深度 | 电力市场体现经济关系必须重视结算服务

电力市场发展到今天，社会已形成一种共识：电力可以作为商品在市场中自由地交易。需要注意的是，目前技术条件下电力无法大规模经济性存储的现实，决定了电力相对于可产生库存的一般商品不同，平衡责任是电力商品价格的主要组成部分之一。因此，电力商品只有在实时平衡阶段才能完成物理意义上“商品”的交割，就是完成一般商品交易所谓“钱货两讫”的过程。上述原因决定了对于电力市场交易来说，在实时之前进行的交易，只能进行财务结算，而无法物理交割，即便是我们以实物交割为目的进行的交易，也只能等到实时平衡的时候才能完成交割。2020-2022年，我国电力市场建设成效显著，电力现货市场建设在全国范围内已广泛铺开。从近两年国家层面印发的与现货市场建设相关的“339号[1]”和“129号[2]”文件来看，已经由仅重视“电力现货出清”，转向经济关系的“收口”——结算服务并重。比如339号文提出“在双边现货市场模式下，用户侧直接以报量报价方式参与现货市场出清、结算，在单边现货市场模式下，用户侧可通过中长期合约约定结算曲线、曲线外偏差按照现货市场结算的方式参与现货市场，可考虑不涉及日前市场，日前出清结果仅作为日前调度运行计划，不进行财务结算”。再如129号文中也提到“要推动代理工商业用户、居民和农业用户的偏差电量要分开核算，并按照现货价格结算”。从历次印发的关于现货市场建设通知文件看，将市场建设和结算放到同等重要的位置，不仅说明电改步入“深水区”后，面对核心和关键性问题，需要更加有针对性的解决方案，同时也说明随着全社会对电力市场认识的深入，将更多地聚焦经济关系与调度计划的分离，而电力市场结算的规范性问题也将随着市场建设步伐的加快，作为市场机制突出经济关系的标志，成为下一阶段市场建设和完善的重点。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：柴玮）

结算的定义及作用

结算是一切经济关系的必要环节。“结算”概念最初源于古时罗马商法的“抵销”原则，该原则认可在结清借贷双方之间交易时适用对冲抵销，这也是现代净额轧差（netting）和抵销（set-off）概念的起源。理论上，只要存在同一时间范围内的同类交付及收取的权利义务，均可以采用结算的方法予以解决[3]。从广义的概念来说，结算是指根据交易结果和交易所有关规定对市场主体的交易保证金、盈亏、手续费、交割货款和其他有关款项进行的计算、划拨。从定义我们可以看出，结算实际包含了结算计算和资金划拨两个环节。就一般商品而言，结算的作用主要有三个方面，一是便利商品交易，缩短结算过程和时间，加速资金周转，加速社会扩大再生产的顺利进行；二是节约现金使用，减少货币发行，从而节省大量的流通管理费用，并有利于加强对市场货币流通的管理；三是通过结算过程，对国民经济各部门、各单位的资金运动，进行统计、反映和监督。

电力交易的结算，就是对电力商品按照市场交易价格，并根据交易规则，把规定周期内各项经济收支往来核算清楚并完成支付。其本质上是反映市场主体在市场交易各环节交易结果的经济关系，并以此为依据进行资金收付的行为。因此，结算既是电力市场中最后一个环节，也是至关重要的一个环节，因为只有按照与市场设计相匹配的结算规则完成结算，才能称为交易结束。

电力市场中的结算，从主要工作环节上区分，可以分为清算（结算计算）、收（付）款、结算调整、违约处理等几个主要环节；从结算范围区分，可以分为电力批发市场交易相关的结算和电力零售市场交易相关的结算；从时间维度来看，可以分为电力远期合约结算和电力现货市场结算；从结算内容区分，还可分为电能量交易结算、辅助服务结算、容量市场结算以及输电服务费结算等等。

结算是成熟电力市场规则的关键内容

目前世界大多数成熟电力市场的规则，都把结算作为重点进行阐述，包含了结算计算和结算流程两部分内容，且内容非常充实，体量很大，重视程度可见一斑。例如澳大利亚国家电力市场（NEM）规则体系中，结算章节的内容篇幅占市场运营规则的四分之一，纽约电力市场规则结算章节内容更是长达274页，英国电力市场平衡机制结算部分共计1043页，PJM现货市场规则中，40个子规则中其中3个专门针对结算内容，特别需要重视的是PJM结算计算规则从1997年印发至今已更新了86个版本，最新更新的版本从2022年6月1日起生效。由此我们可以看到，各国电力市场一直在不断更新迭代结算规则内容，以达到市场主体对结算服务更加准确和全面的要求。成熟电力市场的结算规则具有以下五个方面特点。

