电力市场化改革的目的就是让电力回归商品属性，在购电侧和售电侧形成充分的竞争，以实现发现电力真实价格的目的。
整个电力市场可以划分为批发侧市场和零售侧市场，每个市场的买卖主体不同，但也会有像售电公司或虚拟电厂这样的二元主体。
（来源：黄师傅说电）
不过最终的卖方依然是批发侧的发电企业，而最终的买方就是工商业用户。
那么整个的价格链路就要从源头的发电成本到批发侧售电价格，再到零售侧的售电价格，最终到用户门前的到户电价，需要经过好几个阶段。
所以分时电价的概念就可以根据这个链条扩充到每一个市场中，如果再把批发侧市场细分成中长期与现货市场，那么我们就可以有四个与分时电价有关的环节。
分别是中长期分时，现货分时，零售分时，到户分时。
因为都在同一个价格形成的链路上，所以四者之间肯定会有关联。
今天这篇就从价格形成的角度，从最源头的中长期市场开始，来分析一下这四类分时电价之间的价格传递关系，以便于我们从头认清分时价格的来源，知道其中哪些是行政的强制干预，哪些是市场的自然传导。
价格的形成链条
每一个市场的参与主体，都会有自身成本和收益的概念，对于发电企业来说，从批发市场获取了收入，结合自身的固定成本以及变动成本就可以得出“生产者利润”。
对于直接批发交易的工商业用户来说，批发市场的支出是其购电成本，与其用电能够来带的收益之差就是自身的“消费者剩余”。
对于售电公司来说，零售市场的收入与批发市场的购电成本之差，就是售电公司的利润。
对于零售用户来说，零售市场的支出是其购电成本，与其用电能够来带的收益之差就是自身“消费者剩余”。
批发市场中的批发用户通过中长期市场和现货市场进行电量的买卖，零售用户通过零售市场向售电公司购买电量。
所以从电价的形成过程来看，从批发到零售，形成了最终的零售用户交易电价，这个环节完成了价格的市场部分。
然后基于此再结合价格的计划部分（输配电价）以及线损费、系统运行费和附加基金，就可以构成最终的到户电价。
中长期分时
任何中长期市场建立的初衷都是为了对冲现货市场价格的风险，因为临近交割期的商品价格难以准确预测，所以提前通过固定价格进行锁价，可以降低价格变动所带来的风险，但同时也可能丢失了在现货市场以更高价格卖出或者以更低价格买入同样商品的机会。
而且中长期市场的交易窗口并不仅仅只有一个，且交易主体的买卖身份也并不固定，在前一个交易窗口卖出商品的，也可以在下一个窗口再买回来，这样做的目的是便于商品的交易主体可以根据实际需要来调整自身的对商品的需求量。
但因为不同交易窗口可能有不同的交易价格，这样也就给中长期的买卖交易提供了跨期套利的机会。
这些市场原理同样适用于电力市场，而且对于电力的需求量，很难做到预测量和实际使用量之间的完全一致，那么偏差的电量要执行后级市场的价格，这又给中长期和现货之间创造了跨市套利的机会。
买卖双方在签订中长期合约时总是要约定买卖量和对应价格的，而真正交易的标的物是未来某个交易周期内的电量值，比如说15分钟电量值。
这个15分钟就是不同的时段，天然具备分时的属性，所以在进行这些电量的交易时，理论上就可以对应出不同的交易价格，也就是中长期分时电价。
中长期的交易窗口根据时间划分有很多，比如年度、季度、月度以及月内的旬、周、多日等时间区域。
每个交易窗口针对的是这个时间区域内的所覆盖的全部15分钟电量值，如果给每个电量值都单独进行竞价，显然这样的市场组织成本就会很高。
所以对于本次交易所覆盖的未来交易周期内的各时段电量，并不需要在每个中长期交易窗口都组织单独的交易。打捆成为一个跨多个交易周期的能量块的形式更加可取。
而且就算整个系统需求量的峰谷差必然存在，但对于整体负荷来讲总会有“基础负荷”的存在，大到整个系统，中到负荷的集合体（售电公司或虚拟电厂），小到工商业用户，都会存在基荷，那么任何时段都会存在的使用电量一定程度上也不需要再区分分时的属性。
