基于双结算方法的跨省电能交易结算机制

代红阳，陈玮，何利平，欧阳邵杰，温国伟

(1. 广州电力交易中心有限责任公司，广东 广州 510623；2. 广东电网有限责任公司，广东 广州 510620)

区域市场内的省间电力交易是指电力企业与本省外的电力企业开展的电能交易[1]。我国的能源分布不均衡，能源禀赋特征与负荷分布存在地域不匹配的情况，因而开展省间电能交易对实现区域内资源优化配置、促进可再生能源大规模消纳、提高市场效率具有重要作用[2]。当前，我国电力行业正处于发展转型期，电力市场快速发展[3]。近年来，在国家政策支持和相关市场主体积极响应下，跨省跨区电力交易取得了一定效果，如皖电东送、西电东送[4]等。然而，我国以省为单位组织市场交易的现实增加了跨省电能交易难度。区域市场中的不同省级市场存在规则差异、诉求差异、资源和负荷特性差异，交易难以达到理想均衡点，容易造成交易不公平和效率损失[5-6]。其中，结算机制涉及主体最广，且直接影响主体利益分配的公平合理性，是省间交易的关键。

目前，我国省间交易还处于计划和市场的“双轨制”阶段，市场结算采用先市场后计划的顺序执行，但本质还是计划电量占多数。随着电力市场改革的深化，“计划电”将逐步退出历史舞台，越来越多的电力交易将通过市场实现。市场化交易与非市场化结算机制的最大区别在于：非市场化结算机制是以利益均衡和大一统为准则的市场偏差处理方式，无法体现市场所强调的公平性原则和市场契约精神，不利于保障市场良性发展。因此，亟需设计一套适应于完全市场化的跨省电能交易结算模式来解决上述矛盾。一般而言，跨省电力交易有2种情形：①区域电力市场内，相对独立的下级市场之间的交易，本质为区域市场内不同省级市场间的交易；②独立电力市场之间的跨市场交易。本文研究对象是存在省级电力市场和区域电力市场两级电力市场的区域市场，即跨省交易结算是指区域市场内的不同省级市场间的交易结算机制，区别于区域电力市场之间跨区交易和结算机制。

当前，对于跨省电能交易结算的研究主要集中在2个方面：①旨在解决计划和市场同时存在时面临的公平性和效率问题。文献[7]基于现有的偏差电量分摊结算方法和偏差电量单独结算方法，提出了一种偏差电量加权平均定价的跨省区电能交易结算方法，以期维护非市场化交易中的结算公平性。文献[8-9]提出了对于实际关口电量与计划电量的偏差按交易计划值比例进行分配的交易电量结算方案，从而保证华北区域市场网间结算的公平合理性。胡嘉骅等人则针对实际运行中出现的负线损情况，提出了计及偏差电量合理分解的省间电能交易结算方法[10-11]。文献[12]针对当前跨省区电能交易存在的“市场电”和“计划电”难以区分、偏差电量处理方法不完善和不统一等问题，设计了基于区域发电成本核准的偏差电量定价方法，并据此分别计算合同电费和偏差电费进行结算。②设计未来市场体系下的电能交易结算模式。曾鸣等人参考国外处理电力市场安全性与稳定性矛盾的经验，提出了基于双结算制度的分散式和集中式相协调的电力市场体系，以降低市场风险，提高市场效率[13]。在此基础上，进一步研究了网络不确定性与市场环境下电力市场双结算方法，并测算了双结算方法产生的社会福利和对系统概率性事故的影响[14]。

上述文献就不同市场阶段的跨省电能交易结算模式进行了一定的研究，但基本限于偏差电量或偏差定价方法的研究，对于整个跨省电能交易的结算机制、结算流程、内在逻辑、配套机制缺乏体系化研究，容易造成以点盖面，难以实现系统性改进。鉴于此，本文结合国外典型市场跨区交易结算机制，针对未来电力市场发展所面临的潜在风险和问题，提出了基于双结算方法的跨省电能交易结算机制，明晰了双结算方法的结算关系、内在逻辑和关键要素，设计了一套偏差电量处理方法，并指明了双结算方法应用所需的配套机制。