一是结算规则坚决做到“不以简为美”。由于结算规则直接体现了经济关系的落实，是资源优化配置的货币方式体现，事关众多市场主体切身利益，避免结算机构有自由裁量权，结算规则就不能“以简为美”，结算服务内容要“应细必细、应含必含”。以PJM为例，其市场规则包括结算计算和结算两个独立的子规则，对结算计算、结算流程都进行了非常详细的描述。在结算计算章节中，包含了电能量、调频、备用、阻塞费用等19项具体的结算内容，且每一项都有详细的说明，包括结算项目的定义、结算计算公式、以及特殊情况的处理方式等。具体内容如表1所示。

表1 PJM结算计算规则主要内容概要[4]

除上述电力市场直接相关的结算事项外，在PJM规则体系中，还将网络（输电）服务相关的费用结算计算内容专门作为单独一章进行表述。相关费用包括了输电费用（共用网络输电费、强制性点对点输电服务费、非强制性点对点输电服务费）；系统控制、调度计划费、无功和电压控制费；黑启动、不平衡电量等费用；PJM运营成本（包括人员薪酬、设施费、各委员会活动费用、通信设施费、财务费、折旧费等其他相关成本、结算公司服务费）；联邦能源管理委员会（FERC）、市场监管机构（MMU）、PJM消费者权益组织（CAPS）、北美电气可靠性组织（NERC）等相关监管或服务费用。

此外，成熟市场运营机构给予市场成员“详细再详细”的账单是提供结算服务的惯例。按照PJM结算规则，给市场主体的结算账单内容必须特别具体，内容包括了市场成员在账单周期内所应收（付）的所有市场有关的费用明细和输电费用明细，账单以净额结算的方式列出各市场成员应收（付）的总金额。账单由摘要页、账单明细构成。摘要页包括PJM结算公司名称、地址；PJM用户账户信息；账单开具日期和时间，以及账单周期；应付给PJM结算公司或PJM应支付的净金额；付款相关条款及汇款信息；PJM客户咨询相关联系信息。账单明细包括应由（向）各市场成员支付（收取）表1中的19项内容以及累计费用。

二是结算流程较规范、关键节点提前公布。结算流程清晰、各环节衔接流畅、结算时间透明是成熟电力市场结算“日历”制定的特点。鉴于结算服务属于运营机构提供的服务工作，对市场主体“友好”是重要的工作要求，至于是否会加大工作量并不是首要考虑的内容。例如，PJM结算公司会根据规则，在每个结算周期提前公布的结算日历，分别出具周账单和月度账单，账单通过PJM市场结算报告系统（PJM MSRS）以PDF的形式发送给用户。同时，还会发布月内滚动更新的结算报告，以便市场成员和输电服务用户及时验证电子账单上的相关信息。此外，PJM结算服务还会在市场结算报告系统中发布客户指南，其中会具体的描述账单中所涵盖的逐项费用及计算过程。图1和图2就是结算客户指南中的结算日历示例。

图1 周结算时间表[5]

图1所示，当月至今周账单的周期是从一周的周四至下一周的周三，周账单发布日期为下一周周二。比如，图中1号到3号的账单于9号发布，1号至10号的账单于16号发布，1号至17号的账单于13号发布，而月度账单则是在下一个月的第五个工作日发布。

图2 PJM2009年6月/7月账单日历样本[6]

图2是2009年6/7月PJM账单日历的示意图，可以看到周账单周期与月度账单周期是如何协调的，以及对于跨月的结算是如何安排的。总体来说，周账单的发布遵循图1的方式，在每个周账单发布后的3个自然日（除公众假期）为付款到期日，付款到期日后的下一个工作日为付款日期。图中截至6月3日的账单，是在6月9日发布，6月12日为付款到期日，6月15日完成付款；截至6月24日周账单的付款到期日应为7月3日，但是由于这天是公众假期，因此顺延至7月6日。如果有跨月的情况，则月初不满一周的部分仍将作为第一个周结算周期，6月第一个周结算覆盖日期为6月1日至3日；月末的部分将作为月度帐单的一部分在下一个月的第5个工作日发布，不再单独发布周账单，图中6月25日至6月30日的结算账单将不单独发布，而是与6月的月度账单一并于7月8日发布。上一个月的月度账单将与下一个月第一个周结算一同进行结算，图中7月10日为6月月度账单及截至7月1日的周账单的付款到期日，7月13日付款日。月度帐单中囊括了周账单中的所有科目明细，结算金额大约占总账单金额约 95% ，且月度账单中还将包括对上一个月的账单调整内容，相关结算调整金额将计入最近一次的周账单结算金额中。从PJM结算实践来看，结算环节不管是规则编写、还是流程安排，都应尽可能做到公开、透明，且尽可能要细致，才能让市场主体能够有据可查，减少不必要的争议。

