面向新一轮电改的电力市场交易结算业务研究

胡卫东+李增彬+叶青+马莉

摘 要：通过研究我国电力市场交易结算业务现状，分析改革新形势对结算业务的影响。结合国外电力市场交易结算业务经验，明确新改革形势对我国结算业务提出的新要求及需要完善的问题，为新形势下我国电力市场交易结算业务的开展提供借鉴和参考。

关键词：电改；电力市场；结算业务

中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）06-0167-04

2015年3月16日，中共中央、国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称中发9号文），标志着新一轮电改开启。

根据各国电力市场化改革经验，在一套完整的市场交易体系中，结算业务是其核心组成部分之一，与市场交易主体的经济利益紧密相关，直接影响到电力市场的平稳运营。各国电力市场化改革进程中，在不断引入新的市场交易方式的同时，也在不断优化市场交易结算方式。

随着我国新一轮电改的推进，电力交易将呈现多类型、多模式、多层次的特点，市场主体日益丰富，交易模式更为灵活多样，各个市场主体之间的利益关系更加错综复杂，从而对电力市场交易结算业务提出了新的挑战。因此，亟需系统深入研究国外成熟电力市场的结算业务，为开展我国新形势下的结算业务提供重要借鉴和参考，确保电力市场的稳定、高效运行。

1 我国电力市场交易结算业务现状

1.1 我国电力交易结算业务现状

电力结算业务模式与市场主体、交易品种、价格形成机制、计量数据归集方式等都密切相关。

1.1.1 计量数据管理方式

大部分地区发电企业上网关口表由相应电网企业调度部门归口管理，用户接装关口表计由相应电网企业归口管理，具体信息如表1所示。

1.1.2 差电量处理方式

目前偏差电量考核主要针对通过购售电交易合约明确限定了交易电量规模的市场化交易。目前针对偏差电量的处理包括偏差电量的核算、偏差电量对应电价的确定两大重点工作。

（1）偏差电量的核算。省间交易中出现的偏差电量都在电网间结算过程中处理，以月为周期，计量电量为基础，结合合同电量和调度计划得出结算电量。如上图所示，计量电量关口选择A网出网关口，合同电量也以A网计划输出电量为准，为了在电网B中处理偏差电量，计量电量与合同电量按一定联络线线损折算至电网B侧。

目前针对省内交易偏差电量的处理以滚动调整方法为主，不管用户多用或少用，当月均按照用户的实际用电量结算，偏差滚动到次月来解决，不同省份按月、按季度、按年度等处理周期不同。这种办法的本质是用计划的手段来解决市场问题。其优点是与现行电力电量平衡机制衔接较为顺畅，而且在各地试运行已经取得一定的经验。缺点是由于是用计划来调市场，直接交易规模的规模严重受限，只适用于开展年度交易的地区，且交易机构人工工作量较大。

（2）偏差电量电价。针对电力用户和发电企业的偏差电量电价，根据多用、少用的不同情形有不同的价格机制。

①针对用户：实际用电量超过总合同电量的，首先根据月度交易计划结算当月合同电量。对于超出部分，如果用户存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度（多月）合同，则按照该年度（多月）合同结算，同时滚动调减该年度（多月）合同的次月电量；如果用户不存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度（多月）合同，则3%（含）以内的偏差电量按照其同类型用户目录电价结算，3%以上的偏差电量按照其同类型用户目录电价的110%结算。

实际用电量少于总合同电量的，首先结算月度交易合同电量，然后结算尚未执行完毕且各月电价相同的年度（多月）合同分月电量，相应滚动调增该年度（多月）合同的次月电量，并不再计算月度偏差电量。如果用户实际用电量少于月度交易合同电量，或不存在尚未执行完毕且各月电价相同的年度（多月）合同，超出-3%部分按其同类型用户目录电价的10%缴纳违约金。

②针对发电企业：当其上网电量超过总合同电量时，首先结算市场交易合同电量，然后按照政府批复的上网电价结算优先发电合同电量，其中，优先发电合同电量和各月电价相同的年度（多月）市场交易合同电量允许在合同周期内滚动结算。没有合同的超发电量按照同类型机组标杆电价的90%结算。

