广东2021年5月电力现货结算试运行规则分析（1），连续运行

摘要：南方（以广东起步）电力现货市场2021年结算试运行在2021年5月1日至5月31日开展，目前已经结束。本次结算试运行在2020年8月试运行方案的基础上进行了一些优化调整。由于供需形势相比前面几次试运行发生了较大的变化，首次出现了现货市场平均电价高于中长期平均电价的情况。由于售电公司的零售合同有很大一部分为固定价差合同，本次试结算造成了大量的售电公司亏损。2021年5月的结算试运行方案相对2020年8月的方案有什么变化？在一些关键环节是如何处理的？未来应该如何改进？本文在对本次结算试运行规则进行介绍、分析的基础上，提出一些完善市场规则、改进试运行方案的建议。

（来源：微信公众号“走进电力市场”ID：PowerMarket 作者：荆朝霞）

1结算试运行方案概述

1.1工作目标

在现有基数计划电量、年度价差中长期合同电量和零售代理关系不变的基础上，连续组织“价差月度交易+绝对价格周交易+现货”结算试运行，同步实施发电成本补偿，启动需求侧响应。通过开展第五次结算试运行，深入检验市场是否具备长期开展结算的条件，为后续正式结算做好准备，主要目标包括

1）进一步检验评估现货规则体系和发电成本补偿、需求响应、深度调峰等关键机制的有效性、合理性。

2）验证现货市场业务流程的规范性。

3）探索现货连续运行的实施路径，实现市场关键机制的突破

讨论：从工作目标看，结算试运行的主要目的是检验市场规则。也就是说，当前的规则可能尚有很多不完善、不合理、不科学的地方，需要不断完善。市场规则的不完善，可能对市场的效率、公平都产生一些影响。本次试运行的结果看，由于供需形式等的变化，出现了现货电价大大升高，均价超过中长期合约价的情况，导致大批售电公司亏损。后续如果进行结算试运行的组织，是需要深入思考的问题。

可以将我们当前做的结算试运行当成一种经济学的实验，用实验经济学的相关理论指导结算试运行的相关规则。比如，参考实验经济学中“随机结算”机制，在连续运行多轮的实验中，事后随机选择一轮或某几轮进行实际结算，这样可以大大降低实验的成本[1]。

1.2相对2020年试运行方案的主要变化

2021年5月的结算试运行为南方（以广东起步）电力现货市场的第五次结算试运行。本次《南方（以广东起步）电力现货市场2021年结算试运行实施方案》（简称“方案”）在2020年8月的方案的基础上，进行了优化调整，在时间安排、曲线分解、价差月度交易品种、系统运行补偿、电源侧成本补偿、阻塞盈余分配等方面有了些许不同，主要调整情况为：

1）灵活安排试运行时间。计划先开展5月份现货结算试运行，视试运行情况再开展后续月份结算试运行（实际从5.1运行至5.31日）；5月起连续开展需求响应试运行。

2）继续实施变动成本补偿（电源侧成本补偿）；气机按照价差合同锁定补贴总额，设置分摊系数；煤机、核电按实发补偿。2020年8月的规则中，气机、煤机均按照价差合同锁定补贴总额，设置分摊系数。（变动成本补偿的目的使不同类型、不同成本机组可以“同台竞价”，基本思路是根据核定的上网电价与标杆电价的差对实发电量进行补偿。这种机制使得现货市场也有了“价差”竞争而不是绝对价竞争的味道。锁定补贴总额的含义是：事先测算对某类机组的总补贴额，对机组的单位补贴价格根据该类机组总实发电量调整，以保证总补贴额不变。）

3）建立容量补偿机制。按照容量度电分摊标准按月向售电公司和参与批发市场的大用户收取容量电费，根据市场机组有效容量占市场机组总有效容量比例补偿给各机组。本次结算试运行期间，容量补偿费用暂定为3分/千瓦时，但对容量补偿机制只进行模拟结算，不进行实际收取或支付。

4）应用市场化需求响应机制。以日前邀约型削峰需求响应起步，按申报价格由低到高依次调用需求侧资源，直至满足响应容量需求，并采用边际出清定价机制。此次需求侧响应报价上限暂设为4.5元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。需求响应资金按需求地区市场用户月度实际用电量比例进行分摊。引入负荷集成商角色，通过虚拟电厂模式解决分布式资源参与市场交易的问题，达标准入标准的用户侧储能、充电桩、UPS电源、制冷/制热等用户可调节负荷资源均可以参与。

5）调整价差月度交易品种设置。不开展价差合同中的双边和挂牌品种，仅保留价差月竞和用电合同转让品种。有相应需求的市场主体可以通过绝对价交易实现交易的目的。

6）优化系统运行补偿方案。系统补偿费是为解决发电成本非单调递增特性的一种结算机制，对应国外的三部制成本（启停、空载、微增）全成本补偿（make whole payment）机制。广东的规则中，启停成本另行补偿，系统运行补偿主要考虑最小出力成本与微增成本。补偿方案需要计算两个参数：总成本和市场总收入。如果市场总收入小于成本，则对差额部分进行补偿。2020年8月的方案中，总成本计算中，基数电量和中长期合约对应的电量的成本按相应的合同价格计算。本次的方案中，总成本计算全部按现货成本计算，不考虑中长期合同和基数，但计算出应补偿金额后，仅对现货电量占比部分予以补偿。后续的部分我们将对这个问题进行进一步的分析。

表1 2021年5月与2020年8月试运行方案差异

图1 广东电力市场2021年5月结算试运行现货市场电价

摘要：南方（以广东起步）电力现货市场2021年结算试运行在2021年5月1日至5月31日开展，目前已经结束。本次结算试运行在2020年8月试运行方案的基础上进行了一些优化调整。由于供需形势相比前面几次试运行发生了较大的变化，首次出现了现货市场平均电价高于中长期平均电价的情况。由于售电公司的零售合同有很大一部分为固定价差合同，本次试结算造成了大量的售电公司亏损。2021年5月的结算试运行方案相对2020年8月的方案有什么变化？在一些关键环节是如何处理的？未来应该如何改进？本文在对本次结算试运行规则进行介绍、分析的基础上，提出一些完善市场规则、改进试运行方案的建议。

