~~· 前言 ··~~
锱铢必较是一种态度 点滴积累是一种方法
没有现货不成市场 失去市场难见未来
建设电力现货市场是一项综合电力、经济与信息技术的系统性工程，实际从业者只能像小马过河那样，既不能被松鼠所说的“深得很”吓到了，停滞不前；也不能轻信牛伯伯说的“刚没小腿”，也许一不小心遭受灭顶之灾。做一只小步快走的小马才是合适的选择，下了河就不能停下来，一停就容易被河水冲的站不稳；也不能跑得太快，太快就容易掉坑里呛水或上不了岸；小步、快走，试错、迭代，这是最合适的办法。广东电力现货市场充分发挥了小马过河的精神，在前期结算试运行中小步快走，发现并调整了设计中存在的问题与不足，逐步调优，取得了不错的效果。
（来源：微信公众号“天秤宫”ID：SaintDokho 作者：童虎）
规则调整与修改中最大的问题始终是钱分配与利益的调整，发电、售电、用户、电网公司等多个主体的利益都需要兼顾，哪怕规则中只有一个参数不合理，但结算时落在任何单一的市场成员，尤其是小规模的电厂、售电公司与用户身上，都是一座山，事关生死存亡，所以不可不察。而长期的不合理则会直接影响资源的优化配置、电力系统长期发展乃至市场化改革的最终成败。
~~· 修改重点一：价差合同的曲线分解 ··~~
-2019年5月份两天试结算（15、16日，简称为5月试结算）
分解规则：现有中长期合同电量及基数电量按日期和标准曲线统一分解至小时。
童虎评议：
1）实际试运行时发现，部分市场成员的中长期合同分解结果与实际负荷存在较大偏差，造成了较多的收益影响。
2）由于分解的责任完全由决定分解办法的市场运营机构承担，压力颇大。
3）部分市场成员有意愿基于自主协商对中长期合同进行曲线分解。
-2019年6月份四天试结算（20-23日，简称为6月试结算）
规则修改：根据对5月试结算的总结分析，对曲线分解办法进行了修订，改为“现有中长期合同的电量及基数电量按日期和标准曲线统一分解至小时，同时允许市场主体可对分解的曲线进行自主协商调整”。
童虎评议：
实际试运行时发现，发电、售电市场成员由于所处地位不同、信息掌握程度各异、议价调整能力也有差异，很难在较短时间内通过自主协商达成一致，所以问题还是回到了原点。
-2019年9月份中长期+现货按周试结算（17-26日，简称为9月试结算）
规则修改：调整有两点，1）改标准曲线为统调负荷曲线，“按照上月平均日统调负荷曲线将周试结算7天部分的价差合同月度电量分解至小时”。2）提供了一种机制供市场成员进行选择，即“不允许市场主体对分解曲线进行自主协商调整，但可通过现货环境下中长期交易实现对统一分解电量进行调整”。
童虎评议：
1）统调负荷曲线虽然比标准负荷曲线前进了一步，但它还是抹杀了不同售电公司代理用户的实际差异，所以这种一刀切的作法还是对部分市场成员的利益有很大影响。
2）以周交易为代表的现货中长期交易的引入是一个非常大的跨越，标志着电力市场架构的进一步完善。它提供了一种手段与流动性，让市场成员可以基于市场价格信号，通过权责对等的市场手段管理客观存在的负荷预测偏差，减少因为价差合同偏差带来的现货价格风险或偏差考核损失，从而减少市场价格波动水平，并降低电力系统运行的安全压力。当然在现货市场双结算体系下，周交易本身也可以构成一种套利手段，即在周市场低买或高卖，而在现货市场高卖或低卖。
3）需要注意的是，现货中长期交易是对曲线分解的补充，不是一种替代，价差中长期交易合同签订及其分解工作做得越好，现货中长期交易的必要性越低。所以引入周交易完全没有降低对价差合同分解合理性的要求，甚至如果分解得不好，那么开展周交易将会进一步加剧现货市场体系中的博弈程度。
4）由于市场成员是第一次实操周交易，存在一定程度的不熟悉，并且它本身也不会减少曲线分解不合理带来的利益影响（责任在交易运营机构），只是提供了一种手段去减少这种影响（责任在市场主体），存在一定程度的责任不明。因此9月份试结算引起了一些人的质疑，最终有人投了反对票。
