浅谈电力现货市场的不平衡费用结算

一、电力现货市场概述

自2015年3月，中共中央国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）后，新一轮电力市场体制改革拉开了序幕。随后，为加快完善电力市场体系建设，2017年8月国家发改委、国家能源局发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，组织建设电力现货市场。

（来源：北极星售电网 作者：吕超青）

南方能源监管局会同广东省经济和信息化委、广东省发展改革委于2018年8月联合公布《南方（以广东起步）电力市场运营规则体系（征求意见稿）》，标志着我国首个电力现货市场交易规则正式问世。山西、甘肃等各省纷纷出台了现货市场建设方案或规则，并在2019年完成了现货结算试运行。甘肃在2020年4月率先完成了电力现货市场整月的结算试运行，成为国内首家，其余试点地区预计在2020年下半年完成整月的结算试运行。

各试点地区在电力现货市场结算试运行过程中，均出现了不平衡费用。这些不平衡费用的产生原因有市场运营、政策规定、交易规则等，下面笔者结合多年电力交易结算经验，对不平衡费用产生原因、处理原则展开分析。

二、电力现货市场不平衡费用的产生

电力现货市场不平衡费用的产生有两个显著的特点，一是市场运行必须的，二是无法找到具体承担主体的。主要有发电成本补偿类、阻塞费用类、偏差考核类、计划与市场双轨运行偏差类、辅助服务类、其他费用分摊类等。

1.发电成本补偿类

为了让市场主体在交易过程中，趋于发电边际成本报价，一般在市场运营时，会将发电机组的部分成本从机组发电总成本剥离。主要有机组启动成本、空载运行成本、固定成本、必开必停成本及其他不能定价情况下的机组成本。机组启动成本是根据机组在冷态、温态、热态下的单次启动费用及启动次数累加而来，不同状态下、不同类型的机组启动单价从几万到几十万不等；空载运行成本是各机组在维持同步转速时的成本，将空载运行成本从发电运行成本拆分后，机组的发电出力与成本之间才能形成线性关系，因此机组有出力运行时都会产生空载运行费用，根据空载运行单价与空载运行时间计算而来；固定成本旨在弥补机组固定投资成本，按机组容量计算，在容量市场开启前，作为解决发电容量短缺的一种过渡期手段，特别是对于火电有着重要意义，目前火电为新能源发电让路，长期作为系统备用容量，若没有固定投资回收保障，很容易造成电力系统容量短缺；必开必停成本是为了电力系统安全稳定而改变机组原有的生产行为、并给予相应成本补偿，补偿标准是机组核定发电成本差额；其他的发电成本补偿还包括：天然气等高成本发电机组运行成本补偿、调度临时指令开机机组、调度指令出力的机组、处于开机停机过程中的机组、供热机组、最小连续运行时间内的机组等，一般情况下，这些机组的成本补偿都是按核定机组发电成本进行补偿的，确保机组不因非自身原因造成亏损。

2.阻塞费用类

在目前的电力市场现货结算中，实行节点边际电价的地区都会产生阻塞费用。阻塞费用包括中长期阻塞费用和现货阻塞费用两部分。中长期阻塞费用普遍存在于中长期合约金融结算且现货市场按偏差电量结算，合约双方需约定合约金融交割点，对于合约结算来说就是结算参考点了，实质上就是中长期差价合约结算的另一种表达。如下机组电能量结算公式所示：

现货市场阻塞费用是由于节点边际电价出清机制和电力系统物理属性造成的，主要存在于发电侧、用户侧都采用各自节点电价结算的地区，出现线路阻塞时，价格传导不完善， 发电侧、用户侧现货结算电费收支不平衡，发用两侧现货交易电费差额即是现货阻塞费用。值得注意的是，在过渡时期很多地区用户侧采用发电侧节点电价的结算电量加权平均值结算，这种方式下现货价格完全从发电侧传导至用户侧，自然就不会出现现货阻塞费用了。

3.偏差考核类

偏差考核类是由于机组或市场用户在实际执行过程中偏离计划的一种破坏惩罚机制，旨在保护市场平衡。主要有：机组临时非计划停运考核、机组实际出力偏离计划执行考核、机组最高出力受限考核、机组最低出力受限考核、供热机组供热量偏离计划执行考核、新能源日前预测出力偏差考核、新能源超短期预测出力偏差考核、固定出力机组偏差固定出力考核、用户侧偏差回收等。