当其上网电量少于市场交易总合同电量时，上网电量按照其各类市场交易合同的加权平均价结算，并收取违约金。

1.1.3 网损和补偿的处理

公平、合理地分摊交易网损，有效地进行网损补偿关系到电力市场是否能有效发挥配置资源的作用。电力系统潮流是一个大规模非线性问题，电网上的网损是电源、负荷的非线性函数。功率流动服从电路定律，合同路径与实际物理路径不一致，使网损精确计算与分摊变得十分困难。

目前我国省间交易网损没有统一的处理方式，由送受端区域电网协商确定，多按照“谁受电谁承担线损”的原则执行。

针对省间交易网损，多按照“谁受电谁承担线损”的原则，由受入省按照一定比例网损率承担，或将省间网损打包在跨省输电费中。

目前省内执行的输配电价大多包含省内线损和交叉补贴。线损作为一项重要的技术经济指标，是电力企业规划设计、生产运行、经营管理等各方面工作管理水平的综合体现，其好坏直接影响到省公司的整体经济效益。近年来随着电力企业市场化进程的逐步推进，线损工作更是受到各级电力企业的高度重视，各省从线损指标计划和降损措施等方面都进行严格管控。

1.2 我国电力交易结算工作存在的问题（图1）

1.2.1 结算方法有待完善，以符合多种交易机制

目前对理论线损率的研究还不够成熟，在结算时用准许输电损耗率进行计划安排和电量分摊。由于准许输电损耗率比实际输电损耗率大，导致结算电量出现偏差。

大部分电量采用传统年度合同方式签订，由政府定價、定量，小部分电量由市场竞争定价、定量。同时，交易主体与日俱增，交易类型也日益丰富，如发电权交易和双边交易等。目前，只是按照电量分割的思路进行多个主体之间的结算。当一个电厂与两个以上市场主体发生交易时，按照合同电量比例，对电厂实际上网电量进行分割，然后进行结算。结算方法单一，不能同时与多种交易机制兼容。

1.2.2 并网运行管理考核结算工作亟待改进和加强

各地方政府相关部门出台并网发电厂运行的考核办法存在一定差异，奖罚的力度、方式也不统一，亟需加以统一规范。有的地方考核工作不够规范，考核及奖罚情况没有定期公布，考核奖罚资金（电量）没有落实；个别地方在具体操作中，采取扣减实际发电量而奖励计划发电量指标的方式进行奖罚考核。有的地方对并网运行情况没有进行考核，部分单位考核资金（电量）未落实。

1.2.3 网损和补偿处理方式有待完善

随着远距离省间电力交易规模的扩大，长距离输电的线损由受入电网承担的压力越来越大，可由部分送出端电厂承担一部分网损，体现交易主体的真实成本，反映正确的价格信号；网损计算模型、测算依据应更透明，针对非市场交易的省间输电，计划网损的制定需要更加科学、合理、透明，并定期调整。

1.2.4 考核机制有待完善

每月按照计量结果结算，通常不涉及电量考核问题。电厂与电网公司签订的购售电合同中，只明确年电量和上网电价（有的省只约定上网电价），并没有严格界定每月发电量。在每月结算时，依据电厂上网关口计量电量结算，未完成（或者多发）电量，滚动调整后续月份的电量计划。现行考核机制工作量大、效率还不够高。未来应积极探索通过市场机制，疏解电量考核和偏差电量调整问题。

2 改革新形势对结算业务的影响

2.1 售电侧改革

根据售电侧改革相关政策，随着多元售电主体的成立及实质性开展业务，增量配电投资的放开，考虑到运用电网企业结算体系、降低改革成本、减少购售双方电费结算风险等因素，相关电改文件要求仍由电网公司负责统一结算。但改革后，结算的复杂度和风险加大：

（1）结算资金的安全压力增加。

（2）市场主体对结算效率和资金到账及时性要求提高。

（3）交易类型和市场主体的增加，可能导致产生较多结算争议。

2.2 交易机构相对独立

中发9号文提出“组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。”目前我国相继成立了相对独立的交易机构，具体有以下变化：