三是结算原则不因市场详细设计的不同而发生改变。世界上没有相同的两片叶子，虽然电力市场设计的基本理论相同，但是市场详细设计需要结合当地实际。由于每个市场都有着不同的建设基础，于是造就了不同的市场模式和市场运营规则，虽然结算规则随不同的市场模式和市场运营规则会有所不同，但是各个市场结算的原则却基本一致。

也就是说，无论是双边集中式市场的美国PJM市场和单边强制电力库式（单边集中式）市场的澳大利亚国家市场，还是与典型分散式市场的北欧市场，结算原则是基本相同的。例如，美国PJM市场中，市场采用了节点边际电价，并按照相应交易时段进行结算，因此结算规则就必须要将市场中针对每个市场主体的每一类交易都在结算上实现收支平衡；而澳大利亚国家电力市场由于考虑到简单起步、增加发电侧竞争等因素，采用了以行政区域划分的区域电价（选择节点电价中负荷中心节点价格作为区域电价），可以认为是忽略了区域内的电网阻塞，正因为如此，澳大利亚结算规则在结算计算中涉及到了很多电量调整的内容，目的就是要将所有的费用与收入保持平衡。此外，以分散决策为指导思想的北欧电力市场在逐渐融合的过程中，由丹麦、芬兰、挪威和瑞典四国的输电系统运营商（TSO）成立了专门为上述四国的市场成员提供不平衡结算服务的结算机构eSett，其结算原则就是保障电力供应的费用和电力消费的收入之间必须始终保持平衡。由此可见，不管什么样的市场模式，都有的同样的结算原则，即实现收支平衡。

四是界定清晰的结算职责并进行严格的监管。总体来看，在结算计算环节，电力市场中不同市场组织、不同的交易类型和品种，负责其结算的交易机构也会不同。对于集中式电力市场，电力现货市场的结算基本是由负责现货市场运营机构负责的，例如PJM就是由其下属结算公司负责，澳大利亚国家市场就是由市场运营机构AEMO负责。在这些市场中，市场主体除参与电力现货市场外，还会为对冲现货市场价格波动风险而签订中长期差价合同，或在交易所交易标准金融合同，这些交易并不属于市场运营机构的工作范围，因此一般不由市场运营机构所属的结算机构负责结算。

与PJM等集中式的电力市场不同，在英国等欧洲国家市场中，只有实时平衡机制是由调度机构负责运行的，因此其所属的结算公司也只负责与运行紧密相关的实时平衡机制、差价合约以及容量市场（由电网公司运行）的结算。比如英国就是由其国家电网公司下属结算公司Elexon负责，场外的短期交易则可选择交易所有EPEX Spot UK和交易所N2EX的结算公司进行结算，两家电力交易所开展类似的电力商品交易，互为竞争关系。

同时，结算机构的资金收付将受到严格的监管。成熟电力市场资金收付基本上有两种典型方式，一种是由结算机构的财务部门来完成，但是必须设立专门的清算账户，且受到银行法和电子汇款法监管，比如北美地区市场大多采用该方式。另一种是直接委托证券交易所下属的专业清算公司进行，这些公司是具有银行牌照的机构，相关资金往来都需要在相应监管条例下进行，且遵守统一的保证金制度，比如澳大利亚负责资金收付的机构就是Austraclear，它是负责运营澳大利亚批发市场结算和中央证券存管系统的专业清算机构，是澳大利亚证券交易公司的全资子公司，受澳大利亚金融监管机构监管；英国的交易所EPEX Spot UK将结算业务指定到了欧洲商品清算中心（ECC），ECC作为中央对手方根据欧盟618/2012监管条例，同时受德国联邦金融监管局（GFFSA）、德国中央银行（GCB）和欧洲证券和市场安监管理局（ESMA）监管；N2EX的结算业务则是由其母公司北欧电力交易所（NPS）的Clearing and Settlement System（CASS）完成，其结算服务受到国家监管机构（NRA）监管。