-2019年10月份中长期+现货按周试结算（18-27日，简称为10月试结算）
规则修改：进一步总结前期的经验，又从两个方面进行了规则完善，1）根据售电公司所代理用户历史用电特性曲线（分工作日、周六、周日三类），对原有价差中长期合同电量进行曲线分解——其中，2019年10月前进入市场的售电公司，其代理用户历史用电特性曲线根据9月份所代理用户的用电情况统计；2019年10月新进入市场的售电公司，其代理用户历史用电特性曲线根据10月所代理用户的10月8日用电情况统计。
2）同时市场主体协商一致后，可对分解曲线作进一步调整，同时可通过现货环境下中长期交易实现对统一分解电量的调整。
童虎评议：
1）分解办法尽可能贴近真实负荷，尽可能减少偏差。
2）分解曲线考虑不同售电公司代理用户负荷具体情况，进行了差异化处理。
3）给了市场成员双边自主协商的处理机制，给了通过市场化方法调整价差合同签订不合理的窗口。
4）然而由于价差合同签订时并没有考虑到现货市场的影响，或者说签订与分解成为两个脱离的操作，并且一个是没有现货的背景，一个是基于现货将开展的背景，因此始终还是存在一些矛盾。
-2020年按月试结算（简称月度试结算）
规则修改：2020年全月试运行和2019年按周试运行在曲线分解上的区别：全月试运行年度合同带曲线，市场主体可按合同提交的曲线分解；按周结算试运行年度合同曲线按售电公司历史曲线分解。
童虎评议：
1）负荷预测与实际的偏差到处存在，这也决定了中长期交易与实际负荷之间的偏差无法消除，在过渡期，广东现货市场通过优化分解规则、创新交易品种提高市场流动性等办法，在一定程度是控制了损益风险。基本上确定了解决偏差的方法、手段。
2）但价差合同交易与现货市场之间缺乏关联，也就是价差合同没有考虑到现货、周、月度等交易的影响，以及事后性的价差合同分解（尤其是临近现货市场运行时才分解的作法），这始终还是存在较大的争议隐患。
3）在常态化现货市场体系中，长期合同签订与分解应当是同时发生的，2020月度试结算规定现货交易之前进行曲线分解是朝着这一方向的一大进步，但是现有合同，后进行分解还是稍有缺憾，可能存在达不成一致的情况。
4）因此月度试结算也许可以考虑采用三步安排，第一步组织机构发布分解要求与指导办法，第二步由市场主体基于指导分解办法自主协商，第三步针对协商不成的合同由组织机构根据预先规定的方法进行强制分解。
~~· 修改重点二：统一结算价格计算办法 ··~~
由于广东市场采用基于节点电价的日前、实时双结算电力现货市场架构，各母线节点上的价格并不相同，并且在阻塞严重的事时价格差异可能还会很大。起步阶段，为了简化操作难度，同时也是确保顺利过渡，实际上发电侧采取上网节点价格进行现货交易结算，而用户侧采用统一结算价，即同一出清时段，全省负荷结算价格相同。
-5、6月试结算
计算方法：日前、实时市场用户侧的全省统一结算价，为相应时段全市场各节点的基于负荷的加权平均综合价格。
童虎评议：
关于阻塞成本分摊：
1）采用全省统一结算价的隐含假设是市场电量基于各节点负荷在相关节点上进行分布。
2）市场电量根据这一假设承担一部分全网的阻塞成本。
3）虽然计划电量没有参与现货市场结算，但在全电量参与现货出清计算的情况下，实际上假设了计划电量也是基于各节点负荷在相关节点上进行分布的，并承担剩余部分的全网阻塞成本。
关于阻塞剩余影响：
1）如果计划电量与市场电量均按照以上分担的阻塞成本进行支付，那么按照节点价格特性，那么全网最后的阻塞剩余（即负荷支出减去发电收入的剩余量）原则上不会小于零。
2）但现货市场结算试运行时的基数、西电东送等计划电量并没有参与现货市场结算，因此全省统一结算价仅仅用来结算市场电量。
3）由于只施行部分电量结算，此时的阻塞剩余为正为负完全无法预测，实践也确实如此。