（来源：微信公众号“走进电力市场”ID：PowerMarket 作者：荆朝霞）

1结算试运行方案概述

1.1工作目标

在现有基数计划电量、年度价差中长期合同电量和零售代理关系不变的基础上，连续组织“价差月度交易+绝对价格周交易+现货”结算试运行，同步实施发电成本补偿，启动需求侧响应。通过开展第五次结算试运行，深入检验市场是否具备长期开展结算的条件，为后续正式结算做好准备，主要目标包括

1）进一步检验评估现货规则体系和发电成本补偿、需求响应、深度调峰等关键机制的有效性、合理性。

2）验证现货市场业务流程的规范性。

3）探索现货连续运行的实施路径，实现市场关键机制的突破

讨论：从工作目标看，结算试运行的主要目的是检验市场规则。也就是说，当前的规则可能尚有很多不完善、不合理、不科学的地方，需要不断完善。市场规则的不完善，可能对市场的效率、公平都产生一些影响。本次试运行的结果看，由于供需形式等的变化，出现了现货电价大大升高，均价超过中长期合约价的情况，导致大批售电公司亏损。后续如果进行结算试运行的组织，是需要深入思考的问题。

可以将我们当前做的结算试运行当成一种经济学的实验，用实验经济学的相关理论指导结算试运行的相关规则。比如，参考实验经济学中“随机结算”机制，在连续运行多轮的实验中，事后随机选择一轮或某几轮进行实际结算，这样可以大大降低实验的成本[1]。

1.2相对2020年试运行方案的主要变化

2021年5月的结算试运行为南方（以广东起步）电力现货市场的第五次结算试运行。本次《南方（以广东起步）电力现货市场2021年结算试运行实施方案》（简称“方案”）在2020年8月的方案的基础上，进行了优化调整，在时间安排、曲线分解、价差月度交易品种、系统运行补偿、电源侧成本补偿、阻塞盈余分配等方面有了些许不同，主要调整情况为：

1）灵活安排试运行时间。计划先开展5月份现货结算试运行，视试运行情况再开展后续月份结算试运行（实际从5.1运行至5.31日）；5月起连续开展需求响应试运行。

2）继续实施变动成本补偿（电源侧成本补偿）；气机按照价差合同锁定补贴总额，设置分摊系数；煤机、核电按实发补偿。2020年8月的规则中，气机、煤机均按照价差合同锁定补贴总额，设置分摊系数。（变动成本补偿的目的使不同类型、不同成本机组可以“同台竞价”，基本思路是根据核定的上网电价与标杆电价的差对实发电量进行补偿。这种机制使得现货市场也有了“价差”竞争而不是绝对价竞争的味道。锁定补贴总额的含义是：事先测算对某类机组的总补贴额，对机组的单位补贴价格根据该类机组总实发电量调整，以保证总补贴额不变。）

3）建立容量补偿机制。按照容量度电分摊标准按月向售电公司和参与批发市场的大用户收取容量电费，根据市场机组有效容量占市场机组总有效容量比例补偿给各机组。本次结算试运行期间，容量补偿费用暂定为3分/千瓦时，但对容量补偿机制只进行模拟结算，不进行实际收取或支付。

4）应用市场化需求响应机制。以日前邀约型削峰需求响应起步，按申报价格由低到高依次调用需求侧资源，直至满足响应容量需求，并采用边际出清定价机制。此次需求侧响应报价上限暂设为4.5元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。需求响应资金按需求地区市场用户月度实际用电量比例进行分摊。引入负荷集成商角色，通过虚拟电厂模式解决分布式资源参与市场交易的问题，达标准入标准的用户侧储能、充电桩、UPS电源、制冷/制热等用户可调节负荷资源均可以参与。

5）调整价差月度交易品种设置。不开展价差合同中的双边和挂牌品种，仅保留价差月竞和用电合同转让品种。有相应需求的市场主体可以通过绝对价交易实现交易的目的。

6）优化系统运行补偿方案。系统补偿费是为解决发电成本非单调递增特性的一种结算机制，对应国外的三部制成本（启停、空载、微增）全成本补偿（make whole payment）机制。广东的规则中，启停成本另行补偿，系统运行补偿主要考虑最小出力成本与微增成本。补偿方案需要计算两个参数：总成本和市场总收入。如果市场总收入小于成本，则对差额部分进行补偿。2020年8月的方案中，总成本计算中，基数电量和中长期合约对应的电量的成本按相应的合同价格计算。本次的方案中，总成本计算全部按现货成本计算，不考虑中长期合同和基数，但计算出应补偿金额后，仅对现货电量占比部分予以补偿。后续的部分我们将对这个问题进行进一步的分析。

表1 2021年5月与2020年8月试运行方案差异

图1 广东电力市场2021年5月结算试运行现货市场电价

2 中长期交易组织与结算

2.1价差中长期交易

2.1.1 价差中长期交易品种

价差中长期交易包括年度交易和月度交易。月度依次组织以下类型的交易：1）基数发电权转让交易（线下双边和线上集中）、2）价差月竞、3）用电权转让。

与2020年8月对比的变化：不再开展发电权转让、价差双边和价差挂牌交易。市场主体可以通过绝对价格中长期交易（可买可卖）实现市场电量发电合同转让。

讨论：从规则设计上看，本次规则减少了价差中长期交易的品种，有交易需求的市场主体可以通过绝对价格中长期交易实现相关目的。从后面的介绍可以看到，价差交易和绝对价格交易在交易限额、交易双方的责权利（如承担阻塞费、分摊阻塞盈余、接受补贴等）方面有很大的区别，价差中长期交易的品种和绝对价格中长期的交易品种很多情况是无法直接替代的。

2.1.2 价差中长期合同曲线分解

2.1.2.1 年度合同分解

年度长协合同中需要约定分解曲线，曲线由合同双方自由确定。

2020年8月规则：2020年的规则中，年度长协的分解方式可以选择以下两种之一：1）按合同曲线；2）按历史用电曲线。（注：疫情造成很多用户的用电发生较大变化，是相关规则的考虑因素之一。）

2.1.2.2 月度合同分解

对月度价差合同，不需要购售双方约定分解曲线，按统一的规则进行分解。其中，用户侧按用户的历史用电特性曲线（2021年3月）分解，发电侧按照所有售电公司月竞分解电量累加形成的比例分解至小时。