所以并非同时段的全部电量都需要赋予不同的时段价格。
再有，目前我国对于中长期合约电量签约比例都有一定的要求，否则就要进行考核，提前准备好负荷要求的电量就要求各市场主体在各类中长期市场关闸前赶快准备好仓位。
中长期交易的方式包含双边协商、集中竞价、摘挂牌和滚动撮合。
其中双边协商和摘挂牌多以以固定价格+曲线分解的方式定义电价，曲线分解把这个时间区域内的总体签约电量分解到每个具体的交易周期中，同样的15分钟时间段但伴有不同的需求量，不过却被固定了相同的价格。
集中竞价方式要看本次组织交易的标的物，如果是一段长周期内的电量，那么结果和前两者无异，只不过前两者是自定义分解曲线而集中竞价是组织者定义分解曲线。
如果要求交易标的物具备分时属性，那么考虑市场组织成本也不可能细化到每个具体的交易周期，可能是按照行政分时所对应的峰谷平时段来单独进行交易，也可能是按照24小时每个小时单独组织。
这就具备了分时的属性，是可以构成分时价格的。
最后一种滚动撮合是必然会发生分时电价的，因为在现货市场前的最后一个中长期交易窗口，其交易标的物就是未来某天某个具体的15分钟电量值。
所以可见，目前中长期交易中，因为组织成本，因为基荷的存在，因为高比例的中长期电量签约需要，导致很多中长期交易品种（覆盖时间+交易方式）都不能产生分时结果。
为数不多可以发生分时结果的交易品种，交易电量占比也比较少，而且所形成的价格区别也不会很大，这又源自中长期交易的限价规则。
中长期的交易卖方主要还是燃煤火电，火电的中长期交易（不含滚动撮合）价格被要求以当地燃煤基准价为基础，上下浮动不超过20%，但文件没有明确这个±20%的限价要求是每个时段通用，还是可以根据峰谷平时段进行调整。
所以有些省份就是坚持任何时段的中长期交易价格都不可超过这个区间，那么得出的分时电价差最大也不过燃煤基准价的40%，2毛钱不到的水平。
也有些省份为了能够拉开中长期分时电价的差距，会根据行政到户分时电价所规定的峰平谷时段，把基准价先进行上下浮，然后再根据±20%的要求形成该时段的交易限价。
如果当地行政分时的峰谷浮动系数为±50%，那么也就是说峰段基准价被提高到1.5倍，谷段下降到0.5倍，峰段的上限价就是燃煤基准价的1.5×1.2也就是1.8倍，谷段的下限价就是燃煤基准价的0.5×0.8也就是0.4倍。
峰谷差最大为燃煤基准价的1.4倍，基本也就在4~5毛左右，看当地具体燃煤基准价具体是多少，这还是个极限值。
西北的甘肃、宁夏和新疆在代理购电价格表中就体现出了这些与中长期交易有关的分时价格结果，这几个地区的燃煤基准价也不高，所以峰谷价差也都很小。
小结
那么综上所述，想要依靠目前的中长期交易来区分出较大的分时价差是不可能的。
年度中长期双边签约比例最大，但所签约的电量更多是“基础负荷”电量，不论什么时候都要用的电量不带分时属性，所以这么大部分的电量就成为了固定价格。
其余集中式交易交易电量占比相对较小，而且从市场组织的成本考虑，也很难做到把交易标的物的时间跨度做到很细致。
一定程度上也是以一个稍大时间跨度的整体电量作为交易标的物，分时段竞价的组织颗粒度，也只能细分到月份内的整体峰平谷时段或者月24小时时段。
还有“中长期限价”也限制了非撮合方式中长期交易能够形成的价差，而滚动撮合的主要目的还是调仓套利或者避免考核，交易电量占比较低，就算形成了大价差也很难说会影响到最终的中长期分时价格。
中长期仅仅是电价传导的源头，但是占大头，虽然这种现象基本也就决定了通过批发侧的交易就很难形成较大差距的分时价格信号，但我们还是要继续分析下现货分时后整体的批发侧市场分时价格情况。
这样有助于我们看清楚零售侧的一些定价逻辑，因为那里可能才是最直接关系到户分时电价的地方。
