電力現貨市場阻塞費用結算機制分析

王正風，王吉文，高衛恒，段 翩

（1. 國網安徽省電力有限公司調控中心，合肥 230061；2. 北京清能互聯科技有限公司，北京 100080）

0 引言

高效的市場結算機制是電力現貨市場健康有序運行的關鍵［1-3］。節點邊際電價價格機制下，阻塞費用的結算對市場主體利益影響較大。目前，現貨試點省份采用了不同阻塞費用結算方法，但很少有研究進行系統的對比分析。

現有研究大多針對特定的市場環境進行分析。文獻［4-6］介紹了美國PJM 市場中阻塞盈余的產生機理與疏導機制。但在中國計劃與市場雙軌制環境下，阻塞盈余的內涵和計算方式發生了變化。有研究將阻塞盈余分為市場盈余和非市場盈余［7-8］。文獻［9-11］介紹了廣東市場阻塞盈余的計算方法及分攤方式。文獻［10］提出廣東為解決雙軌制下市場阻塞盈余為負的問題，改變了用戶統一結算點計算方式。文獻［11］進一步討論了廣東市場阻塞盈余分配的問題，指出基于電量比例分攤阻塞盈余存在無法充分反映電力空間價值的問題，并提出了適合南方（以廣東起步）電力現貨市場環境下的阻塞收益權分配機制。蒙西采用全市場模式，所有中長期合約（包括政府授權合約）都按照差價合約進行結算，并未區分市場阻塞盈余和非市場阻塞盈余。文獻［12-13］分析了蒙西的用戶側定價機制和阻塞盈余分配機制。蒙西考慮到采用發電側節點電價加權平均價作為用戶統一結算價會削弱節點邊際電價反映阻塞成本的作用，因此采用用電側節點電價加權平均價作為用戶統一結算價格。此外，與廣東、山西等地直接按照發電側或用戶側電量比例分攤阻塞盈余不同，蒙西現貨市場的阻塞盈余是返還給所在節點價格低于統一結算點價格的發用兩側市場主體，用來補償發電側由于阻塞導致發電量下降引發的機會成本和低價用戶分攤了高價節點用戶上漲的發電成本。

由于各省市場模式不同，對市場阻塞盈余等關鍵概念的定義不同，需要基于試點省份共性，對關鍵概念進行梳理［14-16］。此外，阻塞費用的結算貫穿于市場結算的整個過程，包括事前的用戶側定價機制、事中的中長期合約阻塞費用結算方法及事后的阻塞盈余分攤、返還等，需要進行更系統的分析。為此，考慮到國外成熟電力市場相關術語的內涵在國內發生變化，本文首先梳理了阻塞價格、阻塞費用、阻塞盈余等相關術語的內涵。然后，基于統一的內涵對比分析了典型現貨試點省份阻塞費用結算機制關鍵異同點。最后，在算例分析的基礎上，提出阻塞費用結算的相關建議。

1 電力現貨市場阻塞相關定義

1.1 電力現貨市場阻塞費用和阻塞盈余

不考慮網損情況下，節點邊際電價由系統能量價格和阻塞價格兩部分組成［17-20］。單個市場主體的阻塞費用等于其現貨結算電量乘以阻塞價格，單個節點的阻塞費用可正可負，并沒有實際的物理意義。從整個市場來說，用戶側支付的阻塞費用和發電側收取的阻塞費用會產生差額，即阻塞盈余。由于每個節點的能量價格是相同的，因此不考慮非市場電量的情況下，整個市場的阻塞盈余也等于用戶側電能量電費減去發電側電能量電費。

PJM 現貨市場采用兩部制結算［21］，因此市場主體阻塞費用分為日前阻塞費用和實時阻塞費用，日前阻塞費用根據市場主體日前出清電量計算，實時阻塞費用根據市場主體實時偏差電量計算。故整個市場阻塞盈余也分為日前阻塞盈余和實時阻塞盈余。