对用电合同转让交易电量，按照市场主体提交的曲线分解至小时。

对基数转让电量，按照交易前公布的典型曲线统一分解至小时。

讨论：当前的市场还有很多管制的环节。价差合同就是受到较多管制的交易品种。其实价差合同可以看为是计划体制下的发用电计划的延续：电厂不是按绝对上网电价竞争（谁的绝对价低，谁优先中标），而是按在核定的上网电价基础上的降价（即“价差”）竞争（谁降价降的多，谁优先中标）。价差合同的交易受到较多的管制，而大多管制措施的目的是平稳、公平。最关键的一个管制是对交易供需比的设置，通过控制供需比在一定程度上可以起到调节市场价格的作用。这里对价差中长期合同的曲线分解方式的规定，也更多是从市场平稳发展、对不同市场主体的公平角度。自由的市场中，市场主体之间签订的交易合同，曲线应是由市场主体双方自由确定的。

2.1.3价差中长期交易量限制

包括对用户的限制和对发电的限制。

2.1.3.1 需求侧交易限制

主要规则如下：

1）用户侧主体（用户或代理的售电公司）申报月度电量需求，扣减年度价差合同分月电量作为价差月度交易的上限。

2）经发用双方协商一致，可在规定的时间（需求调查截止）前对年度合同的分月电量进行自主削减，削减量不得大于申报需求与年度分月电量的差额，自主协商削减电量不进行需求削减考核。

3）加强对恶意需求申报的监管。交易中心可要求售电公司对申报的月度电量需求数据进行解释说明，申报数据与实际用电存在较大偏离的，交易中心进行市场内部披露，并报告监管机构和有关政府部门。

相关规则总结为以下公式（可以按方式1或方式2计算）：

方式1：

①价差月度交易上限=max(0,年度初始分月电量-月度电量需求)

方式2：

①年度分月电量削减<=>

②调整后年度分月电量=年度初始分月电量-年度分月电量削减

③价差月度交易上限=月度电量需求-调整后年度分月电量

讨论：根据以上公式，如果（预测）申报的月度电量需求大于年度分月电量，则不能进行年度分月电量的削减。如果（预测）申报的月度电量需求小于年度分月电量，则可以将年度分月电量裁减到正好等于月度电量需求。

月度需求电量是很重要的一个数据，具体来说会有以下两个方面的影响。

1）如上所述会影响价差月度交易的上限。

2）影响价差月度交易中发电侧的上限。后面的规则会介绍，价差月度交易中，发电侧上限为用户侧价差月度上限的1.1倍。因此，需求侧申报的总的电量需求越大，发电侧上限越大，发电侧的竞争会越充分。

2.1.3.2 发电侧交易限制

基于用户侧总的价差月度交易上限，按照1.1倍的供需比来确定发电侧上限，并在上限中考虑负荷率约束（100%）、容量系数、煤耗等因素，“以热定电”、“以气定电”、机组检修和系统必开等物理约束不予考虑。

2020年8月规则：供需比为1.2，其他的规定未变。

讨论：供需比从1.2降低到1.1，更加限制了发电侧的竞争，人为提高价差中长期合同的价格。

2.1.4价差中长期交易小结

讨论：如前所述，价差合同是一种管制型的合同，在以下方面受到了管制；

1）交易品种。正常市场，应该是尽量鼓励交易，增加市场的流动性。本次结算试运行中，月度交易只有价差月竞一种，取消了发电权转让、价差双边和价差挂牌交易。

2）曲线分解。多个品种的价差中长期交易，规定了曲线分解的方式，不能由市场交易双方自由确定。如，月度交易的用户侧按用户的历史用电特性曲线分解，发电侧按所有售电公司总曲线比例分解，基数转让交易按典型曲线分解。

3）需求侧交易限制。申报月度电量需求，扣减年度价差合同分月电量作为价差月度交易的上限。

4）发电侧交易限制。按照需求侧交易限制的1.1倍的供需比来确定发电侧上限。

5）中长期交易偏差考核。价差中长期交易量未达到规定的比例（95%),按队则进行惩罚。

未来的市场中，可以探讨这样的机制：将当前的价差中长期合同转变为一种规范的政府授权合约，由政府作为交易的一方，根据控制市场力、市场公平等原则对交易量、交易价、曲线分解等做出规定，具体方案可以参考新加坡的一些做法[2]（陈柏柯,张经纬,朱继松,荆朝霞.新加坡电力市场授权合约分析及其启示[J/OL].中国电力:1-10[2021-06-10].http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.3265.TM.20210304.1123.005.html）。

2.2绝对价格中长期交易

2.2.1 绝对价格中长期交易品种

包括以下几种类型：周集中竞争、挂牌交易及双边协商。

1）周集中竞争。标的为月内后续各自然周（周一至周日）的电量。

2）挂牌交易。标的为最大交易标的为次周周一至月底电量，最小交易标的为7天电量。

3）双边协商。标的为最大交易标的为D+3日至月底电量，最小交易标的为7天电量。

交易方向：以上三种交易品种，发电、用电侧均可买可卖电量。发电企业通过绝对价格中长期交易（可买可卖）就可实现发电合同转让的需求。因此，不需要另设发电权转让的品种。

曲线分解：双边协商、挂牌交易电量按照市场主体提交的曲线分解至小时；周集中竞争交易电量按照常用曲线分解至小时（根据M参数将周电量分解到日，然后按照D1、D2类型分解到小时）。

讨论：这三种绝对价格中长期交易的区别主要在交易时间、交易标的时长、交易标的时段等的区别，在承担市场的责任、考核等方面没有区别，比如，其交易量均不计入售电公司的中长期交易量不能低于95%的考核，阻塞费均需要单独结算。其中，单独结算的含义是，阻塞费根据购售双方所在节点的价差决定，不同的交易的阻塞费价格可能不一样，在后面的部分再对阻塞进行更加具体的介绍。

2.2.2 绝对价格中长期交易的交易上限

2.2.2.1 需求侧绝对价格中长期交易限制

需求侧的总的中长期交易上限（净合约量上限）为申报的月度电量需求的1.2倍，并根据此数据计算绝对价格中长期交易上限。相关公式及举例如下。

①年度合同分解到月=200

②申报月度电量需求=300

③用户侧总净合约量上限=月度电量需求×1.2=360

④实际价差月度合同=80

⑤总价差合同量=年度合同分月量+价差月度合同量=280

⑥用户侧绝对价格中长期交易上限=总净合约上限-总价差合同量=80

比如，某用户的年度合同分解到5月的量为200MWh,申报的月度电量需求为300MWh，则其价差月度交易上限为100MWh(注：100=300-200),总的净合约量上限为360MWh(注：360=300*1.2)。如果价差月度交易为100MWh，则绝对价格中长期交易上限为60MWh(注：60=360-300)；如果价差月度交易为80MWh，则绝对价格中长期交易上限为80MWh(注：80=360-200-80)。