1 典型区域电力市场的跨地区交易结算机制

1.1 美国PJM电力市场跨州交易结算机制

在现货市场中，每一个市场主体的全部电量在日前市场与实时市场中分开进行结算，采用双结算机制。其中，中长期市场的双边(多边)交易由当事人商定结算方式，可以委托美国PJM电力市场(以下简称“PJM”)结算(委托PJM结算相当于净额结算，可减轻市场主体的资金负担)，也可以不由PJM结算部门结算；日前市场的出清电量依据日前市场的出清价格结算，实时出清量与日前市场出清量的偏差部分以实时出清价格结算，实际发用电曲线和实时调度曲线的差值按系统实时能量价格结算[15]。

PJM大部分市场主体装有智能表计，因此结算部门能够得到市场主体在日前市场出清和实时运行的全部电力曲线。少部分不安装智能表计的居民用户用电量按事先规定的标准用电曲线直接结算。能量市场中，电费结算以周为单位。从上报数据到结算完成，整个周期一共19 d[15]。偏差电量产生电费的结算以月为单位，市场主体需在用电当月之后的2个月内上报用电数据。整个周期一共3个月。

PJM能量市场的结算由结算部门负责执行并由第三方监管机构监管[16]。

1.2 北欧统一电力市场的结算机制

北欧电力市场从物理交割方式的角度可以分为日前市场、日内市场、实时平衡市场、备用容量市场。北欧日前、日内平衡市场是由是北欧能源交易所(Nord Pool)组织运行，实时偏差由各个国家的系统运行商(transmission system operators，TSO)通过辅助服务调整[17]。电能在北欧能源交易所的日前市场进行物理交易，以小时为计时基础，计时时间最长可达电能输送的前24 h。在期货市场OMX/Nasdaq进行金融交易，主要为了预防电价损失。大部分电能通过现货市场交易，此外还有小部分电能通过电力生产商和电力交易公司之间的双边协议进行交易。期货交易也可以采用双边协议的形式进行[18]。

日前市场和日内市场通过现货交易所进行结算。虽然欧洲统一日前市场计算出了北欧各个价区的价格，但是为了获得一个金融合约可以对标的价格，北欧交易所还会对其交易所管辖范围内的市场进行二次出清，获得一个日前系统价格。二次出清的日前系统价格是一个金融合约对标值且每小时都会发生变化，各市场成员依旧根据各个价区出清的成交量和价分别结算。日内市场采用滚动连续出清方式来进行交易，只要用户侧报价大于发电侧报价，交易即可成交。

实时平衡市场是由各国TSO分别组织的，由于北欧四国的网络容量足够大，调用上下调服务时可以调用整个北欧市场的所有机组。

实际交割完成以后，实际的发用电量和调度指令的偏差部分称为不平衡电量。在北欧，芬兰、瑞典和挪威的TSO建立了协调统一的北欧不平衡结算模式，成立了专门负责不平衡结算的eSett公司[19]。北欧的电力平衡通过平衡责任方来完成，对平衡责任方的不平衡电量结算分为发电不平衡电量结算和用电不平衡电量结算。北欧统一电力市场的不平衡结算机制见表1。

表1 北欧电力市场不平衡结算机制
Tab.1 Unbalanced settlement mechanism of Nordic electricity market

结算方式上调时段下调时段无上下调时段双结算负发电不平衡量上调价格日前系统价格日前系统价格正发电不平衡量日前系统电价下调价格日前系统价格单结算负发电不平衡量上调价格下调价格日前系统价格正发电不平衡量上调价格下调价格日前系统价格

1.3 经验与启示

1.3.1 国外电力市场结算机制的异同分析

各个典型市场的交易结算差异主要与各国所采用的电力市场模式及其设计思路有关，主要表现在：

a)PJM中存在内部和外部监管，而欧洲则不存在内部监管。

b)PJM现货市场采用全电量交易和优化，所以所有的金融合约都需要在PJM结算部门进行处理；而欧洲电力市场中电量交易采用分散式市场交易模式，所以金融合约不需要在结算机构进行处理，可直接通过金融市场进行结算。

