计划与市场双轨制模式下电力现货市场结算机制研究

张涛，张晶，胡娱欧，韩亮，刘赫铭，陈雨果

(1. 国家电网有限公司华北分部，北京 100053；2. 北京清能互联科技有限公司，北京 100084)

在新一轮电力体制改革背景下，我国设立了“有序放开发用电计划”、建立高效电力市场体系的目标[1]，电力市场规模不断扩大，结构日趋完善。2019年全国各电力交易中心组织交易量达2.834 4×1012kWh[2]；同年，我国首批8个电力现货市场建设试点省份启动模拟试运行。电力电量平衡机制正在从“计划管理”的传统模式向“市场调节”的新模式转型[3]。

在转型过程中，计划与市场模式并存的双轨制量价体系将长期存在。计划电量基于重要民生需求、生态文明建设、电网安全运行[4]等因素，一般以政府核定的价格保障非市场用户的电力供应。市场化电量在充分保障电网安全稳定运行的前提下，以分时价格信号促进交易竞争，实现电力资源的高效优化配置。两者定位与价格体系的差异决定了现货市场结算将受到市场主体行为、电量水平等因素的影响；因此，过渡期双轨制模式下计划与市场的衔接模式将是电力市场的关键设计之一。

现阶段关于非市场化和市场化发用电两侧的结算平衡问题，以及市场运行的各类因素对不同模式下市场主体利益分配和不平衡资金影响的研究较为分散：文献[5-7]论述了广东现阶段解耦模式发电侧结算机制，但未探讨其存在的问题及解决方案；文献[8-9]对现货市场不平衡问题进行了研究，但缺乏算例验证；文献[10-13]从计划、管理、策略等角度阐明市场环境下基数电量对发电企业、电网企业的意义，但缺乏典型市场结算的指导依据。综合来看，国内研究较少涉及双轨制发用电协调衔接方法的综合对比与结算数据分析，对市场主体充分参与市场的支撑性不足。

本文首先介绍了双轨制现货市场的关键机制，随后围绕解耦和非解耦2种计划与市场衔接模式，分析不同模式下市场主体结算费用和不平衡资金的计算方法，并通过构建算例，验证市场运行过程中各类因素对市场结算结果的影响，提出市场各方成员参与市场的合理建议。

1 双轨制模式下现货市场关键机制

依据国内外电力市场建设发展的经验与平衡模式[14-17]，现货市场建设初期需要关注的关键机制包括市场模式、交易组织方式、市场主体参与方式、计划与市场衔接模式、交易品种协调方式和市场交易价格等[18-19]。目前我国首批电力现货市场试点的建设方案各有异同[20]，其中，影响双轨制模式下量价平衡体系的关键机制为：市场主体参与方式、市场交易价格机制和计划与市场衔接模式。

1.1 市场主体参与方式

针对用电侧是否参与市场，电力现货市场主要以单边市场和双边市场作为区分。单边市场模式下，电力用户不参与日前量价申报和实时市场，仅发电侧进行量价竞争。双边市场模式下，用户可采用报量不报价或报量报价的模式参与现货市场，市场将依据用户的申报进行出清与结算。在首批8个现货试点中，甘肃、蒙西、福建采用了单边市场，浙江采用了用户报量报价的双边市场模式但暂以单边市场试运行，其余地区均采用了用户报量不报价的双边市场模式。

单边市场的不平衡资金一般暂由发电侧承担，因此发电侧结算收益不确定性较大，而双边市场中发用两侧的市场化电量部分都采用现货价格结算，一定程度上有利于不平衡资金的控制与合理分摊。

1.2 市场交易价格机制

现货市场中，合理的交易价格机制可以反映供需关系和市场主体的行为方式。目前首批现货试点地区中，四川、福建、蒙西采用系统边际电价机制，甘肃采用分区电价机制，广东、浙江、山东、山西采用节点边际电价机制。