2.2.2.1 发电侧绝对价格中长期交易限制

发电侧的总的中长期交易上限为价差月度电量上限的1.2倍。相关公式及举例如下。

①年度合约分解=200

②价差月度上限=110

③价差合同上限1.2倍=(年度合约分解+价差月度上限)*1.2=372

④转让后基数=100

⑤净合约上限=价差合同上限1.2倍+转让后基数=472

⑥实际价差月度合同量=90

⑦绝对价格中长期交易上限=净合约上限-年度合约分解-价差月度合同-转让后基数=82

比如，某电厂年度合同分解到5月的量为200MWh,价差月度上限为110MWh，转让后基数为100MWh，则其价差交易上限为372MWh(注：372=310*1.2),总的净合约量上限为472MWh(注：472=372+100)，如果价差月度合同为110MWh，则绝对价格中长期交易上限为62MWh(注：62=372-310=310*0.2=472-100-200-110)；如果价差月度合同为90MWh，则绝对价格中长期交易上限为82MWh(注：82=372-200-90)。

2.3中长期交易阻塞费

2.3.1阻塞费及阻塞盈余相关理论

2.3.1.1阻塞费及阻塞盈余

按照一般的电力市场理论，在实行节点电价（或与位置相关的电价机制）的市场中，中长期合同的购、售双方如果不在现货市场出清电价模型的同一个节点，则需要按照购、售方所在节点的电价差和交易量缴纳阻塞费。收取的阻塞费一般分配给输电权所有者。（注：输电权一般初始先按一定原则分配给缴纳电网费的市场成员（一般为用户），之后可以进行输电权的交易。）

本次试结算规则中，也对中长期交易的阻塞费进行了规定。基本的思路是：中长期交易的阻塞费由发电侧承担。这相当于规定，发电和用户签订的中长期合同的交割点是用户侧，价格是到岸价，发电侧需要承担将电从发电侧传送到用户侧的输电费（注：即阻塞费）。注意两个问题：

1）对于处于不同节点的发电机组，如果所在节点的电价不同，则按节点计算的中长期合同的阻塞费价格也将不同。如果按这种方法结算（称为：阻塞费单独结算），不同位置的发电机组的收益相对现货前将发生较大变化。

2）由于按当前规则中长期合同的交割点为用户的统一结算点，用户实际并没有为阻塞支付额外的费用。整个市场结算的结果，阻塞费是多出来的收入，是一种正的不平衡资金，即阻塞盈余，最终还是需要分配出去。

讨论：对中长期合同按节点电价差收取的阻塞费，就形成了市场的阻塞盈余。即：

收取的阻塞费=获得的阻塞盈余

为什么又是阻塞费，又是阻塞盈余呢？这要从中长期交易为什么要交阻塞费说起。中长期缴纳阻塞费，并不是因为其是“中长期”交易，而是因为其是发、用在不同节点的“双边”交易。在现货市场中，如果一对数量相同、位置不同、节点电价不同的发电、用电，对其结算的结果是会产生阻塞盈余。比如，发电节点的价格是300元/MWh,用电节点的价格是800元/MWh,电量为100MW，则这对市场主体在现货市场的结算结果发电获得30000元，用户支出80000元，市场结算盈余为5万元，这即为阻塞盈余。如果发用双方签订了双边合同，为了得到和在集中市场（电力联营体）中结算相同的结果，应该缴纳5万元的阻塞费。这样，只要发电、用电相同，无论是采用双边交易的形式，还是采用在集中市场中交易的形式，结算的总结果是一致的。

在基于节点电价的电力市场中，如果发生了阻塞，按节点电价结算会产生阻塞盈余。阻塞盈余分配给谁呢？一般有两种思路：分配给输电权所有者、分配给电网。

2.3.1.2阻塞盈余分配给输电权所有者

阻塞盈余分配给输电权的所有者。这种市场中，一般由用户缴纳输电费（发电不交），因此将输电权（或者说输电权收益权）分配给用户。用户获得了输电权，就可以对冲现货市场中阻塞费的风险。

比如，某用户处于B节点，一般从A节点买电。在输电权分配中，获得了从A节点到B节点的100MW的输电权。现货市场中A、B节点的电价如果分别为300元/MWh和800元/MWh，则其需要缴纳5万元的阻塞费。但如果其拥有100MW的从A到B的输电权，则有权利得到这100MW输电容量对应的阻塞盈余，也为5万元。无论现货市场的节点电价如何变化，100MW的交易应该缴纳的阻塞费和100MW输电权可以得到的收益都正好相等，因此总体来不会产生任何费用。当然，如果实际的输电量与分配的输电权数额不一样，这两部分费用就不能完全对冲。

2.3.1.３阻塞盈余充裕度问题

如果将阻塞盈余分配给输电权的所有者，需要注意的一个问题是，分配给用户的输电权不能超过电网的实际输电能力，否则会造成阻塞盈余的亏空。比如，考虑以下一个场景。

1）系统仅有两个节点A和B；

2）系统有两台机组1和2，分别位于节点A和B；

3）系统有个用户1，处于节点B，负荷为150MW；

4）A、B间实际的最大传输容量为80MW；

5）市场运营机构事前分配了100MW输电权给用户1；

6）用户1签订了从A节点的机组1购买100MW电力的合同；

7）现货市场中报价

机组1按300元/MWh报价

机组2按800元/MWh报价；

8）用户实际用电功率为150MW；

9）现货市场中，按照安全约束经济调度算法，出清结果为

机组1出力为80MW

机组2出力为70MW

A节点的电价为300元/MWh

B节点的电价为800元/MWh；

10）所有发电、用电按节点电价结算的总盈余

总盈余：4万元（=80*500元）；

11）需要支付给用户1的输电权收益

5万元（=100*500元）；

12）市场阻塞盈余亏空：1万元。

讨论：也可以这样理解：用户1拥有从A到B的100MW输电权，相当于其有执行100MW的从A到B的交易的权利。但A到B实际只有80MW的可用容量。为了使这个A到B的100MW交易可执行，需要进行一个再调度交易：机组1减少出力20MW，机组2增加出力20MW，由于机组1和机组2的报价分别为300元/MWh和800元/MWh，再调度的成本为1万元(=20*500元)。