4）由于计划电量与市场电量之间肯定不是在定价节点上同比例分布的，因此阻塞成本分担上存在交叉补贴。
-9、10月份试结算
方法修改：根据发电侧市场总电费和全电量结算阻塞盈余，计算用户侧统一结算价并事后发布,即：用户侧统一结算价=（发电侧市场总电费+总阻塞盈余×市场电量占比）/发电侧市场总上网电量。
童虎评议：
关于阻塞成本分摊：
1）由于计划电、与市场电量在母线节点上的分布比例不清楚，并且可能随时变化，所以很难弄清楚各自应承担的真实阻塞成本是多少。
2）因此修改后的全省统一结算价的隐含假设市场电量、计划电量按照电量比例分担相应的全电量阻塞成本。
阻塞剩余的影响总结：
1）按照节点价格特性，全电量阻塞剩余原则上不会小于零，所以采用修订后的统一结算价格时，即使只施行针对市场部分电量实施阻塞结算，此时的阻塞剩余也不会小于零。
2）但由于很难弄清楚市场、计划电量各自应承担的真实阻塞成本是多少，所以两者之间在阻塞成本分担上依然存在交叉补贴。
-2020年按月试结算（简称月度试结算）
方法修改：没有进一步修订，基本沿用10月试结算方法。
童虎评议：一定要避免量价不匹配的结算设计
1）节点电价下的结算应遵循节点价格、节点电量的匹配性原则，量、价在量价节点上的分布偏离会严重影响节点电价的设计初衷，出现不可预测的结果。
2）市场电量可能是加重阻塞，也可能是减轻阻塞；反之计划电量也一样，具体要看当时的电网、发电与负荷情况。
3）在无法完全搞清楚出清时的计划、市场电量分布时，假设平均承担阻塞成本是一种可以接受的处理办法。
~~· 修改重点三：阻塞费用结算办法 ··~~
广东电力现货市场采用了基于节点的边际定价方法，并且是综合了市场与计划的全电量出清，因此所有电量都会影响节点电价，也应当参与现货市场的结算，否则很容易出现不可预测的不平衡资金，对市场成员的利益与市场的平稳运行带来不利影响。
一、计划电量的阻塞结算 ·
-历次试结算
结算规则：历次试结算中基数电量与西电东送电量均不参与阻塞费用结算。
童虎评议：
1）根据统一结算价格计算思路，以及市场电量阻塞结算办法，如果计划电量参与阻塞费用结算的话，最终的阻塞剩余也会返回给计划电量。
2）计划电量参与或不参与阻塞结算的影响是一样的，所以为了简化工作量，不参与结算是合适的。
二、价差合同的阻塞结算 ··~~
-2019年试结算规则：
结算规则：各机组的价差中长期合同阻塞费用不予结算，对应的价差合同阻塞总费用由B类机组按上网电量比例分摊或分享。
童虎评议：
1）价差中长期合同需要承担阻塞义务，支付阻塞费用。
2）集中竞价形成的差价合同，如果明确了交付点在统一结算点，那么由需要由发电方承担阻塞费用，但这种竞价机制与节点定价并不协调，具体影响还需要进一步分析。
3）双边协商的价差合同阻塞费用的承担方要看是合同本身的交付点是怎么约定的，如果没有约定，则具体办法可能还有待进一步研究与论证。
4）阻塞剩余的返还原则保持不变，这没什么问题。
-2020年试结算：
结算规则：与2019年试结算保持不变，但明确了价差合同的交付点在统一结算点。
童虎评议：
1）只要价差合同不单独结算阻塞费用，那么合同签约方必然就不会在合同签订时主动考虑阻塞的影响，由发电侧分担价差合同累计阻塞费用，只能是一种财务平衡，对阻塞的发生不会有影响，更不会缓解。
2）只要签约方不考虑阻塞的影响，那么最终的签约大概率是加重阻塞。
3）明确价差合同的交付点是一种完善，但具体试运行时的实操程度还有待进一步观察，关键在于统一结算点价格信号是否清晰。
三、绝对价格合同的阻塞结算
-2019年试结算
结算规则：各机组的绝对价格中长期合同阻塞费用不予结算，与计划电量处理办法相同。
童虎评议：
1）与价差中长期合同阻塞费用不予结算相似，绝对价格中长期阻塞费用不予接受也会导致市场出现负的不平衡资金；或者导致阻塞剩余减少，影响售电公司的收益。
~~· 修改重点四：顺价模式转换与平衡结算 ··~~