机组临时非计划停运考核、机组实际出力偏离计划执行考核、机组最高出力受限考核、机组最低出力受限考核、新能源日前预测出力偏差考核、新能源超短期预测出力偏差考核等6项考核费用在之前一直按《发电厂并网运行管理实施细则》进行考核电量，现货市场开启后按照现货市场规则进行考核电量，根据现货电价计算考核费用，促使发电厂执行现货交易出清结果。供热机组供热量偏离计划执行考核、固定出力机组偏差固定出力考核都是由于机组因特殊原因享受了优先出清或成本补偿待遇，因此需对该类型机组的行为进行约束。

用户侧偏差回收有区别于其他的不平衡费用，原因在于此项费用并不是市场运营所必须的，是各用户技术水平、交易分析能力价值的体现，用户需预测日前市场电价和实时市场电价，在预测日前市场电价高时少买电，预测日前市场电价低时多买电，赚取电价差额收益。现货市场初期，用户侧偏差回收规则保护了专业技术水平较低的用户，但保护期应该是有限制的，后期应取消此项费用，促进电力交易市场化的高水平发展。

4.计划与市场双轨运行偏差类

按电力市场改革的思路，先是大工业用户参与电力市场化交易、然后一般工商业用户参与、最后扩大至居民，循序渐进的完成电力市场化。这就造成实行双边市场的地区在很长一段时间内面临计划用电用户与市场交易用户共存，计划用电用户与市场交易用户电量电价的相互影响带来了双轨运行偏差费用。电价的影响在于，发电侧供应计划用电用户的平均上网电价的改变，即机组政府定价部分上网电量平均电价与电力市场改革前机组平均上网电价之间的差额；电量的影响在于，发电侧供应市场交易用户的电量扣减线损电量后与市场交易用户的实际用电量不平衡，即发电侧市场化结算电量扣减线损电量后与市场交易用户实际用电量的差额。

5.辅助服务类

电力市场辅助服务是向电力系统提供的安全稳定运行和电能质量保障的服务，主要有调频、调峰、无功调节、黑启动、备用等。电力市场辅助服务是电力系统的公共服务，只能由电网企业代用户统一向发电企业采购，发电企业获得辅助服务补偿。调频市场补偿普遍采用调频调节量补偿和调频容量补偿相结合，调频调节量补偿根据实际调节量、调节性能、调频市场出清价格计算；调频容量补偿根据机组预留的调频容量、容量补偿标准计算。调峰服务补偿是根据调峰出力调节量、调峰出清价格计算。备用服务补偿是根据备用容量、备用价格计算。无功调节、黑启动等按长期采购合约执行。

6.其他费用分摊类

除了以上所列的不平衡费用外，部分地区根据各地政策规定，增加了一些其他费用分摊。如网损盈余、煤改电补贴、联动退补费用、需求侧响应费用、抽水蓄能容量电费等。

三、电力现货市场不平衡费用的处理

根据2020年3月国家发改委、国家能源局发布的《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（发改办能源规〔2020〕245号）文件精神，各试点地区在电力现货市场结算时，不得设置不平衡资金池，每项不平衡费用结算均需独立记录、分类疏导。

对于发电成本补偿类均是按政府定价电量、市场化交易电量拆分，其中市场化交易电量对应的发电成本补偿分摊至市场用户，各市场用户按用电量比例分摊；政府定价电量对应的发电成本补偿部分，已经含在计划用电用户的目录电价，因此该部分发电成本补偿费用由市场机组的政府定价电量分摊。对于阻塞费用类，中长期阻塞费用由中长期合约造成，由合约买卖双方根据前文中长期阻塞费用公式计算承担；现货阻塞费用由市场用户根据用电量比例分摊。对于偏差考核类费用，除了用户侧偏差回收来源于用户侧，由市场用户按用电量比例分享，其他的费用都来源于发电侧，由市场机组按上网电量进行分享。对于计划与市场双轨运行偏差费用，原因在于发电侧电量、电价的差额，由市场机组按上网电量进行分摊。对于辅助服务类处理方式与发电成本补偿一样，其中市场化交易电量对应的辅助服务补偿分摊至市场用户，各市场用户按用电量比例分摊；政府定价电量对应的发电成本补偿部分，已经含在计划用电用户的目录电价，因此该部分辅助服务补偿费用由所有机组按政府定价电量比例分摊。对于其他费用分摊，像网损盈余，按政策规定由市场用户按用电量比例分享，其他的根据各项不平衡费用产生原因、受益对象进行分摊。

四、结语

在电力现货市场结算过程中，建议根据试运行结果分析，修改完善电力现货交易规则，减少不平衡费用的产生，让交易价格能真正反映市场价格。对于确实必要存在的不平衡费用，在计算环节、分摊环节要做到公平、公正、透明，坚持逐项计算、逐项分摊，遵循谁受益谁承担的原则，确保电力市场的安全稳定运营。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者，与北极星售电网无关）