摘要：
现阶段，我国电力现货市场结算规则设计的焦点问题 之一是非市场化用户电量波动引起的不平衡费用如何处理。 该费用一般也称为双轨制偏差费用，是现货市场下不平衡费 用的主要来源之一。其计算原则既要客观反映波动带来的影 响，又要考虑历史国情，同时还要引导市场发展。为在现有 条件下找出一种清晰合理的计算方法，梳理总结了适应我国 目前发展现状的 3 种非市场化电量波动费用结算方法，并分 别对修正合约式、购售费差式、波动价差式方法的优缺点进 行了分析，可为电力现货市场结算规则的制定提供参考。
（来源：电网技术 作者：龙苏岩 ，杨争林 ，安邦 ，李道强）
0 引言
我国目前有南方(以广东起步)、蒙西、浙江等 8 个地区作为第一批电力现货市场建设试点[1-2]，试点 单位先后进行了现货市场结算试运行。结算试运行 中，非市场化用户波动引起的不平衡费用，一般也 称计划市场的双轨制偏差费用一直是结算机制中 的焦点问题。
现货市场中，电量按是否参与市场可分为市场 化用电量、非市场化用电量，市场化用户通过现货 市场进行购电，而非市场化用户由电网公司代理进 行购电，对于非市场化电量，电网公司会基于负荷 预测，与发电企业签订基数合约，用于对非市场化 用户的保障性供电。但实际用电中，非市场化用电 量会比签订的合约电量高或低，其偏差的这部分电 量称为波动电量，波动电量的多少对市场化电量空 间也会产生挤压性影响。电网公司作为全社会非市 场化用户的售电代理商，一方面代理非市场化用户 参与市场购电，另一方面还需要在市场下保持中 立，因此必须解决好波动电量带来的盈亏问题。由 于现货市场普遍是采用电力库模式，发电、用电资 源集中出清，物理上无法确定非市场化电量部分对 应的发电资源，这是该费用不易计算的难点所在， 也是现货市场结算处理的关键问题之一。
国外电力市场并没有中国的年度基数合约或 者也称政府授权合约，但售电公司包括竞争型、公 共事业型的售电公司会与发电企业签订双边购售第 44 卷 第 2 期 电 网 技 术 581 协议，以规避现货市场价格波动的影响。签订的双 边协议电量与实际用电量还会有偏差，售电公司同 样存在这部分偏差电量产生的购电成本波动带来 的盈亏问题。对于居民用电等非市场化电量在市场 上购电成本的波动，国外不同电力市场对波动影响 处理办法也各不相同。例如，对于美国仅放开电力 批发市场地区，发电侧由市场形成批发电价，非市 场化用电由区域内的公用事业公司提供，销售电价 是由市场上形成的批发购电价格加上输电价、配电 价和政府性基金组成。随着发电侧市场上购电价格 的变化，销售电价会定期进行调整，通过用户账单 中单独设置波动性费用收费项来传导解决市场购 电成本波动的问题；对于美国 PJM、英国等批发、 零售市场全面放开的地区，电力用户自主选择售电 商，售电商的购电成本由电力市场批发电价、输电 价格、配电价格和政府性基金组成，加上一定利润 后销售给终端电力用户，其波动性成本或收益由售 电公司承担，长期来看售电公司会据此调整售电套 餐价格，最终会传导到终端销售电价上。
我国现货市场刚刚建立，同时政府计划体质下 主导的发电基数合约还会长期存在，一方面需要市 场来实现资源优化配置，另一方面需要国有企业肩 负社会责任，这是我国现货市场发展中的特有问 题，目前对于该问题的研究还非常缺乏。文献[3-7] 的研究成果侧重在电能市场交易结算机制，对现货 市场下产生的非市场化用电波动费用尚未涉及。文 献[8-12]重点研究电力上的供需平衡机制，而对于 该问题没有涉及。文献[13]针对现货市场下的各类 不平衡费用进行分析，其中提到了非市场化波动费 用的计算，文中阐述了基本原理，未作针对性的深 入分析，难以为市场规则制定提供准确的参考和指 导。对此，本文通过深入理解我国计划体制与市场 体制下结算机制设计的背景，充分结合我国现货市 场发展现状，梳理总结了解决该关键问题的有效方 法，可为现货市场结算规则制定提供借鉴。
1 修正合约式结算
实际用电量与合约电量[14]无法保持一致，但可 以采用基于实际的用电来重新确定合约，该方法也 称之为“以用定发”，是广东等现货试点省份已经 采用的方法。方法中事前的基数合约仅为合约计 划，会依据实际的用电量对基数合约计划进行上浮 或下浮。出于公平，一般让各发电机组的合约计划 占全部计划的比例保持不变，因此对某台机组所占 的合约份额不产生影响。其计算公式如下：
该方法依据实际的非市场化用户用电量来事 后修正发电侧的基数合约，可以实现基数合约电量 与非市场化用户电量的严格一致。该方法将发电侧 的电量严格切分为两部分，基数合约部分对应非市 场化用电量，基数外的现货增量部分对应市场化用 户用电量。
2 购售费差式结算
