引言
01 场景定义与核心逻辑
该场景是指发电企业与用户或售电公司之间签订带有分时段电量曲线的中长期购电合同，并通过电力现货市场实现差价清算。简单来说，合同约定未来某个周期内分时段的电能量交易量和价格（例如约定每日分时曲线电量和对应固定电价），实际运行中双方按合同曲线执行电能交割，但结算时结合现货市场价格进行差价结算。
其核心逻辑在于：中长期合同锁定基准电量和价格，提供价格稳定预期；而现货市场负责实时优化电力调度形成浮动价格，通过差价清算，实现合同与实时市场的有效衔接。这种模式类似金融上的差价合约（CfD）：合同约定电量不直接随行就市交割，而是在事后通过与现货价比较结清差额，达到“按合同定价购电，用现货价格清算”的效果。
分时曲线合同确保电量曲线与用电负荷特性匹配，激励发电侧按照约定曲线出力、用电侧按照约定曲线用电，从而锁定峰谷用电成本、降低价格风险；同时现货差价清算又确保偏差电量得到市场化定价，维持市场出清效率。
这一场景在我国电力市场过渡阶段非常典型——市场主体通过年度或月度双边协商确定曲线电量和固定价，以减少价格大幅波动对生产经营的影响，但仍需要现货市场来处理实际发电和用电偏差，提高资源配置效率。
02 规则依据与关键条款
“分时曲线+现货差价”模式在“1+6”规则体系中有明确依据。
《电力现货市场基本规则》第八十四条提出了电能量批发市场结算的两种方式：
方式一为“全电量现货价结算+中长期合同差价结算”，即所有电量均按现货价格结算，中长期合同电量部分按合同价与参考现货价的差额进行结算；方式二为“中长期合同电量合同价结算+其余电量现货价结算”，即中长期合同电量按合同价结算，并对合同电量在合同参考点与节点之间的现货价差进行结算，合同电量之外的实际偏差电量按现货价结算。
另依据《电力现货市场基本规则》第九十四条，中长期合同电费（包括双边合同、政府授权合约等）与现货电费、辅助服务费等一起构成市场结算依据，需要在结算单中单独列示。
此外，《电力现货市场基本规则》强调中长期交易与现货的衔接：各地区应加强中长期市场与现货市场的衔接，明确中长期交易的分时电量曲线和交易价格。这意味着签订中长期合同时必须确定各时段合同电量和价格曲线，以作为现货结算参考，例如某用户与发电企业签署月度合同约定每小时分解的购电量和单价，那么现货运行时需将该合同曲线纳入考量，作为结算参考点参与偏差清算。
以上规则为分时曲线合同+差价结算场景提供了明确的运行基础。
例如采用方式一时，发电企业实际收入=全部上网电量按现货价收入+合同差价收入（合同电量×(合同价–现货参考价)）；用户实际购电支出=全部用电量按现货价支付+合同差价支付（合同电量×(合同价–现货参考价)）。通过差价项的正负，确保合同双方最终按合同价完成约定电量的结算差额。
若采用方式二，则发电企业收到合同电量按合同价的电费，同时现货结算会对合同电量在不同节点价格上的价差、以及偏差电量部分分别计算，使得结算结果略有不同（方式二下合同方在日前阶段即承担一部分价差）。
差价电费可能为正（若合同价高于现货参考价，则购方补给售方差价）也可能为负（合同价低于现货，则售方补给购方），从而实现合同双方按合同价成交电量的经济效果。
该方式的特点是相当于双方在现货基础上套了一层金融合同，不影响现货出清的物理调度结果，市场价格信号不失真，合同仅在结算环节体现。
方式二：合同电量提前锁定结算价
在这种模式下，中长期合同电量部分直接按合同价结算，不再按现货价结算该部分能源。但是，为了维持区域间、节点间的现货价差信号，规则要求对合同电量仍需结算合同签约点与实际节点之间的现货价差。
简单来说，方式二下发电侧实际收入=合同电量×合同价+合同电量×(本节点现货价–结算参考点现货价)+偏差电量×现货价；用户侧支出类似计算。
该方式相当于将合同电量从现货市场“摘出”一部分，以合同价锁定，但同时保留了合同电量在不同节点/区域之间的价差结算，以及全部偏差电量的现货结算，也可理解为，合同电量在日前计划中得到优先满足，现货仅调整超出合同的部分；结算上则通过价差项确保无论方式一或二，合同双方最终支付的总费用一致。
方式一和方式二的差异主要体现在现货出清和结算分配上。方式一保持现货出清的完全市场化，合同作为金融合约事后清算，计算简单透明，在多个试点地区得到采用；方式二将合同融入出清计算和结算，可能影响机组报价策略和出清结果，但也可以保证合同电量物理履约，在部分区域探索应用。
需要强调的是，两种方式的经济效果对合同双方而言理论上可以等价，但对市场运行有不同影响：方式一更利于价格形成的统一性和流动性，而方式二则在供应紧张时可能更有利于合同保供。
05 商业模式与价值实现
该场景下的商业模式是电力中长期合同+现货市场的组合：发电企业通过锁定部分电量的长期合同获得稳定的现金流和融资保障，同时仍可通过现货市场获取超出合同部分的收益；电力用户（或售电公司代表用户）通过合同锁定电价规避价格剧烈波动风险，实现成本可控，同时在现货上支付与合同不符部分的市场价，从而获得灵活性。
对于售电公司而言，他们可以与上游发电企业签订曲线合同，再与下游用户签订对应的零售合同，以曲线管理和差价结算服务为盈利点，通过精细化的曲线设计，将用户用电曲线同发电曲线相匹配，减少偏差费用，从而节约成本、分享收益。
这种模式的价值在于：市场中长期价格体现预期，现货价格体现实时供需，二者结合可以锁定长期成本的同时优化短期效率。例如，某工厂与风电场签订全年分时合同采购夜间低价电，白天不足部分由现货市场供应；工厂享受了风电低价和价格稳定性，而风电场则通过合同锁定销路并在风况好于合同预期时通过现货多发赚钱。
差价合约模式还能促进金融衍生工具的发展，增加市场流动性：若第三方金融机构参与提供标准化差价合约，将有助于更多主体对冲价格风险，形成完善的电力金融市场，这也正是“统一市场”目标之一——发挥市场机制对冲和配置资源的作用。
总体来看，分时曲线合同+现货差价清算将是全国统一电力市场的重要交易形态。在未来，随着市场成熟，标准化的电力期货、远期及差价合约可能在此基础上发展，丰富风险对冲工具；而数字化技术（如区块链）也可用于记录合同执行和差价结算，降低结算争议和风险。
对于市场主体而言，关键在于提高负荷预测和计划能力，合理制定合同曲线，并结合现货灵活调整，实现“双赢”，该模式最终有望提高市场稳定性（降低价格剧烈波动对实体经济的冲击）和资源配置效率（通过现货优化实时运行），引领电力市场从碎片化走向统筹协调的新范式。
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