从机理上，阻塞盈余亏空（收取的阻塞费不够支付输电权）的原因为：分配了多于最大可用传输容量的输电权。比如本例中，实际的可用容量为80MW，但分配了100MW输电权。在多节点的复杂系统中，这个问题可表述为：如果分配的输电权不满足同时可行性，则会出现阻塞盈余亏空。这也是美国PJM等市场中在进行输电权分配时进行同时可行性测试的原因。

2.3.1.４阻塞盈余亏空／剩余分配

前面的方法中，将阻塞盈余分给输电权所有者。如果事前分配的输电权不满足同时可行性条件，则可能造成阻塞盈余亏空。另一方面，如果事前分的输电权较少，或者完全没有分配输电权，阻塞盈余可能会有剩余。

比如还是前述例子，AB间的实际可用容量为80MW，如果输电权完全没有分配（所有交易都需要根据节点电价结算或缴纳阻塞费），则市场会产生８万元的阻塞盈余剩余。

也就是说，阻塞盈余可能亏空，也可能有剩余，很大程度上取决于分配的输电权的数量。对阻塞盈余亏空／剩余，有以下典型的解决方案。

１）由所有拥有输电权的市场主体承担。这种方式，适用于大部分输电权已经分配，分配方式规范、公开、透明的情况。比如，根据实际市场的总阻塞盈余情况，调整输电权收益的价格。比如前面的例子，实际收取了４万元的阻塞盈余，但分配了１００MW输电权，需要分配５万元的输电权收益，因此等比例裁减输电权收益的价格，即将所有输电权拥有者获得的输电权收益乘以系数０.８。

２）将相关亏空／剩余纳入市场不平衡资金，在下年的输配电价中反映。亏空／剩余是由于事前分配的输电权与电网实际的输电能力不匹配，可以将亏空／剩余纳入电网准许收入，在下年／下期输配电价格中反映。尤其是，如果输电权的分配方案考虑的主要因素是公平，反映的一种行业政策，则这部分亏空／剩余不适合由某类市场主体承担。为了减少对市场效率的影响，应在尽量大的范围分摊。

2.3.2基数合同阻塞费方案

规则中未对基数合同（优先发用电合同）的阻塞费做规定，隐含的是基数合同不缴纳阻塞费。相当于，规定基数合同自动免费得到了需要的输电权（即免费分配到了对应输电路径的输电权），不需要有额外的结算。

2.3.3价差中长期合同阻塞费

2.3.3.1 概述

根据规则，价差中长期合同阻塞费不单独结算，对应的总阻塞费由B类机组按上网电量比例分摊或分享。具体包括三个含义：

1）价差中长期合同阻塞费需要结算（注：阻塞费由发电侧承担）。

2）价差中长期合同阻塞费不单独结算（注：总阻塞费在发电之间按上网电量比例分摊）。

3）价差中长期合同阻塞费（阻塞盈余）由B类机组按上网电网比例分摊或共享（注：收取的阻塞费再在发电之间按上网电量比例分配）。

下面分别对这三个含义进行进一步的分析。

2.3.3.2总阻塞费计算

首先按每个机组所在位置的节点电价单独计算应该承担的阻塞费。

比如，某系统仅有B类机组A和B，相关参数和数据如下：

1）机组A、B所在节点的电价分别为0.3元/kWh和0.8元/kWh；

2）用户统一结算价为0.5元/kWh

3）机组A、B的中长期价差合同分别为2亿千瓦时和1亿千瓦时；

4）机组A、B的上网电量分别为3.5亿千瓦时和1.5亿千瓦时（分别占70%和30%）

则按以下步骤计算总阻塞费：

①机组A、B的阻塞费价格分别为0.2元/kWh和-0.3元/kWh；

②机组A、B的原始阻塞费分别为0.4亿元和-0.3亿元；

③总阻塞费为0.1亿元（=0.4-0.3）。

2.3.3.3机组承担阻塞费计算

不单独结算，意味着不同机组缴纳的阻塞费，与所在位置无关，仅与机组的上网电量有关。按以下步骤计算：

①总阻塞费：0.2*2-0.3*1=0.1亿元

②机组A阻塞费：0.1*70%=0.07亿元

③机组B阻塞费：0.1*30%=0.03亿元

从上面的分析看到，机组最终缴纳的价差中长期合同阻塞费，仅仅与总阻塞费和上网电量有关，与所在节点、中长期合同量并无关系。

需要注意的是，这个步骤的工作仅仅是将总阻塞费在不同机组之间重新分配，并没有改变总的阻塞费。

2.3.3.4阻塞盈余分配

对于价差中长期合同，发用双方的电能交易价格相同。缴纳的阻塞费就形成了系统的阻塞盈余，在结算中将形成不平衡资金。需要将本部分资金再分配出去。根据前述规则，对价差中长期合同缴纳的阻塞费，按照B类机组上网电量比例分摊或分享。

对上述算例，按以下步骤进行计算：

①总阻塞盈余=总阻塞费=0.1亿元

②机组A阻塞盈余分摊：0.1*70%=0.07亿元

③机组B阻塞盈余分摊：0.1*30%=0.03亿元

可以看到，无论机组A还是机组B，分配到的阻塞盈余正好等于其缴纳的阻塞费。最终，相当于都没有缴纳任何阻塞费。

讨论：也可以这样理解价差中长期合同的阻塞费机制：所有签订价差中长期合同的B类机组有共同的义务（按上网电量比例承担义务）按现货市场的节点电价差缴纳价差中长期合同对应的阻塞费，但对全体B机组机组按签订的总的价差中长期合同情况免费分配了输电权，再将分配的输电权获得的阻塞盈余收益按上网电网比例在B类机组之间分配。简单的说，可以认为，所有的价差中长期交易免费获得了相应路径的输电权。