1.3.2 对我国电力市场交易结算工作的启示

a)市场模式是基础。市场组织者需要明确区域电力市场的市场模式，只有市场模式确定后才能设计一套符合区域市场特征的结算体系。

b)偏差定价是核心。随着市场逐渐成熟，要搭建基于市场的偏差定价机制，体现市场信号的作用，同时引入平衡机制和辅助服务机制。

c)硬件设备要跟进。一方面，随着市场成份和交易品种日趋复杂，对信息采集的准确性和及时性提出了更高要求，因此计量设备要持续更新；另一方面，市场拥有海量数据以及复杂的物理和金融合约需及时准确处理，交易结算系统要根据市场要求不断完善。

d)风险管控要注重。电力市场的结算风险主要是资金风险，各电力市场的设计者都在相关的规则中引入风险管控的内容，如信用保函制度和保证金制度等。

2 双结算方法的内涵

2.1 双结算方法的定义

双结算方法是指按照契约行为和违约偏差行为将省间电力交易结算分解为事前结算和事后结算的电力交易结算方法。其中，事前结算是指电量物理交割前按照契约约定对合同进行事前结算，保证合同百分百得到执行；事后结算是指电量物理交割后，依据主体市场行为的偏差与否和偏差程度按偏差电价进行结算，从经济上给予违约行为以负激励。通过事前结算和事后结算作为市场结算的一个流程，可得到所有市场主体的总费用。双结算方法如图1所示。

图1 双结算方法Fig.1 Two-settlement method

从时间轴线来说，双结算方法是一个二次结算的过程：预电量结算，按照成交曲线和市场价格结算，出清结果将作为后续市场的“基态”；第二次电量结算，按照最终的发、用电曲线与调度计划曲线的偏差和价格结算，即对“基态”之上交易偏差量进行结算。

2.2 双结算方法的市场原则

a)所有交易都将依循市场规则，按照合约履行交易职责。电力市场的放开和交易机制的不断完善也要求跨省电力交易强化市场契约精神，当前的“计划电”和“市场电”都将被赋予市场属性，计划电量以双边合约形式签署，并严格履约。市场主体任何违反契约精神的市场行为都会面临负向激励或惩罚措施。

b)系统安全是保障，市场交易达成是目标。在电力市场模式下，电力系统安全将由一个目标转变为一个约束，即：在系统安全的基本约束下，电力系统更倾向于保障系统灵活运行和市场交易行为的实现。系统运行一定程度上是为市场模式和市场行为服务的，而不能因容量不足或系统阻塞，在毫无违约成本的情况下限制或取消市场交易。

2.3 双结算方法的关键要素

2.3.1 结算主体及其职责

a)售电主体：依据市场交易规则与购电主体签署购售电合约，明确交易电量和电价；按照购售电合约执行交易计划，尽可能减少偏差；接受调度机构的指令，能力范围内响应辅助服务；按照合约和结算单收取电力交易中心的电费。

b)购电主体：依据市场交易规则与售电主体签署购售电合约，明确交易电量和电价；按照购售电合约执行交易计划，尽可能减少偏差；接受调度机构的指令，能力范围内响应辅助服务；按照合约和结算单支付电力交易中心的电费。

c)调度机构：结合交易计划和系统约束，发布调度计划，最大范围优化配置资源；负责指挥系统的调频、调峰、调压，协调和保障两级市场系统的安全稳定运行；监督发、供电计划的执行，并负责督促、调整、检查和考核；根据系统要求发布辅助服务需求，负责与辅助服务商签订辅助服务供应协议，以及出具辅助服务调用清单。

d)电力交易中心：根据市场主体的交易协议，出具结算单；按照市场交易规则向购电主体收取事前交易电费，并按合约支付给售电主体；校验跨省交易的关口数据，结合辅助服务清单计算偏差电量；在交易周期结束后，出具偏差电量清单，计算偏差率，并确定下周期偏差电价的惩罚因子。

e)输电公司：维护输电系统和设备，保障调度计划顺利执行；采集跨省交易的关口数据(包括点对网电厂外送的关口数据)；校验系统采集数据，校核偏差电量；按照交易中心出具的偏差电费清单，向市场主体收取偏差电费；根据调度机构出具的辅助服务清单，向辅助服务商支付辅助服务费用；结合关口数据和核定线损率，计算所要收取的输电费用，并向市场主体收取。

2.3.2 结算电量

双结算方法涉及的电量主要包括合约电量和偏差电量。合约电量由不同层级市场签署的合约集合决定；偏差电量是指实际发电或用电的电量与合同电量的差值。其中，比较关键的问题是实际电量计量的准确性和及时性，它是偏差电量测定的决定性因素。