五是通过逐步缩短结算周期来降低市场风险。由于电力现货价格波动较为剧烈，市场交易主体特别是轻资产的小型售电公司，在燃料价格波动等场景下，现金流断裂的风险较大，结算周期逾长结算资金风险越大，因此成熟市场均将缩短结算周期作为降低市场结算风险的首要手段。例如，美国联邦能源管理委员会（FERC）于2010年1月21日，出台了《关于推进电力批发市场信用改革的通知》，旨在落实《联邦电力法案》206条款中关于推动电力市场信用风险管理方面的改革，其中提出了实行不超过7天的结算周期以及不超过7天的结算计算周期。

FERC之所以提出缩短结算周期，是出于三个方面的考虑：一是从世界范围内电力市场和其他商品市场的惯例来看，很多其他商品市场也是采用了风险管理措施，旨在最大限度的降低市场参与者的社会化违约的风险；二是电力行业已经普遍形成共识，即缩短结算周期与降低由于违约造成的成本存在一定的相关性，正如FERC在第109号政策声明中指出的：“信用风险暴露的大小在很大程度上是电力交易各部分，即提供服务、为服务计费和支付费用之间完成时间的函数”；三是缩短结算周期可以有效降低金融风险。根据PJM的一项研究，发现从月度改为周出具账单，有效降低了21亿美元（68%）的信用风险，由市场主体提供的信用担保也可减少7亿美元（73%）。

对于批发市场中的售电公司来说，FERC的要求可能会造成现金流管理的问题，因为售电公司需要在批发市场中以7日为基础进行支付，但是在零售市场中却只能以月度为基础从零售用户那里获得收入。除此之外，ISO和RTO还需要对软件进行更新，以便能够适应缩短结算周期的工作需要。上述种种问题确实在当时引发了不少的争议。纽约、新英格兰、中西部市场ISO都提出了不同意见，其中纽约提出缩短结算周期是市场中“买方”向“卖方”转移财富的行为。对此，FERC都予以了回应，认为缩短账单周期，本质上减少了未偿还债务，由此降低了可能导致干扰市场正常运行的违约发生的可能性。同时，通过降低抵押金额（保函）也在一定程度上减轻了市场主体的压力。缩短结算周期是从市场整体效益出发考虑的，所有市场主体均能够从降低违约风险成本的结果中获益，因此FERC最终还是决定，要求出具账单时间不多于7个自然日，以及账单出具后不多于7个工作日完成结算，并要求各ISO在限期内按照规定完成对结算规则的修订。

国际经验对我国电力市场结算服务的启示

虽然电力市场建设不能照搬国际经验，但国际市场结算服务好的做法和成熟经验，却是完全符合我国社会主义市场经济要求的，以服务市场主体为核心，提供“专业高效、安全快捷”的结算服务，这才是其要义所在。他山之石可以攻玉，三方面启示总结如下：

启示1：结算规则宜繁不宜简。

结算是市场运行最后一个环节，是经济关系的收口环节，涉及到市场主体实实在在的经济利益和真金白银的资金收支，所以结算规则内容需要全面而细致。结算计算部分至少要包含下列主要内容：一是明确结算范围以及所依据的其他相关市场规则。不同市场组织模式，结算的范围会有所不同。二是确定对结算计算所用的数据的要求，这是做好结算计算的基础。比如在PJM结算规则的第一个部分，就明确了用于结算数据的要求，包括发电侧计量数据的要求、不同计量颗粒度的数据处理方式、负荷侧数据提交要求及拟合原则等。三是要按照市场设计逻辑给出结算范围内各项交易的结算计算公式，以及结算调整的依据和方式。四是特殊情况下的结算处理原则，比如应急情况下、市场干预情况下如何结算和进行补偿等。同时，规则中对于结算流程的描述，应做到公开、透明、及时、准确，规则中需要详细规定结算周期、账单出具日期、账单内容要求、付款期限、收付款调整等内容；提前公布结算日历，并严格按照结算日历完成结算流程；充分利用交易机构网站，做好面向市场主体的宣传和引导。