系统边际电价、分区边际电价机制将安全约束引发的阻塞费用分别传导到整个市场和相应分区[21]。前者虽然结算过程简单，但对于存在网络阻塞的电网，可能导致市场出清价格与发电机组报价意愿产生偏离，形成对部分机组过发电、欠发电的不当激励；后者适用性受限，并且在电网分区内部发生网络阻塞时，同样存在电价带来的过发电、欠发电激励问题。

节点边际电价将安全约束引发的阻塞费用精确传导到负荷所在节点，形成差异化、随供需变化的电价，有效反映电力的时空价值，引导用电行为，并指导输电资源和电源项目的合理规划与布局[22]；但同时各类合约因不同结算交割点而产生阻塞费用，增加了市场结算的复杂程度。

1.3 计划与市场衔接模式

双轨制模式下，集中式现货市场中基数电量通常由计划模式的年度滚动执行变为金融合约，其与市场化电量存在分时电价差异，在结算时会因发用电量偏差而产生不平衡资金。为了保持计划发用电的量价体系平衡，在我国首批现货市场试点中，有解耦模式和非解耦模式2种计划与市场衔接模式的设计，其详细对比见表1。

目前，首批现货市场试点中浙江采用了非解耦模式，山西在试结算过程中从非解耦模式转变为解耦模式1，广东、山东采用解耦模式2。解耦模式1实现了日前基数合约曲线与非市场用电日前结算曲线的匹配，解耦模式2实现了基数合约总量曲线与实时非市场用电曲线的匹配，但均未能将日前与实时非市场化发用电的偏差部分合理结算；因此，这2种解耦方式都需要进行第2次解耦。

2 不同衔接模式下的结算差异

解耦模式和非解耦模式2种计划与市场衔接模式的不同结算机制，将影响市场主体结算和市场不平衡资金水平。

表1 解耦与非解耦模式对比Tab.1 Comparison of de-coupling and coupling modes

2.1 发电侧机组收益

现货市场中，发电机组的整体收益

R=Rjs+Rzcq+Rxh+Rqt.

(1)

式中：Rjs为机组的基数合约收益；Rzcq为中长期交易合约收益；Rxh为现货偏差收益，全电量竞价模式下，机组在日前市场中根据日前出清电量与基数、中长期合约电量的差值做偏差结算，在实时市场中根据实际总上网电量与日前出清电量的差值做偏差结算，分别形成日前市场偏差收益和实时市场偏差收益；Rqt为机组与市场机制和运行相关的盈亏费用，包括启动、空载等补偿，各类考核以及不平衡资金分摊与返还。

2.1.1 非解耦模式下机组收益

2.1.1.1 基数合约收益

(2)

式中：Rjs,i为日清算时机组i的基数合约收益，用下标i表示各变量为机组i的变量，下同；Pjs,i为该机组的基数合约结算价格；Qjsjh,i(t)为日前t时段的基数计划电量。Qjsjh,i(t)确定方式为：将月度基数电量计划按照工作日、周末、节假日等不同的分日电量比例统一分解，日前可按负荷预测或计划电量完成情况进行调整。

2.1.1.2 中长期交易合约收益

(3)

式中：Rzcq,i为日清算时机组i的中长期交易合约收益；Pzcq,i为该机组的中长期交易合约结算价格；Qzcq,i(t)为日清算时t时段的中长期交易合约电量。

2.1.1.3 现货偏差收益

(4)

式中：Rxh,i为日清算时机组i的现货偏差收益；Pi(t)、P′i(t)分别为该机组在日前、实时市场t时段的节点电价；Qi(t)为机组在日前t时段出清电量；Q′sw,i(t)为机组在实时市场t时段实际上网电量。

由式(4)可知，机组的现货偏差收益受中长期交易合约、基数合约的分时结算曲线影响。通常中长期交易合约一般由交易双方约定分时曲线，基数合约一般由电力调度机构参照典型曲线进行时段分解。

2.1.2 解耦模式下机组收益

2.1.2.1 基数合约收益

若采用解耦模式2，发电侧的总基数合约与非市场用户的实际用电完全匹配，因此实际结算时，需要按照机组间的比例系数，将各个市场化机组的基数计划电量调整为日清算时的基数合约电量Q′js,i。

(5)