2.3.3 结算电价

事前结算的电价按照合约价格或者市场竞价等方式产生和执行，充分体现市场化原则。双结算方法的偏差电价在基准电价的基础上利用惩罚系数调整，基准电价可通过综合成本法或市场定价法确定，惩罚系数由前3期市场主体偏差程度确定。其优点是相对准确地反映了市场价值信号，灵活性强，体现了偏差的后果；缺点是操作相对复杂，及时性、精准度要求较高。

2.3.4 偏差金额

偏差账户是为了满足区域电力市场建设需要，妥善处理发电企业、电网经营企业和电力用户的利益关系，规范竞价上网产生的差价资金管理，促进电力市场的健康发展而建立的区域电力市场资金账户。平衡账户主要用于偏差电费、辅助服务费等费用收支，根据国外经验一般设置在相对独立的交易机构内，并受政府监管部门监督和管理。为了保障主体权益，减少市场信用风险，还需考虑引入跨省交易保证金制度。

3 基于双结算方法的跨省交易结算机制

3.1 结算机制应用的市场条件

从我国当前电力市场建设和发展程度来看，可满足以下3点：

a)计划电量可转化为市场电量，以市场合约执行双结算。当前国内的区域电力市场基本确立了稳定的中长期市场和集中竞价市场(月度)，长期协议电量交易也可通过市场机制进行规范，参与到中长期交易市场中并依照合约执行双结算。

b)利用上下调服务和辅助服务补偿机制来维护系统平衡和执行不平衡结算。对于电量偏差，可通过经济调度(按月度封存的价格结算)上调或下调，偏差量计算是以各省电网及点对网电厂为单位开展，从市场角度来说，这些都是辅助服务供应商。调用的电量参考辅助服务补偿机制进行支付。

c)省级市场和独立电厂可担任平衡单元，不平衡电量由省级市场内部消化。按照目前的市场状态，数据关口设置在点对网电厂、区域市场和省级市场的产权分界点，跨省交易数据采集也只能到点对网电厂和省级电网主体，省级电力市场的不平衡量再由其内部消化。因此，主要的平衡单元只能由省级电网主体和点对网电厂担任。上述主体虽然平衡能力较强，但整个平衡机制无法反映出市场价值信号，只能作为新结算机制下的弥补性措施。

可见，现有的市场条件没有完全达到双结算方法应用的要求，表现在：价格机制不完善，偏差电价和辅助服务价格无法反映市场信号，无法体现公平性原则和市场化原则，不利于市场良性发展；没有短期集中市场消化中长期市场(包括双边交易市场和月度集中市场)的偏差，偏差只能通过调用辅助服务来维护系统平衡，对交易主体冲击较大，经济性欠佳。

因此，以下3个市场条件是未来区域市场建设必须重点考虑的：

a)区域日前市场。跨省电力交易的日前市场，旨在解决：①偏差电量没有消化渠道的问题，即在物理交割前所有主体都可通过日前市场来弥补偏差电量，维护主体利益。②提升系统安全稳定性，即通过日前市场调整，系统供需偏差和紧急调用的辅助服务量都显著减少，提升了系统稳定性。③真实反映短期市场的价格信号，即日前市场通过供需来反映市场价格信号，相比于当前市场条件下的处理方式，更加公平合理。

b)相对完善的辅助服务市场。应用基于双结算方法的结算机制，还需配置基于市场机制(而非补偿机制)的辅助服务市场，以维护市场平衡和系统稳定。

c)其他市场条件，包括基于市场的偏差定价机制、系统阻塞管理、保证金制度等。

3.2 结算机制的内在逻辑

按照双结算方法的结算思路，可以将整个结算过程按照时间轴划分为事前结算和事后结算2个阶段。其中，交易过程中数据采集系统收集的数据是事后结算的依据，在事后结算流程图中体现。