日前阻塞盈余等于用戶側日前電能量電費減去發電側日前電能量電費。實時阻塞盈余等于用戶側日前偏差電能量電費減去發電側日前偏差電能量電費。因為總會有部分電量的用戶側阻塞價格高于發電側阻塞價格，且日前出清電量大于等于0，因此PJM 市場中日前阻塞盈余恒為正。而實時偏差電量可正可負，故實時阻塞盈余可正可負。也可以計算每條阻塞線路的日前阻塞盈余，阻塞線路的日前阻塞盈余等于線路的輸電容量限額乘以送受兩端的阻塞價格價差。市場的日前阻塞盈余等于每條線路的日前阻塞盈余之和，PJM市場將日前阻塞盈余分配給金融輸電權的持有者，將實時阻塞盈余按實時負荷比例分配給用戶。

1.2 中長期阻塞費用

PJM 市場中場外雙邊合約由市場主體自行進行差價結算，因此前文分析都沒有考慮中長期市場。為了便于比較，將中長期合約差價電費與現貨市場電費加起來。總電費計算方式如下：

式中：Ctotal為總電費；Ccon為合約差價電費；Cday為日前全電量電費；Cdev為實時偏差電費。

式中：Qcon為合約電量；Cco為合約價格；Cspot為交割節點現貨價格。

國內由于市場主體對差價合約比較陌生，因此中長期和現貨市場統一由市場運營機構進行結算。總電費計算方式如下：

其中

式中：Ccon，q為合約電能量電費；Ccon，b為合約阻塞費用；Cday，dev為日前偏差和電費。

通過公式推導可知，以上兩種計算方式是等價的，后者顯性表示了中長期合約阻塞費用。雙邊差價合約能將交割節點處合約電量價格鎖定在合約價，但是將電能從機組所在節點輸送到交割節點的阻塞費用需要由機組支付，將電能從交割節點輸送到用戶所在節點的阻塞費用需要由用戶支出，可稱之為“中長期合約阻塞費用”。

2 現貨試點省份阻塞費用結算機制

本章將對比分析山西、山東、廣東3個典型試點省份阻塞費用結算機制。

2.1 山西

1）用戶統一結算點電價

考慮到用戶側對電網運行特性認識尚淺，承擔風險能力較弱，采用節點邊際電價的試點省份用戶側大部分按照統一結算點價格進行結算。山西日前用戶統一結算點電價按各機組日前出清上網電量進行所有節點加權平均，實時用戶統一結算點電價按各機組計量電量進行所有節點加權平均。

2）中長期合約阻塞費用和阻塞盈余

不考慮非市場電量情況下，阻塞盈余等于用戶側電能量電費減去發電側電能量電費。山西由于在市場主體電能量電費中未計算中長期合約阻塞費用，導致其阻塞盈余的內涵發生變化，以下進行具體分析。

發電機組日前出清電量按照其節點邊際電價進行結算，用戶按照機組加權平均價進行結算，假設未簽訂中長期合約的情況下，此時日前阻塞盈余為0。考慮簽訂中長期合約時，為了使日前市場發用兩側電能量電費平衡，需要額外支付中長期合約阻塞費用。因此，日前阻塞盈余等于整個市場的中長期合約阻塞費用，具體計算方法為：

式中：Cbs，day為日前阻塞盈余；Qunit，mlt為機組中長期合約電量；Cunit，day為機組日前節點邊際電價；Cuser，day為日前用戶統一結算點電價。

對于實時阻塞盈余，市場主體日前出清電量可以看作實時市場的合約電量。同理，實時市場的阻塞盈余等于市場主體日前出清電量的阻塞費用，具體計算方法為：

式中：Cbs，time為實時阻塞盈余；Qunit，day為機組日前出清電量；Cunit，time為機組實時節點邊際電價；Cuser，time為實時用戶統一結算點電價。

需要說明的是，針對計劃與市場雙軌模式下發用兩側電量結構不匹配的問題，山西基于市場機組日前出清電量來計算實時阻塞盈余（即假定發電側現貨偏差電量按照用戶統一結算點電價結算與按照其所在節點的節點電價結算時電能量電費差額），而發用兩側電量結構不匹配導致的不平衡資金在市場結構平衡費用中考慮。市場結構平衡費用是《山西省電力市場電費結算實施細則》里的概念，主要是指在計劃和市場雙軌制下，由于非市場化用戶用電量與政府定價上網電量不匹配等原因導致電網企業出現的偏差費用。