式中：Q′Σ,sw(t)、Q′Σ,scyh(t)分别为实时市场t时段省内所有市场化机组的总上网电量、市场用户的用电量，市场化机组的总上网电量应排除省间外送合约的影响；QΣ,jsjh(t)为所有市场化机组日前t时段的基数计划电量。

在双偏差结算机制下，由于非市场负荷预测难度较大，日前市场通常依据全网负荷预测出清，负荷预测的偏差或市场化用户的申报偏差将影响日前非市场用电的结算电量，在解耦模式1中将进一步影响与之匹配的发电侧总基数合约电量及其与实时的偏差。解耦模式2中，仅将实时非市场化用电的结算曲线作为机组日清算的基数合约曲线修正依据，无法完全实现发用两侧非市场化电量的结算匹配。如果要实现结算曲线“以用定发”方式的完全解耦，偏差结算时市场化机组日前各时段的基数合约曲线需要按式(5)调整，即日前t时段的基数合约电量

Qjs,i(t)=(QΣ,yc(t)-QΣ,jhjz(t)-

(6)

式中：QΣ,yc(t)、QΣ,jhjz(t)、QΣ,sb(t)分别为日前市场t时段省内全网负荷预测电量、所有省内计划机组的计划电量(不考虑省内计划机组外送电量)、市场用户的申报电量。这里的省内全网负荷预测电量需要扣除省间联络线电量的影响。此时机组在实时市场中结算的基数偏差电量为日清算基数合约电量与日前调整分量的差值，即Q′js,i-Qjs,i。

这种利用解耦模式2进行机组日清算基数合约总量匹配，利用解耦模式1进行日前分量匹配的方式，在2个模式基础上开展进一步的第2次解耦，实现了非市场发用电日前、总量的完全匹配，即解耦模式3。

(7)

2.1.2.2 中长期交易合约收益

解耦模式下机组中长期市场电量收益的计算方式与非解耦模式相同，见式(3)。若机组进行了中长期交易合约转让，其中长期交易合约结算价格将类比式(7)进行等效计算。

2.1.2.3 现货偏差收益

在解耦模式3中，受日前、日清算基数合约电量调整的影响，机组的现货市场偏差收益

(Q′js,i(t)-Qjs,i(t))-Qi(t)]}.

(8)

2.2 用户侧结算电费

现货市场中，市场用户的结算电费

C=Czcq+Cxh+Cqt.

(9)

式中：Czcq为中长期交易合约电费；Cxh为现货偏差电费；Cqt是由于市场机制和运行产生的考核、不平衡资金分摊和返还等费用。非市场用户实时以目录电价结算，其日前结算电量仅用于市场调节。

2.3 不平衡资金

不平衡资金产生的原因主要有双轨制背景下的市场发用两侧量价结构不平衡、网络阻塞或分区价差，以及基于省间省内辅助服务、各类发电成本等类型的补偿和考核。其中，各类补偿和考核费用已形成较成熟的计算方式，价格的结构性不平衡费用一般通过各类政府核定电价进行疏导，本文不做研究讨论。

2.3.1 市场发用电量不平衡

双轨制模式下，日前市场出清的发电侧基数合约电量与非市场用电的结算电量产生偏差的原理如图1所示。

日前偏差ΔQΣ1(t)为发电侧分解的基数计划电量和负荷预测中非市场用电实际分布的偏差，包含因优先发购电总量规模不匹配与分解方式不同造成的时段不平衡偏差；日前偏差ΔQΣ2(t)为当采取负荷预测出清、市场用户以申报量进行结算时，市场用户申报和负荷预测中市场用户实际分布的偏差将造成非市场用户结算电量与非市场用户实际分布产生偏差；另外，非市场实际用电量和其日前结算电量存在实时偏差ΔQ′Σ(t)时，将与日前两部分偏差相互耦合，共同产生了相应的不平衡资金。

在解耦模式3下，机组日清算基数合约电量和其日前分量分别按照式(3)、(4)进行了调整，因此不存在双轨制下由于市场发用电量不平衡而产生的资金费用；解耦模式1有效规避了ΔQΣ1(t)，但其与解耦模式2都未合理结算ΔQ′Σ(t)。