2.3.4绝对价格中长期合同

绝对价格中长期合同的阻塞费予以单独结算，阻塞盈余由售电公司按电量比例分享或分摊。具体包括三个含义：

1）绝对价差中长期合同阻塞费需要结算（注：阻塞费由发电侧承担）。

2）绝对价格中长期合同阻塞费单独结算（注：阻塞费按各种发电的原始阻塞费承担，不在发电之间平均）。

3）绝对价格中长期合同的阻塞盈余按电量比例分给用户侧。

仍以2.3.3节的例子进行说明。

1）机组A、B所在节点电价分别为0.3元/kWh和0.8元/kWh，用户统一结算点价格为0.5/kWh；

2）机组A、B的绝对价格中长期合同分别为0.2亿千瓦时和0.1亿千瓦时；

3）四个售电公司E、F、G、H，代理的用户的用电量分别为2、1.6、1、0.4亿千瓦时，占比分别为40%，32%，20%，8%。

①机组A阻塞费：0.2*0.2=0.04亿元

②机组B阻塞费：-0.3*0.1=-0.03亿元

③总阻塞费：0.04-0.03=0.01亿元

④售电公司E、F、G、H分得的阻塞盈余分别为：

E：0.01*0.4=0.004亿元

F：0.01*0.32=0.0032亿元

G：0.01*0.2=0.002亿元

H：0.01*0.08=0.0008亿元。

讨论：绝对价格中长期交易阻塞费机制与价差中长期交易阻塞费机制的主要区别在两个地方：１）各自合同的发电方按照所在节点的电价计算的阻塞费（即原始阻塞费）缴纳，总阻塞费不在全体发电之间按上网电网进行平均；２）缴纳的阻塞费形成的阻塞盈余分给用户侧而不是发电侧。

总体上，绝对价格中长期合同的阻塞费与现货偏差电量的阻塞费机制是类似的：如果绝对价格中长期交易的成交价与现货中用户统一结算点的价格相同，则减去应缴纳的阻塞费后，发电获得的价格就等于所在节点的节点电价。

3现货市场

现货市场包括日前市场和实时市场两个环节。交易的产品包括电能量和调频辅助服务。

3.1市场出清和结算的基本原则

１）日前市场

日前电能量市场中，用户侧采用报量不报价的形式，且用户侧申报的电量仅参与结算，不参与出清。即：

日前市场出清：基于发电侧报价与系统日前负荷预测。即：日前市场出清模型中的供给曲线由发电侧报价形成，需求曲线为无价格弹性的、由调度机构预测得到的日前负荷预测。

日前市场结算：日前市场结算价由日前市场出清形成，发电侧按日前市场节点电价结算，用户侧按日前市场所有市场用户的加权平均价即用户侧统一结算价结算，发电的结算量为日前市场偏差电量（日前市场出清量－总中长期电量），用户的结算量为日前市场偏差电量（日前申报量－总中长期电量）。

用户侧统一结算价应该为所有市场用户的加权平均价，根据所有市场用户所在节点的节点电价和申报量加权平均计算得到。当前阶段，由于技术上无法准确确定每个市场用户的所在节点，采用了一种简化的方法，根据发电侧电费与分摊的阻塞费计算用户侧的统一结算价。

２）实时市场

实时市场出清：基于日前锁定的发电侧报价与系统实时负荷预测。即：实时市场出清模型中的供给曲线由日前锁定的发电侧报价形成（与日前市场的相同），需求曲线为无价格弹性的、由调度机构预测得到的实时负荷预测。

实时市场结算：基于实时市场出清价与实际发用电量。发电按所在节点的实时点电价结算，用户按实时市场的用户统一结算价结算。

３）阻塞盈余与不平衡资金

现货市场的阻塞盈余分配给用户侧（阻塞盈余为正，用户侧得到额外的收益，阻塞盈余为负，用户侧额外支出）。

日前市场、实时市场发用电出清量的不平衡造成的不平衡资金按相关规定分给发电侧或用户侧，按小时统计，按月结算。

3.2日前市场结算

3.2.1基本结算公式

日前市场发电侧的结算见公式1-3；日前市场用户侧的结算见公式4-6。

①发电的日前现货结算=发电的日前现货偏差*发电节点电价

②发电的日前现货偏差=发电日前市场出清量-发电中长期合同量

③发电中长期合同量＝基数电量＋价差合同电量＋绝对价合同电量

④用户的日前现货结算=用户的日前现货偏差*用户侧统一结算价

⑤用户的日前现货偏差=日前申报量-中长期合同量

⑥用户中长期合同量＝价差合同电量＋绝对价合同电量

3.2.2用户侧统一结算点价格

用户统一结算价理论上应根据所有用户所在节点的电价、节点的负荷加权计算。由于相关技术条件不成熟，采用了一种特殊的计算方法。

⑦用户统一结算价=发电平均上网电价+折算阻塞价

通过公式8-10计算发电平均上网电价：

⑧发电平均上网电价=发电侧市场总电费/发电侧市场总上网电量

⑨发电侧总电费=所有机组日前电费之和

⑩某机组日前电费=机组日前现货偏差*机组所在节点电价

通过公式11-14计算折算阻塞价。之所以称为“折算”，是由于这种方法假设市场用户和非市场用户在系统中各节点的分布比例相同，因此应该承担的阻塞按用电量比例分摊。

⑪折算阻塞价=折算阻塞费/发电侧市场总上网电量

⑫折算阻塞费=总阻塞盈余*市场电量占比

⑬总阻塞盈余=价差中长期阻塞盈余+绝对价阻塞盈余+现货阻塞盈余

⑭市场电量占比=市场总上网电量/总上网电量

总阻塞盈余也可以按以下公式计算

⑮总阻塞盈余=发电总全电量理论电费-用户总理论电费

⑯发电总全电量理论电费=所有发电的全电量电费

⑰某发电的全电量电费=现货出清量*现货节点价

⑱用户总理论电费=所有节点负荷的总理论电费

⑲某节点的理论电费=某节点的出清量*现货节点价

通过以上公式7-19，计算得到了用户统一结算价。其实，有更加简单的计算方法：

⑳用户统一结算价=市场用户总电费/市场用户总电量

21市场用户总电费=所有用户的节点电价电费之和

22某用户的节点电价电费=该用户的用电量*所在节点的节点电价

之所以没有采用公式20-22计算，而是采用7-19计算，是由于用20-22公式，需要知道每个市场用户所在的节点。而目前，技术条件不支持该数据的获得。

3.2.３日前市场结算算例

为了说明日前市场结算的相关规则，这里设计一个小算例。为了简化分析，假设日前负荷预测没有误差，实时市场偏差量为零。具体如下。

3.2.3.1中长期交易情况

1）机组A、B的基数合同分别为1.5亿千瓦时和0.5亿千瓦时，非市场用户用全部位于节点B。

2）机组A、B的中长期价差合同分别为2.2亿千瓦时和0.7亿千瓦时，共2.9千瓦时。

机组A、B的中长期合同总量分别为3.7亿千瓦时和1.2亿千瓦时，共4.9亿千瓦时。

３）有两个售电公司E、F，代理的用户1和2的分别位于A、B节点，售电公司F与机组B签订0.4亿千瓦时中长期价差合同；售电公司E分别与机组A和B签订2.2亿千瓦时和0.3亿千瓦时的中长期合同，共2.5亿千瓦时。