山西阻塞盈余由發電企業和市場用戶按照1∶1的比例承擔。發電企業之間按月度上網電量（扣除省間現貨電量）比例承擔，市場用戶按月度結算電量比例承擔。

2.2 山東

1）用戶統一結算點電價

山東用戶統一結算點電價也采用發電側節點電價的加權平均價。但與山西的加權方式不同，山西是將發電側節點電價按其日前出清或實際上網電量的全電量進行加權，山東是將發電側節點電價按其日前偏差電量或實時偏差電量進行加權。

2）中長期合約阻塞費用和阻塞盈余

山東也未在市場主體電能量電費中計算中長期合約阻塞費用，但因為用戶統一結算點電價是采用發電側現貨偏差電量的加權平均價，因此不會產生阻塞盈余。

2.3 廣東

廣東電力現貨市場阻塞費用結算機制經歷了多次迭代修改，以下重點介紹其長周期試運行期間的阻塞費用結算機制。

1）用戶統一結算點電價

式中：Cuser，t為用戶統一結算點電價；Cgen為發電側市場總電費；Qgen為發電側市場總上網電量。

需要說明的是，這里的發電側市場總電費不包括電網代理購電合約電費，因此與山西略有不同。

2）中長期合約阻塞費用

（1）不結算到個體

年度、月度中長期合同（不含發電側市場合同轉讓交易，下同）阻塞費用不結算到個體，由直接參與交易的市場機組按上網電量比例分攤或分享。現階段缺少金融輸電權等風險對沖手段，大規模中長期合約阻塞費用結算到個體，利益調整太大，且目前缺少足夠的市場數據支撐，市場主體難以對中長期阻塞風險進行有效預判。

（2）結算到個體

發電側合同轉讓交易、周度交易根據機組所在節點的節點邊際電價和用戶統一結算點電價計算中長期合約阻塞費用到個體。

式中：Cage為轉讓合同阻塞費用；Qage為轉讓交易電量。

其中，受讓方電量為正，出讓方電量為負，即受讓方機組要承擔受讓電量的阻塞費用。

發電側合同轉讓交易的合約阻塞費用結算到個體可以避免不同節點的機組通過發電合同轉讓套利［22］。結算到個體是成熟市場發展的方向，且目前周度合同電量規模較小，可以讓市場主體逐步適應阻塞風險管理，又不至于產生過大的利益調整。

（3）阻塞盈余

由于廣東單獨計算中長期合同阻塞費用（包括結算到個體和不結算到個體），因此不存在日前阻塞盈余，只有實時阻塞盈余，廣東總阻塞盈余計算公式如下：

式中：Cbs，total為總阻塞盈余；Qagent為代理購電合同電量。

廣東市場阻塞盈余由市場機組按上網電量比例分攤（分享）。

2.4 機制對比分析

現階段3個試點省份阻塞電費結算機制如表1所示。需要說明的是，3個市場阻塞盈余都是等于用戶側市場電能量電費減去發電側市場電能量電費（為了便于理解，本文暫不考慮市場發用電量不匹配的問題，若發用兩側電量不匹配，則統一根據發電側電量來計算），但由于用戶統一結算點電價與中長期合約阻塞費用計算方法不同，導致3個市場阻塞盈余計算公式不同。

表1 山西、山東、廣東的阻塞電費結算機制Table 1 Congestion cost settlement mechanisms in Shanxi，Shandong and Guangdong

3 關鍵問題分析

概括來看，阻塞電費結算有以下關鍵問題：一是用戶統一結算點電價如何計算；二是中長期合約阻塞費用如何收取；三是阻塞盈余如何分攤。

3.1 用戶統一結算點電價計算

根據廣東經驗，計劃與市場雙軌模式下以用戶側加權平均節點電價作為用戶統一結算點電價可能造成阻塞盈余產生較大的虧空，且用戶側計量條件不如發電側計量條件，建議現貨初期以發電側加權平均電價作為用戶統一結算點電價。對于選擇全電量加權還是偏差電量加權的問題，建議采用全電量加權平均。具體分析如下。