非解耦模式下，日前下发的基数计划电量不进行调整，非市场电量将在日前市场、实时市场t时段产生偏差量ΔQΣ,fsc(t)、ΔQ′Σ,fsc(t)，相应的不平衡资金

图1 日前市场发用两侧电量偏差 Fig.1 Electricity deviations between generation side and load side of day-ahead market

(10)

若不考虑线损，ΔQΣ,fsc可以采用日前非市场用电结算电量与发电侧总基数合约电量的差值进行计算；ΔQ′Σ,fsc的计算则需要考虑实时非市场发用两侧与日前的偏差，由于非解耦模式下市场化机组基数计划电量不变，其发电量的偏差在现货偏差电量中结算，所以结算时发电侧非市场偏差一般为省内所有计划机组实时发电量与日前计划的偏差ΔQ′Σ,jhjz。综上，式(10)可转化为

(11)

式中Q′Σ,zyh(t)为实时市场t时段扣除了省间联络线电量的总用电量。

2.3.2 网络阻塞

节点电价机制下，系统存在阻塞会导致部分节点电价与市场统一结算点价格存在差异，发电量在交割点结算时将产生不平衡资金。当用户侧结算采用发电侧统一结算点电价时，电价中将涵盖全电量中现货偏差电量部分的阻塞费用，日前和实时市场仅需计算各自的合约电量阻塞费用。此时日前市场各机组合约结算阻塞费用

(12)

式中：Qhy,i(t)为市场化机组i日前t时段中长期交易合约电量与基数合约电量之和；Qjhjz, j(t)为省内计划机组j日前t时段发电计划电量；Pj(t)为机组j在日前市场t时段的节点电价。在解耦模式3下，市场化机组的基数合约电量为按式(6)计算后的Qjs,i。

对实时市场而言，市场化机组i日前出清电量Qi与各省内计划机组j日前发电计划电量Qjhjz,j已经固定，相当于合约电量。类比式(12)，此时非解耦模式下实时市场的结算阻塞费用

(13)

式中：ΔQ′jhjz,j(t)为计划机组j在实时t时段与日前计划的偏差电量；P′j(t)为计划机组j在实时市场t时段的所在节点的电价。

解耦模式3实现完全解耦，考虑了市场化机组基数合约实时偏差分量与省内计划机组的实时发电偏差，此时实时市场的总阻塞费用

(14)

3 算例

为验证不同市场衔接模式在不同现货市场运行场景下对市场结算的影响，本文构建了五节点网络算例模拟分析日前、实时的交易过程。如图2所示，4台市场化火电机组分布于节点1—节点4，系统负荷等效集中分布在节点5。

图2 五节点电网模型Fig.2 Five nodes grid model

3.1 场景构建

在电量成分方面，系统日用电量约9 000 MWh，其中：基数电量水平为50%，各机组间的基数电量比例分别为40%、15%、20%、25%；中长期电量水平为45%，且4台机组的中长期市场电量相同，算例中按典型日负荷曲线分解。

在价格方面，基数合约电量执行核定的上网电价360元/MWh，非市场用电的综合销售电价600元/MWh；中长期交易合约电价为320元/MWh；输配电价及其他价格综合为240元/MWh。各机组的报价水平见表2。

表2 机组出力及报价Tab.2 Unit output and bidding

结合首批电力现货试点地区运行过程中的实际问题，算例设定6组分析场景，见表3。场景B—场景F分别变更场景A的不同计算条件以验证其影响。

表3 场景及对照变量Tab.3 Situations and corresponding variables

3.2 结果分析

各场景经过出清计算的发电侧机组各类电量收益、用户侧结算电费及不平衡资金对比情况见表4—表7。

3.2.1 对比场景A和场景B

当非市场实际用电对比日前预测无偏差时，2种衔接模式的结算机制差异对发电侧收益没有影响。4号机组虽然因报价过高在现货市场无法中标，但通过基数合约电量与现货市场电量的偏差结算仍然获得收益。基数合约发挥了锁定机组收益、降低机组风险的作用。