该方法是利用非市场化用电量的购电费与售 电费的偏差来计算非市场化用户的波动性费用。对 于非市场化电量，其购电费用来自于部分统调电厂 及非统调电厂的电量电费，售电费用为非市场化用 户的销售电费，由于电网公司采用输配模式[15]，以 输配电价作为成本利润的收支渠道，因此在售电费 用中去除输配电价、政府资金及附加后，再扣除需582 龙苏岩等：现货市场下非市场化电量波动费用结算方法研究 Vol. 44 No. 2 要间接承担的发电侧的环保补贴与容量电费，得到 基于电能裸价的电度电费，在网损折算后理论上应 该与购电费用持平。那么对于这部分无法持平的偏 差部分即可视为非市场化用户带来的波动费用。公式 如下：
3 波动价差式结算
前已叙及，电网公司依据负荷预测，代理非市 场化用电量与发电企业签订基数合约，实际用电量 与签订的基数合约电量之间会产生偏差，由此带来 波动性偏差电量，对于实际用电量超出基数合约的 偏差电量，电网公司需在现货市场上购买，对于实 际用电量低于基数合约的偏差电量，相当于电网公 司在现货市场上以现货价格卖出，由于现货价格可 能比合约价格高或低，由此带来现货价格与基数合 约价格之间的波动性偏差电价，波动性的偏差电量 与偏差电价形成了波动性偏差费用。该费用是在合约已经签订的情况下，事后由于非市场化用户用电 量的波动，引起非市场化电量在现货市场上购电成 本的变化，即购电成本波动性费用，在不考虑网损 的情况下，其原理性公式如下：
4 对比分析
对修正合约式、购售费差式及波动费差式 3 种 处理方法的优缺点进行分析。
修正合约式方法通过“以用定发”方式来事后 修正合约，优点是实现了基数合约与非市场化用电 量的严格一致，但有两个缺点：一是事后修改合约 的方式，相当于先合约，后毁约，从合约严谨性的 角度上来说不够。另一方面，发电企业是基于落袋 为安的合约收益为边界来制定现货市场上的报价 策略，而事后对合约又进行调整，会使得发电企业 无法事前评估收益与风险，难以引导发电企业制定 清晰合理的报价策略；二是没有反映日前市场上的 波动费用，因为在日前市场，采用全系统总的负荷 预测进行日前市场出清，当市场化用户在日前市场 上的申报量超出实际市场化用户的用电量时，会挤 占非市场化用户的用电量，相当于间接影响非市场 化用电量在日前市场上的占比，日前与实时市场上 的电量占比不同，其波动的电量也会随日前、实时 市场上价格的波动而产生费差。当市场化用户申报 量低于实际用电量时情况也类似，没有反映出日前 市场的波动影响是该方法的一个局限。
购售费差式方法通过非市场化电量的总购电 成本、总售电收益之间的差值来计算，优点是可以 忽略合约、日前、实时等不同的市场环节，通过计 算总费差来反映非市场化用户波动费用，同时可以 实现电网公司的购售费差为零，以输配模式代理非 市场化用户购售电。但该方法也有两个缺点：一是 购售费差里包含了目前发电侧上网电价购电成本 与用电侧目录销售电价两个价格水平之间的偏差， 这是在未开展现货市场之前就已经存在的问题，把 它转移到波动费用中进行处理，会混淆两个费用的 关系，放大非市场化电量波动的影响；二是在节点 电价模式下，在计算用电侧与发电侧的费差里还包 含了非市场化电量对应的阻塞盈余，虽然这部分阻 塞盈余也可以随波动费用一起分摊，但混在一起是 不妥当的。
波动价差式方法通过非市场化电量的波动部 分在现货市场上的购电成本与非现货市场下的合 约购电成本之间的价差来计算，采用该价差模式一 方面可以避免把购售费差式中的购售电价格水平584 龙苏岩等：现货市场下非市场化电量波动费用结算方法研究 Vol. 44 No. 2 问题掺杂进来，另一方面可以采用日前市场价差波 动、实时市场价差波动的两阶段计算，来避免合约 修正模式中存在的无法反应日前市场波动性问题。 该方法明确体现了由于日前、实时两次现货市场交 易所带来的成本波动。
综上所述，修正合约式方法优点是处理简单， 缺点是存在忽略日前市场波动等方面的局限，该方 法适用于现货市场初期；购售费差式方法优点是在 电网公司输配模式下，实现发、用两端的价格传导， 缺点是在市场化放开比例还不高，价格机制未完全 理顺的情况下，会导致波动性费用承载的因素过 多，与现货市场引起的波动可能不一致，该方法适 用于现货市场成熟期，本文建议目前阶段采用波动 价差式方法对非市场化波动费用进行计算。
5 结论
本文对现货市场下非市场化用户电量波动费 用的产生进行分析，梳理总结修正合约式、购售费 差式、波动价差式 3 种处理方法，并对比分析了不 同方法的优缺点。非市场化用户用电量波动问题不 仅是在现货市场建设过渡期，在现货市场成熟期也 依然存在，电网企业肩负代理非市场化用户的社会 责任，因此这不是计划、市场双轨制期间的特有问 题。对于该波动费用的分摊，目前可按照合约电量 的占比由发电企业来分摊，远期来看，需要建立长 期可持续的传导机制，市场化电量通过现货市场传 导至市场化用户，非市场化电量的波动费用可在输 配电价之外增加可定期滚动的波动性成本费用，该 费用可正可负，先由电网公司承担，再定期传导至 终端用户，实现电力市场在结算资金上的发用平衡。