在没有单独输配电价情况下，采用价差模式可以实现电力市场交易的简单起步，应当说在初期起到了非常好的推动作用。但随着输配电价体系的完善，同时也是为了与现货市场交易体系相匹配，价差模式的合同与交易有必要逐步向绝对价格模式转换。
原因是价差模式对应的用户侧价格体系是目录电价，用户对应的是单一电价或峰谷平分时电价，这一电价模式与小时节点电价之间不匹配，既有时段分布上的不一致，也有小时定价与月度、乃至年度定价之间的巨大鸿沟，因此有必要通过引入绝对价格交易，形成与现货交易的协调一致性。
如果继续坚持价差模式，现货价格信号作用将大大削弱，因为现货价格高时段的用电将得不到足够的价格引导，只要目录电价+价差所形成的电价明显低于现货价格，那么该类用户将增大而不是减少用电，从而扭曲资源的分配效率。
-5、6月试结算
结算规则：未应用输配电价机制，仍采用电网统购统销的价差模式。
童虎评议：
1）价差模式无需采用平衡结算机制，可以实现简单起步。
2）随着新能源、燃气发电等高价机组的占比加大，电网公司应用输配电价的收益未必低于价差结算模式。
-9月试结算：
结算规则（征求意见稿）：对售电公司，为规避用户目录电价政策调整导致的售电公司盈亏风险，对用户目录电价与输配电价之差进行加权处理。对每一份零售合同，具体按以下公式计算 7 天区间售电公司在零售市场的销售价格：
售电公司销售价格=Σ[全市场各零售用户用电量×（加权平均目录电价-输配电价）]/全市场零售用户总电量-零售用户度电收益。
交易中心出具的结算依据不直接调整售电公司销售价格，以售电公司原有收益外加月度平衡电费的方式规避目录政策调整引起的上述盈亏风险。
结算规则（最终稿）：应用输配电价机制，但不采用全市场售电公司加权结算机制。
转换后批发合同绝对价格=参考基准价 0.463 元/千瓦时-合同价差绝对值
转换后零售合同电能价格=加权平均目录电价-输配电价-零售用户度电收益
童虎评议：
1）9月规则中明确了应用输配电价进行价差中长期合同转换，确定了批发侧与零售侧的差价合同价格转换公式，开始将能量价格与输配电价解耦。
2）由于用户的目录电价发生了连续下调，为了保障下调用户的收益不受大台影响，征求意见稿提出采用全市场售电公司加权平均结算机组，但这又会引发新的不平衡，即形成了拿到高价优质用户的售电公司对拿到其他用户售电公司的补贴。
3）这种补贴在最终稿里消失了，规避了售电公司之间进一步的交叉补贴。然而9月试结算（最终稿）这种办法可能导致本来挣钱的售电公司开始亏钱，尤其是那些拿到平均目录电价较低用户的售电公司。
-10月试结算
结算规则：试结算应用输配电价机制，按照市场模式切换前后，售电公司价差中长期合同电量收益不变的原则，对转换成绝对价格结算后，售电公司超出（或不足）其原有价差模式收益的部分进行平衡结算。
当差额资金单价为正时，由电网企业向超出价差模式收益的售电公司收取相应差额资金；当差额资金单价为负时，由电网企业向不足价差模式收益的售电公司支出相应差额资金。差额资金的计算公式如下：
各售电公司的差额资金单价=∑[（所代理零售用户加权平均目录电价-输配电价）×该零售用户电量]/所代理零售用户总电量-中长期合同转换基准价
各售电公司的差额资金=各售电公司的差额资金单价×价差中长期合同电量
其中，价差中长期合同电量包括年度双边协商分月电量、年度合同集中交易分月电量及月度集中竞争交易电量。
童虎评议：
通过新的平衡结算规则，规避了所代理用户的目录电价高低对售电公司收益的影响。
-2020年按月试结算：
结算规则：对售电公司实际用电量超过价差中长期合同电量的偏差部分，参见中长期合同转换基准价，对售电公司进行平衡。
童虎评议：
1）偏差部分的购电价格是基于现货市场的绝对结算价格。
2）平衡结算主要通过对用户的零售结算收入调整，因此在按月试运行时，针对售电公司的全电量都按照统一的公司进行平衡结算是合理。