电网实际运行中，日前负荷预测存在一定的偏差，所以当非市场化实际电量对比日前预测值存在偏差ΔQ′Σ时，解耦模式3的各机组的基数结算电量将按比例调整以实现发用电量完全匹配，其基数合约收益随之变化，不产生相应的不平衡资金。

表4 发电侧机组收益Tab.4 Unit revenue at generation side

表5 用户侧结算电费Tab.5 Load-side settlement electricity price

表6 发用电量偏差的不平衡资金Tab.6 Unbalanced funds for deviations between generation side and load sides 万元

表7 场景F阻塞费用Tab.7 Congestion revenue for situation F 万元

非解耦模式下，实时市场中的非市场化发用电偏差，是由电网公司代理购售市场化电量来保障平衡，现货价格与购销价格的差异，在实时市场产生相应的不平衡资金。

3.2.2 对比场景A和场景C

放开发电侧基数计划电量至现货市场后，在用电量水平不变的情况下，此时解耦模式3通过基数电量的调节，各机组收益不受基数计划电量水平的影响。如果用电侧市场化规模改变，此时各机组收益将产生相应变化。

非解耦模式下，场景C日前基数计划电量水平减小，现货市场电量水平提升；但由于现货市场电价水平低于政府核定上网电价，机组的总收益水平下降，同时日前发用两侧非市场化电量的偏差ΔQΣ1不再为0，产生大量不平衡资金。

因此，现货市场优先发电与优先购电需要合理设计，保障规模匹配。国内试点地区在试运行过程中出现了因考虑省内非市场化发电、跨省区外购等因素而导致的非市场发电比例和用电比例不相等，电网企业的电量购销造成了发用两侧资金的不平衡，影响市场主体收益与市场稳定。

3.2.3 对比场景A和场景D

解耦模式2、3的机组实际总结算的基数电量不变，基数合约收益不变，但场景D采用解耦模式2，未进行日前基数合约电量调整；因此，日前和实时偏差结算的现货市场部分电量发生变化，从而导致收益差异和不平衡资金的产生。这说明只有在日前和实时市场均开展发用电量匹配调整，才能实现结算曲线“以用定发”的完全解耦。

非解耦模式下，场景D的日前基数计划电量按典型日负荷曲线分解，与负荷预测中非市场化分时电量存在偏差，导致不平衡资金的产生。进一步对比场景C、D非解耦模式日前非市场发用电偏差的不平衡资金可知，现货市场优先发电与优先购电不仅需要总量匹配，还需要进行结算曲线匹配。

目前，采用解耦模式2的试点地区未实现基数合约电量的日前调整，因此不平衡资金在发用两侧进行了分摊返还。山西目前采用了解耦模式1，与场景A非解耦模式日前基数曲线的处理方式一致，有效减小了不平衡资金的规模，说明解耦模式1可以有效规避日前发用两侧非市场偏差产生的不平衡资金，但实时与日前偏差产生的不平衡资金仍需要进行分摊与返还。

3.2.4 对比场景A和场景E

市场化用户申报与日前负荷预测分布产生的偏差，将影响市场用户现货市场的结算电费。同时对于发电侧，采用解耦模式3可以消除市场用户日前申报导致的偏差ΔQΣ2，但同时也会影响机组日前基数合约电量和机组收益。

非解耦模式下，市场用户申报影响了日前和实时非市场用电的偏差量，疏导分摊由此产生的不平衡资金将间接影响机组收益。通过联合场景D可验证：发电侧分解的日前基数计划电量和负荷预测中非市场用电的分布偏差、市场化用户申报和负荷预测中市场用户分布的偏差都会产生双轨制非市场化电量偏差不平衡资金。因此，在非解耦模式和山西采用的解耦模式1，需要合理控制市场化用户申报的偏差。

3.2.5 对比场景A和场景F

对于场景F，线路1的传输容量限制在负荷上升时产生了阻塞，使得低价机组无法直接调用，高报价的4号机组获得了部分中标电量，日前、实时市场的各类合约电量产生了相应的阻塞费用，解耦模式3在实时偏差结算中调整的基数电量将产生额外的阻塞费用。