启示2：结算以反映市场真实的设计逻辑为基本要求。

在我国目前已开展电力现货市场建设的地区，基本都选择了类似PJM或者是NEM全电量集中优化的市场模式。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），全体工商业用户通过直接参与或者电网代理的方式都进入了市场，但在发用两侧，仍然有未参与市场的主体。发电侧比如水电、核电、燃机等，用电侧还有居民和农业用户。这些主体由于种种原因，在短期内可能无法一步到位参与市场，那么就需要通过合理的市场设计（未参与现货市场的主体应统一作为价格接收者），协调好现货市场中需要全电量集中优化与部分市场主体仍无法直接参与市场的问题。按照结算以反映市场真实设计逻辑为基本要求，应一方面将所有电量在现货市场中交易出清的真实价格先计算出来。另一方面，在过渡阶段结算可作为保障社会层面相对公平的调整手段，通过结算环节进行调整，以保障这部分主体电价水平不随市场价格波动而变化。这样一是有利于市场给出正确的价格信号，也就是在参与市场的环节，所有主体一视同仁，并没有任何特殊的照顾。二是能够将需要保障的市场主体的经济性成本明确的反映出来，有利于继续推进市场建设，特别是给规划部门足够的信号，充分考虑电源的投资成本与平衡成本，做好经济性评估。

启示3：明确结算机构职责，加强资金监管。

现阶段，虽然各省都建立了省级交易中心，还有北京、广州两个区域电力交易中心，也承担了组织电力中长期交易的职能，但从结算职能来看，仍未改变电网企业原“统购统销”模式下的结算职能的划分：各交易机构并没有承担全部的结算机构职责，而是只负责进行部分结算计算、向发电企业出具结算账单；电网企业营销部门负责收款，并向用户出具结算账单；资金收付的职责仍是由电网企业财务部门承担，未建立专用账户，目前也没有明确适用的监管办法。实际上，在资金收付环节，可以由交易机构的财务部门来完成，但是应设立第三方资金监管账户，类似于我们在进行房产交易时的第三方资金监管账户，或者直接委托给证券交易所相关下属的结算机构。因此现阶段，建议一是先厘清交易机构的结算职责。二是规范资金收付环节的管理，设立第三方资金监管账户，并按照《中华人民共和国中国人民银行法》和《中华人民共和国商业银行法》等法律法规框架下《人民币银行结算账户管理办法》及相关监管条例进行监管。

未来随着电力市场的发展、交易品种的丰富，可尝试不同的交易品种由不同的结算机构负责结算。比如在电力期货交易最为活跃的北美市场中，就有纽约商业交易所（NYMEX）、纳斯达克期货交易所（NFX）、Nodal交易所和ICE美国期货交易所（ICE Futures U.S.）等，这些交易通常是由相应的金融结算机构负责结算。

启示4：合理的结算规则设计有助于降低电力市场交易风险。

电力商品不同于一般商品，它有持续安全可靠供应的要求，因此，从某种程度上说，市场参与者具有一定“兜底”（provider of last resort）义务，也就是说即便在不利的金融环境下，也仍然要维持电力交易。特别是我国目前发电集团以国有企业为主，安全保供是第一责任，即便是在燃料价格上涨、发电收入无法覆盖全成本的情况下，仍要维持发电，造成发电企业经营压力增大，而用户侧除了部分具有响应能力，基本都是刚性需求。因此，无论是对于发电侧还是用户侧（售电公司），通过缩短结算周期，都可以有效减少市场主体用于支付保证金或信用保证的资金压力。北美地区主要电力市场目前普遍开展了周结算，也是出于降低风险的考虑，当然，从规则体系的完整性考虑，在逐步缩短结算周期的同时，应首先建立完善的信用保证制度。

市场建设一定是个逐步完善的过程，结算服务的进步和结算服务水平的提高也需要时间。PJM市场结算规则最初的数次修改，都是关于结算计算内容或者计算公式等一些非常基础的内容，可见所有完善的市场规则体系都有一个不断迭代的过程。提高结算服务水平的工作“急不得”，但是也“等不得”。我国电力现货市场建设从2017年首批8个试点开始，到如今延伸至27个省区，“现货市场”的概念深入人心，市场主体的要求也随之提高，不仅要有“市场”，还要有“规范的市场”，“结算虽繁必不敢省人工，服务虽累必不敢变初心”是时代对结算机构提出的要求。相信我们结算机制的设计者们只要能够秉持信念、坚持原则、持续改进，一定会为我国电力市场的规范建设运行增添新的动力！

[1] 《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办体改[2021]339号)。

[2] 《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改）[2022]129号）。

[3] 戴文华，《中央对手方》，中国金融出版社。

[4] 根据PJM结算规则整理

[5] 来源：PJM官网

[6] 来源：PJM官网