电企业的影响存在一定的差异。对于煤电等可控电源，差价合约提供了规避燃料价格波动风险的工具；而对于风电、光伏等不可控电源，则需要更加谨慎地设计合约电量和执行价格，避免因出力预测偏差导致的合约风险。这种差异化的影响将进一步促使各类电源依据自己特点调整经营策略，从而优化整个电力系统的电源结构。
136号文关于差价合约与差价结算机制的调整，标志着我国电力市场化改革进入深化阶段。这些变化不仅影响着各市场主体的日常经营策略，更在重塑整个电力行业的风险管理和盈利模式。从长远看，更加市场化的交易机制将促进电力资源优化配置，提高系统运行效率，最终实现全社会用电成本下降的改革目标。
然而，新机制的成熟运行还需要一个渐进过程。市场参与者要一直提升自身的风险管理能力和市场应对水平；监督管理的机构则需要持续完善市场规则，防范系统性风险。尤其是在新能源占比快速提升的背景下，如何设计灵活性更好的差价合约产品，平衡各方利益，仍要一直的探索和实践。
可以预见，随着电力现货市场建设的全方面推进，差价合约与差价结算机制将在我国电力市场中扮演逐渐重要的角色。对于市场各方而言，只有主动适应这一趋势，加强专业能力建设，才能在变革中把握机遇，实现可持续发展。未来的电力市场将更看重效率和灵活性，而差价合约正是连接计划与市场、当下与未来的重要桥梁。
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