中长期与现货市场衔接下售电公司交易风险考量

2025年9月，四川电力现货市场正式步入结算试运行阶段，这不仅是四川电力现货市场建设的里程碑，也为市场参与者带来了独特的挑战：尤其是在非整月的衔接阶段，中长期与现货市场并行的结算模式，给售电公司的交易策略和风险管理带来了不小的考验。

依据《四川电力现货市场规则体系V2.0(征求意见稿)》，在9月非整月结算试运行阶段，中长期市场与现货市场实施分开结算。用电侧当前参与仍在持续开展的中长期月内合约交易，仅能覆盖按照中长期规则结算的部分。根据《关于开展四川电力现货市场第二次结算试运行的公告》，第二次结算试运行时间为“自2025年9月11日起，结束时间另行通知”，即9月现货结算期与中长期结算期的时间划分仍需等待相关通知。

这一政策的不确定性给售电公司带来了多方面的影响：

1.现货结算期不确定，中长期合约“调整难”

从售电公司的角度来看，售电公司需要预估自身的用电量，并通过批发市场的买卖操作，使合约量与用电量保持一致。然而，当现货结算日仅明确开始日期，而未明确结束时间时，即便售电公司具备预测自身用电量的能力，由于无法确定全月合约中有多少天按照中长期结算，也就无法预估中长期结算的总电量规模，更无法基于此对中长期合约量进行调整。

除此之外，在数据披露方面，由于目前日用电量推送仍存在四天以上的延迟，这导致售电公司在调整全月中长期结算部分的合约量时，难以区分现货结算总电量和中长期结算总电量，只能大致按照均分结构进行预估。对于代理用户月内用电计划有明显调整的售电公司而言，存在较大风险。

在这种情形下，若售电公司强行通过月内中长期交易来调整合约平衡，就需要按天数成倍放大调整量进行操作，这会给月内中长期交易带来价格波动风险。

2.全月中长期合约按日均分方式，D-2日交易“计算难”

鉴于全月中长期合约按日均进行分配，其直接后果为，售电公司月内中长期合约的每一次交易均会对进入现货结算期的中长期合约量产生影响。从客观层面而言，售电公司调整合约量无疑增加了一定的计算难度。

3.弃水消纳品种批发侧合约均分方式下的“交易难”

依据《四川电力市场2025 年中长期与现货交易衔接方案》规定，就零售侧而言，“年度已签约的零售合同维持不变”，那么对于持有弃水消纳品种合同的零售侧用户，其对应的电量将依照零售合同正常结算；就批发侧而言，弃水消纳品种存量合约的分解方式与常规直购相同，按日、按时段进行平均分解。

然而，弃水消纳品种用户的实际用电计划并非完全与之契合。例如，假设9 月 16 日至 30 日为现货结算期，某弃水消纳品种用户 A 的用电计划为 9 月 1 日至 15 日停工停产，仅在 9 月 16 日至 30 日开工生产，那么该用户实际分解的弃水合约在现货结算期仅能覆盖 50%。在此极端情形下，零售用户侧仍按原合约正常结算，不受影响；但对于售电公司而言，该用户在现货结算期未被弃水消纳合约覆盖的50%电量，售电公司需承担“现货 - 中长期合约”的价差风险。同时，在非现货、中长期结算期，售电公司还需承担合约超量的偏差考核风险。

由此可知，当对弃水消纳品种采用“日均分”方式分解时，若对应用户月内用电计划有较大调整，售电公司将承担较大风险。

目前来看，在现货市场与中长期市场衔接阶段，非整月结算试运行相关规则仍存在一定的不确定性。从参与现货市场交易结算试运行的角度，售电公司自身应加速强化数据分析能力，借助历史数据和现有市场信息，尽可能精准地预测用电量和合约需求，以最大程度降低不确定性所带来的影响；除此之外，售电公司还需与用户（特别是弃水消纳等特殊品种用户）保持密切沟通，了解其用电计划的实际需求，进而在规则允许范围内更精确地匹配合约电量，降低偏差风险。