3.2.1 事前结算

事前结算是对物理交割前多级市场所有金融合约结算的过程。在交易前，市场主体根据个体需求签订交易协议，自行商定交易电量和交易价格，这些主体主要包括售电/购电省级电网主体、点对网电厂、购电代理等。从时间轴线来看，事前结算的合约信息流来自中长期合约市场、短期集中交易市场。中长期合约交易是场外双边交易，短期集中市场则由交易中心组织开展。主体通过对上述合约总量以及市场供需情况进行偏差预测，并在日前市场进行偏差矫正(发电权交易、物理购售电合约等)。每级市场形成交易合约信息流后将提交至区域市场电力交易中心，经电力交易中心初步核准后递交到调度机构进行安全校验。调度机构校验后，对于不符合约束条件的协议内容提出修改意见。校验完成并通过后，将调度计划发送给区域市场的电力交易中心、输电公司等交易主体。此时调度计划与校正后的交易计划是一致的，也是事前结算的主要依据。电力交易中心基于调整后的电力交易协议，向市场交易主体出具事前交易结算依据，其中交易电量和交易电价均按照合同约定执行，交易中心对交易结果进行备案和信息发布。输电公司则根据事前交易计划保障输电通道的顺畅，尽量避免阻塞。调度机构为保障系统的安全稳定性，在事前阶段与市场主体提前签订长期辅助服务协议，约定辅助服务量和辅助服务价格。至此，事前交易结束，形成后续市场允许的“基态”。市场开始按照交易协议和调度计划进行物理交割，购售主体、电力交易中心、调度机构、输电公司等市场主体则各司其职，保障协议的准确履行。事前结算的逻辑关系如图2所示。

图2 事前结算逻辑Fig.2 Logic of advance settlement

3.2.2 事后结算

在交易后，最核心的问题是事后结算费用的计算，包括辅助服务费用和偏差电费。对于偏差费用，要根据计量的偏差量按照规定的偏差价格执行，具有一定惩罚作用。具体的偏差处理方式和偏差价格可见3.3节。

辅助服务包括中长期协议和短期市场响应。辅助服务协议是调度机构与辅助服务供应商提前签署并约定可提供的辅助服务类型、数量、价格的合约，在系统不平衡时调度机构可直接调用相应辅助服务并按照协议内容支付费用。当系统需要的辅助服务量大于协议约定量时，对于超出的辅助服务，则通过主体发布、市场响应的方式，价格按照市场主体申报价格执行，辅助服务量按照实际调用量计算。事后结算的逻辑关系如图3所示。

图3 事后结算逻辑Fig.3 Logic of post settlement

3.3 区域内跨省交易结算模型

3.3.1 结算机制总模型

结算机制总费用包括事前结算费用和事后结算费用，其数学表达式为

(1)

式中：C为结算总费用；Q1,ij为交易主体i和j之间的协议电量；I为市场主体集合；p1,ij为交易主体i和j之间的协议电价；Q2,im为交易主体i在m市场内合约的偏差量；M为不同市场层级，如月度集中市场、日前市场等；p2,m为m市场内的偏差电价。

3.3.2 偏差结算模型

偏差结算可以进一步划分为信息偏差结算和能量偏差结算。信息偏差结算是指市场主体经调度机构核准后的出力/负荷曲线与该市场主体实际计量的出力或负荷值之间存在差异且已超过差异允许范围时，交易中心根据偏差程度对相关市场主体采取惩罚性措施的过程。该措施可以是经济性的措施，如按照偏差程度分等级收取罚金等；也可以是考核性的措施，如按照偏差程度划分主体信用等级，削减低信用主体的下周期交易比例等。对信息偏差采取惩罚性措施有助于促使市场成员尽可能提供准确的信息。能量偏差结算是针对交易主体实际计量量与协议电量和调度计划的偏差电量的结算。偏差结算费用

Cp=Cinf+Cele=f(βi)+Q2,imp2,m.

(2)

式中：Cinf为信息不平衡结算的费用；Cele为能量不平衡结算的费用；βi为交易主体i的偏差率；f(βi)为不同偏差等级下的惩罚金，是一个与β相关的分散函数。

市场主体i在各个市场的总偏差电量Q2,i可由式(3)或式(4)得出：

(3)

Q2,i=Q4,i-(Q1,i+Q3,i).

(4)

式中：Q4,i为关口数据对于市场主体i的实际计量量；Q1,i为市场主体i的协议量；Q3,i为市场主体i响应的辅助服务电量。

电力交易中心根据式(4)所得偏差电量，计算偏差率β，并以此为主要指标开展信息不平衡结算。偏差率

β=Q2,i/Q1,i.