3）需要指出的是，如果在常态化的现货市场体系种，是否存在价差合同+平衡结算，零售侧的交易逻辑将完全不一样，批发侧的交易目的是努力找到低价的发电，这没问题，而零售侧交易则是找到降价少的用户，而不是价格高的用户，优质用户的判断标准完全不同。
~~· 修改重点五：电源侧成本补偿 ··~~
-5、6月试结算
补偿规则：仍采用电网统购统销模式，未应用高价机组补偿机制。
由于各类型机组批复上网电价不同，各机组因中长期合同转换中参考基准价（0.426元/千瓦时）选取产生的损益，由电网公司全额承担。
童虎评议：
1）实际上是做了类似针对售电公司的平衡结算，由电网公司兜底，确保价差中长期合同转换前后的收益不受影响。
2）参考基准价没有考虑环保加价（0.037元/千万时）。
-9、10月试结算
补偿规则：应用电源侧成本补贴机制，对售电公司和参与批发市场的大用户承担的电源侧成本补贴分摊费用进行补偿。
（1）发电企业按照机组市场电量计算电源侧成本补贴，度电补贴标准为批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放，以下同）与参考基准价 0.463 元/千瓦时之差。
（2）B 类机组中，批复上网电价等于 0.463 元/千瓦时的，不予补贴；批复上网电价高于 0.463 元/千瓦时的，收取相应补贴；批复上网电价低于 0.463 元/千瓦时的，支出相应补贴。
（3）机组实际上网电量大于基数合约结算电量（考虑基数合约转受让后）时，其超发电量按照度电补贴标准给予补贴；机组实际上网电量低于基数合约结算电量（考虑基数合约转受让后）时，其欠发电量按照度电补贴标准扣减补贴。
（4）机组市场补贴金额的计算公式为：
机组市场补贴金额=（实际上网电量－基数结算电量-发电权受（出）让电量）×度电补贴标准
其中，发电权受（出）让电量为价差模式下发电年度合同转让电量的 7 天部分，受让电量为正，出让电量为负。
（5）对用户侧承担的电源侧成本补贴分摊费用进行补偿，按照 7 日区间实际用电量比例对售电公司和参与批发市场的大用户支付。
童虎评议：
1）在各类型机组批复上网价中环保电价相同的情况下，以0.463元/千瓦时作为参考是合理的。
2）批发上网价与基准价之差的补贴实质上是保障不同发电成本的基准能够同台平等竞价，但是这未必与电力市场竞价的精神匹配，因为电力市场本身并不会排斥装机结构中存在不同成本的机组，机组成本不同也并不一定影响公平竞争。
3）按照实际发电量补贴环保电价比按照合约电量合理，因为环保是按照电量进行补贴的，而只有发电才会有实际电量与排放，有实际电量（含现货交易导致的增加电量）与排放才需要补贴。
4）先由用户或售电公司进行支付，也是一种将所有机组拉到同一水平线的交易方法，因为买了低成本机组的电可能后续需要支付电源补贴，而买了高成本机组的电后续可能会收入电源补贴。这种作法会加剧市场的复杂程度，增加博弈的可能。
5）在需要的情况下，直接由电网公司补贴给电厂，可能更好，这样可以简化交易过程，降低交易成本。当然，也许最终的情况是只需要补偿环保加价，其他的通过市场竞争解决。
6）但如果补偿了环保加价后，那么现货市场价格中就不应当包含环保分量。
~~· 结语 ··~~
广东电力现货市场在涉及到各方利益的关键交易、结算规则上通过试结算做了大量的分析、检验，讨论，确保自己站在天平的中央，对其中需要调整修改的地方及时做了修订，为下一阶段的月度连续试结算打下了较好的基础，为现货市场的成功常态化运行增强了信心。
无现货不市场，无市场就不会有新能源的持续发展、分布式与需求侧的各种创新，综合能源服务大概率也是水中花，真诚祝愿广东与其他各现货市场不忘初心，继续以如履薄冰的心态做好结算试运行工作，为能源革命做出时代的贡献，在能源服务领域创造出更多从业机会！
原标题：锱铢必较调规则 点滴积累建市场 ——广东电力现货市场结算试运行复盘与反思