同时节点1的电价下降，其余节点的电价上升，市场各节点电价不再相同，导致市场化用户电费、机组结算的现货偏差电量收益和非市场化偏差的不平衡资金也因此变化。目前广东、山西、山东试点用户侧的节点电价都采用了发电侧统一结算点电价，有效减少了阻塞费用。

4 市场建议

基于算例分析，针对市场各方成员提出相关的合理化建议。

4.1 电力市场组织机构方面

国内电力现货市场试点运行过程中，由于计划与市场并行产生的双轨制不平衡资金占比较高，在开展市场建设运营管理时，应结合地区网源结构、电网运行及负荷发展等因素，重点关注2种计划与市场衔接模式的适用性，包括总量规模与时段曲线的平衡匹配。

4.1.1 加强优先发用电计划管理工作

开展优先发购电总量匹配的工作，有序放开发用电计划，加快推进市场化用户参与现货市场的结算，研究省间交易、可再生能源参与现货市场的机制，保障电力现货市场发用两侧计划与市场量价体系的整体平衡。

4.1.2 研究解耦、非解耦2种模式下市场与非市场发用电曲线匹配方式的应用

解耦模式3会消除非市场化用电量偏差造成的不平衡资金，但其结算过程较为复杂，不利于发电企业进行交易决策。若市场化机组基数电量调整空间不断缩小，其与解耦模式2都将不再适用。

非解耦模式由于发用电两侧非市场化电量的差异，需要电网企业提升电力用户用电曲线预估的准确度，可采取解耦模式1的实现原理，适时调整和滚动日基数计划电量水平或选取合适的分解曲线，减少不平衡资金的规模。

4.1.3 关注负荷预测、市场申报的机制设计

解耦模式1、3和非解耦模式中都应用了日前负荷预测和市场化用户申报电量。解耦模式3中两者的差值决定了基数合约的日前调整量；非解耦模式和解耦模式1中的市场用户申报量将直接影响非市场用户的日前结算电量，进而影响机组的结算收益和不平衡资金水平。

因此，若用户采用报量不报价的模式参与市场，在无法精确掌握非市场化用户分布时，需要对市场用户的申报曲线进行限制。在市场具备相关条件后，可由代理非市场化用户的供电公司进行负荷预测，与市场化用户申报曲线进行叠加后形成日前市场出清的边界条件，最大程度地减小非市场化电量偏差的影响。

4.1.4 合理制定结算规则，调整结算关系

设计不平衡资金相关的结算科目管理机制，将市场运行过程中产生的不平衡资金依据来源独立记账，按不同主题分别计算各类补贴分摊，合理疏导相关市场主体。

4.2 发电企业方面

建议市场化机组在参与电力市场时：应基于成本和市场判断进行合理报价，避免未中标造成的利益受损；重点关注中长期合约量价的稳定性，减小市场波动带来的利益影响。

4.3 电力用户方面

建议电力用户提升用电曲线的预测能力，提升中长期交易合约的签约能力，减少申报曲线误差，以充分控制市场风险。建议有条件的电力用户积极参与负荷调节，进一步控制用电成本。

5 结束语

双轨制模式下计划与市场衔接的相关问题复杂多变。本文首先分析了双轨制模式下市场结算量价体系平衡的重要性，以及不同类型的市场主体参与方式、市场交易电价机制、计划与市场衔接模式及其适用范围。进而讨论解耦和非解耦2种计划与市场衔接模式的不同实现方式对机组结算收益的影响，通过理论阐述和公式推导，研究了完全解耦的实现路径，全面分析了市场主体收益、成本及不平衡资金的构成，搭建了计划与市场衔接模式对市场结算的指导框架。通过算例对不同情景下的市场结算情况进行计算，分析了优先发购电水平、市场申报、阻塞等因素对市场主体利益和不平衡资金的影响，提出对市场组织者和参与者的合理建议，为市场建设过程中资源配置、机制优化和风险规避等方面提供了理论依据与数据支撑。