因為機組的現貨偏差電量可正可負，在阻塞較為嚴重的情況下，若采用偏差電量加權平均價可能導致價格突變（即偏離發電側節點電價），這樣會對用戶側利益產生較大影響。以下通過算例進行說明。算例1參數如表2所示。

表2 算例1參數Table 2 Parameters of example 1

1）方法1：采用偏差電量加權

偏差電量加權價Cw=（-8×400+10×500）/（-8+10）=900元/MWh。

節點邊際電價的偏差電量加權價波動大，可能與節點電價差距大，此時：用戶1 的費用C1=80×300-10×900=15 000 元；用戶2 的費用C2=120×300+12×900=46 800 元；用戶總費用Cuser=15 000+46 800=61 800 元；機組A 的費用CA=100×300-8×400=26 800元；機組B的費用CB=100×300+10×500=35 000元；機組總費用Cunit，T=26 800+35 000=61 800元；不平衡資金為0。

2）方法2：采用全電量加權

“道家者流，蓋出于史官。歷記成敗、存亡、禍褔、古今之道。然后知秉要執本，清虛以自守，卑弱以自持，君人南面之術也。”[11]道家的前身是王官之學體制中的史官，負責記錄歷史事實，并以保持本心不虛妄為行事規范以求所記史實符合客觀實際。《漢書》中對于史官特征的表述也與歷史上對史官職責與特征的描述，如“公心執筆”，“素心”都是要求史官能夠排除外部干擾，以清凈，無欲的內心記錄歷史事實。作為道家的創始人，老子在王官之學的體制下也是一名史官，老子在擔任史官這一職業的前提下積極通過自覺考察，自主選擇，自覺涵養，自覺踐履塑造了自己的思維和行為風格。

全電量加權價Cq=［（100-8）×400+（100+10）×500］/（100-8+100+10）≈454.46元/MWh。

節點邊際電價的全電量加權價與節點電價相差較小，市場主體容易接受，此時：用戶1的費用C′1=80×300-10×454.46=19 455.4 元；用戶2 的費用C′2=120×300+12×454.46=41 453.52 元；用戶總費用C′user=19 455.4+41 453.52=60 908.92 元；不平衡資金Cunbalan=60 908.92-61 800=-891.08元；用戶1 承擔的不平衡資金C1，unbala=-891.08×70/（70+132）≈-308.79元；用戶2承擔的不平衡資金C2，unbala=-891.08×132/（70+132）≈-582.29元；用戶1凈支出C1，net=19 455.4+308.79=19 764.19元；用戶2凈支出C2，net=41 453.52+582.29=42 035.81元。

本文假定用戶按實際用電量承擔不平衡資金，不平衡資金費用相對較小對結論影響不大。兩種方式下用戶凈支出對比如表3所示。

表3 算例1用戶凈支出對比Table 3 Comparison of net customer expenses of example 1

通過上述算例可以看出，采用全電量加權價作為用戶統一結算點電價，現貨偏差量為正和現貨偏差電量為負的市場主體利益波動較小。

3.2 中長期合約阻塞費用收取

若中長期合約阻塞費用不直接結算到個體，即可以認為對于市場主體而言每筆中長期合同的交割節點為市場主體自身所在節點。由于阻塞的原因，送端節點的節點邊際電價低于受端節點的節點邊際電價，而節點電價低的機組與節點電價高的機組相比，希望有更少的電量按照現貨價格結算，這樣會導致相同合約價下送端節點比受端節點簽訂的中長期合同更多，加上送端機組出力更容易受阻，因此送端機組更容易欠發，而受端機組更容易超發。

設置兩個場景進行說明。場景1：中長期合約阻塞費用不結算到個體，機組A 所在節點的節點電價更低，所以合約價相同時機組A 傾向于簽訂更多的中長期合約。場景2：中長期合約阻塞費用結算到個體，對所有市場主體而言，中長期合約的交割節點都采用用戶統一結算點電價，合約價值與市場主體自身所在節點電價無關，因此設置機組A 與機組B 簽訂相同的中長期合同。兩個場景參數設置如表4所示。