（1）信息披露对象呈现多元化特点，结算信息获取的渠道发生变化，要求依法依规使用相关信息和数据。

（2）结算信息获取、流转及发布的时限要求进一步明确，结算工作压力增加。

2.3 发用电计划放开

电改文件要求通过直接交易等市场化方式，逐步放开发用电计划，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主，平稳过渡到以市场手段为主。发用电计划的放开，将对偏差电量调整方式产生重大影响，主要包括：

（1）通过计划电量调整市场交易偏差电量的压力会越来越大。

（2）市场交易规模的扩大将显著增加结算工作复杂性和工作量。

2.4 两级电力市场结构

随着国家、省级电力市场体系的建立，发电企业、售电公司和部分用户将同时参加国家和省级电力市场，电力交易模式发生改变，进而影响结算业务，主要体现在以下方面：

（1）发电企业、售电公司和部分用户直接参与省间交易，交易关系复杂，结算工作量大大增加。

（2）未来合同条款更加细致，执行情况受到严格监督，对结算工作的精确性和规范性提出更高要求。

（3）省间交易的频繁开展，将使电量偏差责任更加难以界定，进一步增加结算的复杂程度。

3 新一轮电改对结算业务提出的新要求

从国际经验来看，结算业务的开展必须能够兼容多种交易机制，理清各项交易费用，明确交易双方的责任和权利，从而实现不同层面、不同区域的交易主体之间利益的合理分配，促进多买多卖、充分竞争的市场平台的形成以及资源的有效配置；具有完善的考核机制和科学合理的结算流程，使结算具有稳定性和灵活性；实现对结算过程的实时监管，使得结算过程透明化、明晰化；不断强化结算技术手段，借助信息系统，完善对结算合同和结算相关数据的管理，从而促进结算效率。

结合新一轮电改对结算业务的影响，未来结算业务面临以下新要求，如图2所示。

（1）增强结算业务和市场进程的协调性，能够满足市场运行需求、支撑市场发展。结算业务中的偏差电量和网损处理方式、结算类型（如电量结算、辅助服务费用结算、罚金结算等）与电力市场交易标的、市场交易规则等都紧密相关，要求既能满足不同发展阶段市场运行的需求，又要保障结算效率和电费资金安全，支撑电力市场的发展。

（2）完善结算信息发布功能，满足市场主体对公开性和透明性的诉求。结算信息涉及各市场主体各类交易的成交电量及成交价格、各市场主体申报电量和申报价格等信息，大多是私有信息。未来应规范结算信息发布内容，对于交易双方关注的电量计算方式、电价确定方式，依法依规在规定时间向规定主体及时发布，促进与结算相关的信息披露、计量数据管理等各项工作主动加强规范性，满足市场主体对公开性和透明性的诉求，增强市场主体在改革中的获得感。

（3）增强计量数据管理的规范性，保障结算效率。交易机构相对独立运行后，结算更多的工作量集中在市场交易部分，交易机构通过在交易平台备案的购售电合同能够获取市场交易价格数据。但是，相关表计数据需要与电网企业调度部门进行衔接，计量数据的准确性和及时性将直接影响整个结算工作效率。交易机构相对独立运行后，物理电量结算和财务结算会越来越清晰，一致性越来越高。因而对计量数据管理的规范性提出了更高要求，必须保障结算的准确性和及时性，减少市场主体争议，保障结算效率。

（4）通过技术手段缓解结算工作量增大的压力。交易主体、交易标的的增加，省间交易的频繁，不同时间尺度、不同交易标的的合同数量和合同種类的增加，偏差电量计算的增大，都将使结算工作量大为增加，这就需要不断完善结算系统，通过与电能量计量系统、交易管理系统和EMS系统的数据交换，对合同进行全面、系统、连续、综合地核算和监督，并在此基础上完成电力市场中各种合同、交易与服务的经济结算，完成市场成员之间各类费用的结算审核，为结算提供强大的技术支撑。