3.2.3.2现货市场参数及出清

4）用户1和2的用电量分别为2.5亿千瓦时和0.5亿千瓦时；位于B节点的非市场用户用电量为2亿千瓦时；A、B节点的总负荷分别为2.5千瓦时和2.5千瓦时。

5）机组A、B现货市场报价分别为0.3元/kWh和0.8元/kWh，日前负荷预测为5亿千瓦时，A、B间的最大传输容量为1亿千瓦；

6）机组A、B的日前市场出清量（=上网电量）分别为3.5亿千瓦时和1.5亿千瓦时，偏差电量分别为-0.2亿千瓦时和0.3亿千瓦时，A、B节点的出清价分别为0.3元/kWh和0.8元/kWh。

3.2.3.3现货偏差结算

发电侧现货偏差结算：

①机组A现货偏差电费：-0.2*0.3=-0.06亿元

②机组B现货偏差电费：0.3*0.8=0.24亿元

③机组总偏差电费：-0.06+0.24=0.18亿元

用户侧现货偏差结算：

④用户1现货偏差电费：0亿元

⑤用户1现货偏差电费：0.1*0.8=0.08亿元

⑥用户总偏差电费：0+0.08=0.08亿元

现货总结算：

⑦现货总偏差结算：0.08-0.18=-0.1亿元

讨论：按准确的节点电价计算，应支付给发电的现货偏差结算为0.18亿元，用户支付的现货偏差结算为0.08元，产生了0.1亿元的亏空。这个亏空产生的原因，就是前述分析的阻塞盈余亏空。可以看到，中长期交易中，机组A签订了3.7亿千瓦时。由于节点A的负荷只有2.5亿千瓦时，1.2亿千瓦时需要从A送到B。但实际电网中AB间的传输极限只有１亿千瓦时。由于按照当前的规则，价差中长期交易相当于免费获得了输电权，不需要缴纳阻塞费（先缴纳又返还了）。在中长期交易中，相当于免费分配了1.2亿千瓦时的输电权。但由于实际电网只有1亿的输电能力，相当于多分配了0.2亿千瓦时的输电权，输电权按0.5元/千瓦时的价格，就是0.1亿元。

也可这样计算：机组A的总中长期合同为3.7亿千瓦时，但A节点的负荷只用2.5亿千瓦时，需要1.2亿送往节点B；由于实际输电容量只有１亿千瓦时，中长期合同无法满足同时可行性条件，出现阻塞盈余亏空。

实际的规则中，用户的电价按“发电均价+折算阻塞价”的方法计算，这个会影响用户的结算价格，但对阻塞盈余的亏空数值没有影响。

3.2.3.4按当前市场规则计算阻塞价格

⑧真实的阻塞价格：0.8-0.3=0.5元/kWh

⑨总阻塞费：0.5*1=0.5

⑩市场用电比例：（2.5+0.5）/5=0.6

⑪市场用电阻塞费：0.5*0.6=0.3亿元

⑫市场用电阻塞费价格：0.3/3=0.1元／千瓦时

⑬市场发电总电费=0.3*2+0.8*1=1.4亿元

⑭用户侧结算价格=(1.4+0.3)/3=-0.57元／千瓦时

⑮用户偏差电量电费=0.57*0.1=0.057亿元

讨论：按准确的节点电价计算，用户应支付的现货偏差电费为0.08亿元，按当前的折算方法，偏差电费为0.057亿元。这是由于，现货市场是边际成本定价方法，每个节点的负荷无论其电力是哪个节点的发电发的，都是按所在节点的电价结算的。按当前的用户统一结算点电价的计算方法，计算的实际上是市场电的平均价（0.57），因此会比节点电价（0.8）低。当然，如果改变算例的数据，比如现货中用户的偏差电量位于节点A，则按目前规则计算的用户偏差电量电费会比实际应缴纳的高。结合这个例子，如果修改相关中长期交易的情况，使得负荷1的现货偏差为0.1亿千瓦时，负荷2的现货偏差为0，则按节点电价准确计算的用户现货偏差电费为0.03亿元，按现有规则折算得到的用户现货偏差电费仍为0.057亿元。

3.2.3.5按统一结算点计算阻塞费

表四中给出了各类交易应交阻塞费情况，是基于各类负荷的实际位置。实际市场中，并没有该信息。假设各类负荷在各节点的分布都相同，阻塞费的计算基于用户统一结算点价格。

⑯阻塞费=用户应交电费-发电应收电费

基数电阻塞费计算：

⑰基数电用户应交电费费=2*0.567=1.133亿元

⑱基数电应收电费=1.5*0.3+0.5*0.8=0.85亿元

⑲基数电应交阻塞费=1.133-0.85=0.283亿元

⑳基数电实交阻塞费=0

市场化中长期合同阻塞费计算：

21中长期用户应电费=2.9*0.567=1.643亿元

22中长期发电应收电费=2.2*0.3+0.7*0.8=1.22亿元

23中长期应交阻塞费=1.643-1.22=0.423亿元

24中长期实交阻塞费=0.423亿元

25中长期可分配阻塞盈余=0.423亿元

现货市场阻塞费计算：

26现货增量用户应交电费=0.1*0.567=0.0567亿元

27现货发电应收电费=-0.2*0.3+0.3*0.8=0.18亿元

28现货应交阻塞费=0.0567-0.18=-0.1233亿元

29现货市场阻塞盈余=-0.1233亿元

总市场盈余为各个市场阻塞盈余之和，包括基数合同市场、市场化合约市场、现货市场。由于基数电未参与结算，实际阻塞盈余应扣除基数电应缴纳阻塞费。

30总市场盈余=0.283+0.423-0.123=0.583亿元

31实际市场盈余=0.423-0.123=0.3亿元

现货市场中，发电出力的调整可以认为是为了两个目的：1）应对现货增量负荷，比如节点B的用户增加的0.1亿千瓦时的电力。2）解决中长期合同物理不可行的问题。本例中，根据中长期合同（包括基数），需要有1.2亿的发电从A送到B。但实际线路最大传输功率只有1亿千瓦时。这样，就需要进行上、下调交易：位于节点A的发电减少出力0.2亿千瓦时，位于节点B的发电增加出力0.2亿千瓦时。这部分成本为（0.8-0.3）*0.2=0.1亿元。这里简单的认为节点B的增量负荷0.1全部由节点B的发电供应。实际上，按规则的基本思路，B应按比例由A、B节点的发电供应：