表4 兩個場景參數設置Table 4 Parameter settings in the two scenarios

1）場景1：中長期合約阻塞費用不結算到個體

用戶統一結算點電價Cuser，day=（200×400+300×500）/（200+300）=460 元/MWh；機組A 的電費CeA=300×450+（200-300）×400=95 000元；機組B 的電費CeB=100×450+（300-100）×500=14 5000元；發電側總電費CgT=95 000+14 5000=240 000 元；用戶側總電費CuT=400×450+100×460=226 000 元；阻塞盈余Cbs=226 000-240 000=-14 000元。

假設發電側和用戶側各承擔一半阻塞盈余，則發電側凈收入Cgnet=240 000-14 000×0.5=233 000元；用戶側凈支出Cunet=226 000+14 000×0.5=233 000元。

2）場景2：中長期合約阻塞費用結算到個體

用戶統一結算點電價C′user，day=（200×400+300×500）/（200+300）=460元/MWh；機組A的電費C′eA=200×450+200×（400-460）+（200-200）×400=78 000 元；機組B 的電費C′eB=200×450+200×（500-460）+（300-200）×500=148 000 元；發電側總電費C′gT=78 000+148 000=226 000 元；用戶側總電費C′uT=400×450+100×460=226 000元；阻塞盈余C′bs=0元。

兩種場景下機組電費和用戶側支出如表5所示。

表5 兩種場景下的機組收益和用戶支出Table 5 Revenue of the generating units and the expense of the users in the two scenarios

對比分析可知，中長期合約阻塞費用結算到個體，對于市場主體來說每筆中長期合同的交割節點為用戶統一結算點，合約價相同的合約對于不同節點的市場主體的價值是相同的，可以使市場主體簽訂的中長期合同更加均衡，抑制節點電價低的機組多簽中長期合同，節點電價高的機組少簽訂中長期合同，從而降低用戶用電成本。

3.3 阻塞盈余分攤

當用戶統一結算點電價選取為發電側全電量加權平均節點電價后，阻塞盈余可正可負。為了簡單起見，假定實時市場與日前市場沒有偏差，則實時阻塞盈余為0，重點分析日前阻塞盈余。

假設極端情況下，只有日前節點邊際電價低的機組（機組日前節點邊際電價小于日前用戶統一結算點電價）簽訂了中長期合約，日前阻塞盈余則為負；反之，假設只有日前節點邊際電價高的機組簽訂了中長期合約，日前阻塞盈則為正。因此，阻塞盈余可正可負。

阻塞盈余的分攤在本質上是一種利益再調整。在用戶統一結算點電價選取為發電側全電量加權平均節點電價后，市場阻塞盈余可正可負，無法明確向用戶側疏導好還是向發電側疏導好，建議可以先由發電側和用戶側共同分攤，后續根據實際結算數據再進行調整。

4 結語

通過以上分析，對現貨省份阻塞費用結算機制提出如下建議：

1）綜合考慮市場運營風險和用戶側現階段計量條件，初期用戶側統一結算點電價可以采用市場機組全電量加權平均價，與采用市場機組偏差電量加權平均價相比，價格信號不會畸變，現貨偏差電量為正和現貨偏差電量為負的用戶利益波動更小，用戶更容易接受。未來，用戶側需要逐步過渡到基于用戶側節點電價加權價進行結算，或者直接按照用戶所在節點的節點電價進行結算，這樣更能反映系統的阻塞情況，可以通過設計合理的阻塞盈余返還機制緩解市場的阻塞風險。

2）中長期合約阻塞費用結算到個體可以使市場主體簽訂的中長期合約更加均衡，有利于降低用戶用電成本。

3）在用戶統一結算點電價選取為發電側全電量加權平均節點電價后，市場阻塞盈余可正可負，并不能作為一個確定性的利益調整工具。為了降低度電分攤，建議由發電側和用戶側共同按照其月度上網電量和實際用電量比例分攤，后續根據用戶側電價機制進行調整。