(5)

对于偏差价格，由基准偏差价与惩罚因子确定。其中，基准偏差价等于交易前有效市场协议电价的加权平均数。为了鼓励市场主体按照调度计划出力或消纳负荷，降低偏差率，在偏差价格中引入了惩罚因子。由政府监管机构和交易中心核定1个基准值，涉及到具体的交易主体，惩罚因子则与之前3个周期该市场主体的偏差率挂钩。若上周期偏差越大，则本周期的惩罚因子越高。其数学表达式为

p2,t=p0,tηi,t∈T.

(6)

式中：p0,t为核准的t时段内的基准偏差价格；T为分时电价划分时段，分为高峰、平峰和低谷3个时段；ηi为交易主体i的惩罚因子。ηi的值需根据之前3个周期交易主体的表现确定，是与偏差率β相关的函数。

对于责任方的偏差等级和罚金，则通过f(β)函数表达。f(β)是与β相关的分散函数，根据偏差率的不同共分5个偏差等级Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ，每个偏差等级对应1个惩罚金子函数，其数学表达式为

(7)

式中：a,b,c,d分别为偏差等级Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ下的等级基础罚金，通过偏差率βi和调整系数μ来确定交易主体i的罚金；β1至β4将偏差等级划分成5个范围；μ为调整系数，用以根据市场供需情况来调整惩罚力度。市场供应紧张情况下，少发或多用将加大μ值；市场剩余情况下，多发或少用将加大μ值；反之亦然。

3.3.3 辅助服务结算模型

辅助服务的结算包括长期协议辅助服务结算和市场响应的辅助服务结算。长期协议的辅助服务结算价格按照协议价格执行，辅助服务量按照长期合同约定并实际调用的数量执行；市场辅助服务价格根据辅助服务市场供需双方报价和出清价格确定。辅助服务响应违约是指辅助服务商无法履行辅助服务合同义务。由于辅助服务市场是处于关门市场后的补救行为，其影响比电量偏差更大，因而响应违约的惩罚应该更为严格。数学表达式为

(8)

3.4 双结算机制下的区域和省级两级市场协调模式

目前，8个现货市场试点省份正在积极开展现货市场建设。据悉，广东省近日将发布现货市场运营规则以正式启动省级现货市场，《南方(以广东起步)电力市场运营规则体系》也进入了专家讨论阶段。随着一系列市场建设工作的推进，原有的市场条件正在快速变化，也将引发区域市场与省级电力市场建设如何衔接和协调的问题。本文根据市场建设情况，分2个阶段来讨论。

第一阶段，假设区域市场只有中长期市场，没有现货市场，省级电力市场有现货市场。该阶段比较贴近当前的电力市场条件，建议跨省电能交易不参与省级电能量市场，而是作为省级市场的边界条件。可以理解为，省级市场开展交易前，先将跨省电能交易合同电量在省级市场内“框定”，剩下的市场电量再开展省内交易。在该阶段，市场主体类型较少，交易品种相对简单，因此双结算方法按照上述思路开展应用不会受到很大阻力。对于偏差电量主要采用省级现货市场消化电量和区域市场偏差考核制度来处理。对于偏差电价，一方面可以设定考核标准，另一方面也可以通过发电权转让等方式由市场主体自行协商解决。当然，还有一种情景：两端省级市场中仅有一个拥有现货市场。该情景下对偏差电量和偏差电价的处理方法会有所不同。对于拥有现货市场的省级电力市场来说，区域市场传导过来的偏差电量可由内部现货市场消化，消化不了的电量再交由发电权转让市场和辅助服务市场解决，偏差电价是市场因素和考核因素结合的结果。对于没有现货市场的省级电力市场来说，仅可依靠发电权转让市场和辅助服务市场来消化，对电力市场的计量要求和电网鲁棒性提出了更高要求，其偏差电价更多由考核因素确定。