4 新形势下的我国电力市场交易结算业务思考

随着各国电力市场化改革进程的不断深入，积累了大量可以借鉴的宝贵经验。自2002年电力市场化改革以来，推进电力市场交易结算业务，保证市场交易各方的利益，一直是我国电力市场建设的一项重点工作。因此，在深入认识我国现实国情的情况下，充分借鉴国外经验，开展电力市场交易结算业务，对促进我国电力市场化改革具有重要意义。

根据电改文件，将以不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模为主；交易机构相对独立运行，出具结算依据；电网企业负责收费、结算，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。新形势下的我国电力市场交易结算业务重点对以下内容进行完善和调整：

4.1 保证减少各个环节的电价波动，保证给市场成员提供充分的投资信号

各国电力市场交易结算业务的开展都是以保障电力市场稳定运行为最终目标。电力市场能否稳定运行，是衡量电力交易结算业务成败与否的关键。电力市场稳定运行主要表现在两个方面：一是系统运行稳定，二是电价稳定。系统运行稳定是整个电力市场运营的物理基础，而电价稳定则是整个电力市场运营的经济基础。为了保证系统与电价稳定，需要在电力市场交易结算业务流程设计中，建立有效的市场风险防范机制，减少各个环节电价的波动；并在此基础上，通过厘清各结算主体之间的利益关系，保证各主体获得合理的经济回报，进而为市场成员提供充分的投资信号，激励各个环节的电力投资，不断提高系统备用水平，保证系统可靠运行。

4.2 以价格机制改革为先导

科学合理的价格机制是市场交易顺利进行的前提，也是电力交易结算业务开展的根本保障。国外先进的电力市场交易结算业务都是建立在完善的市场价格机制的基础上，因而在结算过程中才能准确地核定结算费用，协调各方的利益关系。

4.3 充分发挥交易管理机构在结算过程中的信用管理作用

一般来说，电力交易管理机构指的是电力交易中心或电力交易所。国外的发达电力市场都十分重视发挥交易管理机构在电力交易结算过程中的平台作用，如PJM市场分别建立了针对电力实物交易的电力交易中心和电力金融交易的电力交易所，主导整个市场的交易和结算。

电力市场交易结算大多表现为信用结算，因此对交易双方的信用有较高的要求。在电力市场交易结算过程中，加强交易管理机构对结算过程的介入，有助于提高整个交易的信用等级，防范结算风险的发生。因此，在未来我国电力市场建设中，应当充分发挥电网企业在结算过程中的信用担保作用，在交易撮合、信息发布的基础上，做好信用管理工作，确保我国电力交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。

4.4 以统一的结算规则的建立为先导

目前，在我国电力交易结算的实践工作中，各交易主体权责不清，相关利益关系难以界定，其中的重要原因就是缺少统一的、完善的结算规则，不同地域、不同环节的结算规则不能较好地兼容。因此，我国应当在借鉴国外经验的基础上，充分考虑我国的现实国情，建立起一套能够涵盖我国各种交易种类和交易环节、统一的结算规则，以规范我国电力市场运行过程中各个方面的结算行为。

4.5 引入结算后调整机制

在电力市场交易结算的实际操作中，由多个系统、多个过程导致的数据误差要求建立一套结算后调整机制，这种机制可以对发现的数据误差进行修正。加拿大阿尔伯特电力市场就是通过建立结算后调整机制，保证电量结算结果的准确可信。为了保证我国电力市场交易结算结果的准确可信，我国有必要引入结算后调整机制。

4.6 通过结算电子信息系统自动生成结算单据

各国负责结算的机构，如美国PJM OI、英国Elexon、澳大利亚国家电力市场管理公司NEMMCO等，普遍通过完善的电子信息系统，完成结算数据的自动收集和汇总，直接生成结算单据，供相关市场主体核对。避免了大量的人工基础性工作，提高了结算数据的准确性、缩短了结算工作的时间，提高了工作效率。

综上所述，新形势下的我国电力市场交易结算业务开展如图3所示。

5 结语

通过分析我国电力市场交易结算业务现状，研究改革新形势对结算业务的影响，结合新一轮电改对结算业务开展提出的新要求及需要完善的问题，为确定兼顾各方利益和市场效率、灵活便捷的结算方法提供借鉴和决策参考，从而降低结算风险，提高结算效率，保障电力市场有序、高效运行。

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