32 机组A供应比例：2/3=0.667

33 机组A供应量：0.1*0.667=0.0667亿千瓦时

34 机组B供应量：0.1*0.333=0.0333亿千瓦时

根据上述结果可以计算为解决中长期合同执行问题的上下调电量

35 机组A下调量：0.2+0.0667=0.2667亿千瓦时

36 机组B上调量：0.2667亿千瓦时

37 上下调成本：0.5*0.2667=0.1333亿元

现货增量用电按表4计算的0.1元/千瓦时的价格，应承担阻塞费为：

38 现货增量用电阻塞费：0.1*0.1=0.01亿元

现货总盈余可以用上下调成本与现货增量用电阻塞费计算

39 现货总阻塞盈余：-0.1333+0.01=-0.1233亿元

可以看到，这个值与公式29的值相同。

将以上结果总结到表5

可以看到，按照现有的规则，整个市场会有-0.1333亿元的盈余，即0.1333亿元的缺额。这是由于：根据规则，所有的中长期合同可以免费分配到输电权，相当于，将中长期合同对应的输电权收益给了中长期合同。根据电力市场相关理论，如果分配的输电权数量超过实际电网的可供应量，或者更加严谨的说，输电权分配方案不满足同时可行性要求，则市场结算中将产生资金的不平衡。

对这部分不平衡资金，不能简单的由现货市场的增量用户承担。从这个例子看到，用户的现货增量电量仅为0.1亿千瓦时，但不平衡资金有0.1233亿元，如果全部由这部分用户承担，相当于在原来的电价的基础上再增加1.233元/千瓦时。用户侧是无法承担的。

3.2.4不平衡资金处理方法的建议

从前面看到，现货市场的阻塞盈余包括两个部分：现货增量用电造成的阻塞盈余、中长期合同执行调整造成的费用。第一部分资金为正，而第二部分的资金为负。在系统阻塞不严重，或者中长期合同比例不高的情况下，资金总额为正；相反，当系统阻塞比较严重，同时中长期合同比例较高的情况下，资金总额可能为负。市场规则应考虑各种情况，包括资金为正、资金为负的的不同情况。这里结合2.3.1.4介绍的内容，给出两种解决的建议。

3.2.4.1等比例裁剪阻塞盈余收入

第一种方法是等比例减少所有输电权所有者的收入。在中长期合同的结算中，先按实际阻塞价格缴纳了阻塞费，然后将收取的阻塞费再全部返回。对现货市场的用户，也是按含阻塞费的统一结算点价格结算，然后再将相应的阻塞盈余返回。可以根据市场整体盈亏的情况，等比例调整阻塞盈余返回额。比如本例中，市场总盈余实际只有0.3亿元，但阻塞盈余分配了0.423亿元，因此造成了缺额。如果按比例(0.3/0.423=0.709)减少阻塞盈余分配,则可以得到

40中长期阻塞盈余返还：0.709*0.423=0.300亿元

41用户现货增量阻塞盈余返还：0.709*0.01=0.007亿元

42总阻塞盈余返还：0.3+0.007=0.307亿元

43总盈余：0.3-0.307=-0.07亿元

总盈余-0.07是计算误差造成的。如果按准确的数值计算，这里的总盈余应该为零。

详细结果见表6所示。

3.2.4.2纳入输配电费

亏空/剩余是由于事前分配的输电权与电网实际的输电能力不匹配，并不是哪个市场主体的责任。由于我国尚没有明确的输电权分配机制，只是简单规定了不同来源阻塞盈余的分配方法。可以考虑将阻塞盈余的亏空/剩余纳入电网准许收入，在下一年或下一周期的输配电价中反映。

小结

本系列文章将对南方（以广东起步）电力现货市场2021年5月结算试运行的规则进行介绍和讨论。本部分主要对中长期合同及日前市场的相关规则进行介绍，重点讨论了与阻塞费、阻塞盈余相关的内容。本次结算试运行中再次出现了阻塞盈余为负的情况。本文用一个简单算例分析了负的阻塞盈余产生的原因，提出了两种解决方案的建议。

对采用节点电价的市场，阻塞费、阻塞盈余分摊机制是不可回避的内容，不能因为相关理论复杂就回避这个问题。市场规则的设计必须考虑不同供需情况，可以处理不平衡资金为正、为负的不同场景。

阻塞盈余为负的本质原因是免费分配的输电权不满足同时可行性条件。国外电力市场中也有类似的问题。论文[3-4]对这个问题进行介绍，提出了一些建议的方案，可供相关市场参考。

参考文献

[1]陆昭扬，实验经济学在电力市场中的应用，华南理工大学硕士论文，2021年6月

[2]陈柏柯,张经纬,朱继松,荆朝霞.新加坡电力市场授权合约分析及其启示[J/OL].中国电力:1-10 [2021-06-10]. http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.3265.TM.20210304.1123.005.html.

[3]甘子莘,荆朝霞,谢文锦,刘煜,潘湛华.适应中国电力市场改革现状的输电权分配机制[J/OL].中国电力:1-8[2021-06-12].http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.3265.TM.20210121.0901.002.html.

[4]曾鹏骁,孙瑜,季天瑶,荆朝霞,陈紫颖.金融输电权市场的收入充裕度问题研究及其对我国的启示[J/OL].电网技术:1-15[2021-06-12].https://doi.org/10.13335/j.1000-3673.pst.2020.1612.

[5]走进电力市场合集(2016.11.13-2020.12.30)