第二阶段，假设区域市场拥有中长期市场和现货市场，省级电力市场有现货市场(可认为区域现货市场建立在省级现货市场之后，因此暂不考虑区域电力市场有现货市场、省级电力市场无现货市场的情景)。区域现货市场的作用主要是消化一部分事前结算后的偏差电量，从经济性和可操作性来看，建议只设计日前市场即可。区域日前市场消化了部分区域事前合同偏差电量后，剩余部分可交由省级市场消化。由省级市场自行消化的电量，对于区域市场内的省网公司用户而言，即为偏差电量，按照设定的偏差价格进行事后结算。此时的偏差价格将受到区域和省级两级现货市场的影响，建议其定价过程要兼顾区域日前市场出清价和省级日前市场出清价，实现两级市场的价格联动。此外，由于市场复杂程度增加，该阶段还需考虑引入区域市场的辅助服务联动机制，例如构建省间调峰互济交易机制[20]等。

4 区域内跨省交易结算的配套机制

4.1 平衡账户和保证金制度

平衡账户是为了满足区域电力市场建设需要，保持销售电价的相对稳定，妥善处理发电企业、电网经营企业和电力用户的利益关系，规范竞价上网产生的差价资金管理，促进电力市场的健康发展而建立的区域电力市场账户。平衡账户主要用于偏差电费、辅助服务费以及发电企业的奖惩等费用收支[21]，根据国外经验一般设置在相对独立的交易机构内，并受政府监管部门监督和管理。为了保障主体权益，减少市场信用风险，还需考虑引入跨省交易保证金制度。

4.2 风险管控和监管机制

对于交易主体违约、争议处理、系统阻塞、供需失衡等风险因素，需要有针对性的风险管控机制。风险识别和管控主体主要包括交易中心、调度机构、购电主体、售电主体、各类代理商、辅助服务商、输电公司等。其中，电力交易中心和调度机构是风险管控的主要实施单位。

结算方式改变后，政府监管方式和制度也要做相应调整。特别是针对资金流流经的市场主体和平衡账户管理单位，监管要更细化。

4.3 输电网络阻塞管理机制

在双结算方法中，如何减少偏差电量是所有主体共同努力的目标。在偏差发生时，一般采用“谁出问题谁买单”的原则。从国外经验来看，电网阻塞是对偏差影响很大且易发生的风险。从责任界定来说，输电公司要承担阻塞风险主要责任，对其收益冲击很大。因此，建立输电权市场、应用节点电价等技术或制度来减缓电网阻塞十分关键。

5 成果和建议

本文依据前述新形势下结算机制面临的问题，提出了基于双结算方法的跨区电力交易结算机制。结合国外典型市场的经验和启示，明确双结算方法的定义、基本内涵和关键要素，给出双结算设计和应用的市场条件；描绘双结算的结算流程，梳理结算的信息流向和内在逻辑，界定结算主体的职责和义务；重点分析双结算的偏差处理方法，包括偏差电量和偏差电价模型；明确基于双结算方法的跨省交易结算所需的其他配套机制。本文的主要研究成果和建议如下：

a)通过分析国外典型区域市场的跨地区交易结算机制，明确国内区域电力市场建设需要关注4个方面：①市场组织者必须明确区域电力市场的市场模式，市场模式是设计结算体系的基础；②偏差定价是核心，要充分体现市场信号的作用，并注重平衡机制和辅助服务机制；③硬件设备要持续创新，以适应日趋复杂的市场结构、交易品种对信息采集准确性和及时性的高要求，并不断完善交易结算系统；④各电力市场的设计者需在相关规则中突出风险管控的重要性，如信用保函制度、保证金制度等，以强化市场风险管控和处理能力。

b)针对我国当前区域市场普遍存在的价格机制不完善，偏差电价和辅助服务价格无法反映市场信号，缺乏有效措施消化中长期市场偏差，通过人为调整来维护市场平衡导致公平性和经济性欠佳等问题，提出了一种基于双计算方法的跨省电能交易结算机制。双结算方法是指按照契约行为和违约偏差行为将跨省电力交易结算分解为事前结算和事后结算的电力交易结算方法。其优点包括：合约价格和偏差电价体现了市场意愿，符合市场规律；区域日前市场、辅助服务市场的设立，丰富了偏差电量处理手段，通过市场方式维护了市场平衡和系统稳定；二次结算的交易结算逻辑强化了市场契约精神，减少了人为因素的干扰，有利于推动电力市场化建设等。

c)构建区域内跨省交易结算模型，明确了交易结算总费用、偏差电量、偏差电价、辅助服务成本、偏差惩罚因子等函数目标值和参数值的计算公式。