不同市场放开程度下电费结算模式研究

王林炎，洪 潇，王 超，王家融，杨俊威

（1.国网浙江省电力有限公司杭州供电公司，杭州 310009；2.北京电力经济技术研究院，北京 102206）

0 引言

建设电力市场是电力体制改革的核心，是我国建设现代能源体系的关键。基于“管住中间、放开两头”的电力体制改革架构，按照“三放开、一独立、三加强”的改革路径[1]，遵循市场规律和电力工业运行客观规律，从中长期电力直接交易起步，逐步建立以电力现货市场为核心，以中长期交易规避风险，辅以电力期货、衍生品进一步规避风险，交易品种齐全、功能完善，公平、规范、高效的电力市场。

电力市场结算体系建设是市场建设的重点内容之一，涉及的内容复杂，相关的概念和术语也未形成统一的定义。尽管如此，已有不少文献从国内外经验，以及改革实践和创新等多个方面尝试对此进行探究。首先，电力市场结算建设需要国际经验借鉴，文献[2-4]对美国、英国、北欧、巴西、新加坡电力市场的交易和结算机制进行了梳理和总结，分析当前各个市场的结算机构设计，以及不同交易类型的结算关系。总结发现，国外各类交易品种并不存在所谓的结算优先级，不同的交易品种可独立结算，而且在交易和电费结算上通常遵循“谁交易、谁结算”的原则。在国内电力交易结算改革实践方面，文献[5-8]对我国的广东、云南、江西当前交易环境下的电力市场结算关系、结算特点，以及结算机制的设计思路和举措进行梳理和分析。考虑到电力系统实时平衡的物理特性，电力交易尤其是实时交易都会产生不平衡电费。文献[9-10]结合美国、英国、北欧、以及广东市场的情况，分析了不平衡电费的费用构成，以及相关盈余或费用分摊经验和方法，并指出不平衡费用由阻塞盈余、非市场电量波动费用、补偿费用及考核费用这4 类费用构成。针对不平衡费用，文献[11-12]将从费用分摊的方式、周期、方向、对象及比例等方面进行分摊机制的研究。结合国内改革实践中遇到的费用分摊问题，也有文献进行了理论探索和创新。文献[13]提出了预期收益补偿方法、偏差电量替代撮合方法、平均价差补偿方法3 种基数偏差电量的结算处理方法。文献[14]依据峰、平、谷时段的分时电价的价格比例来修正偏差电量的分摊比例，除了体现电力产品的实时价格，也起到了提升调度效果和计划执行力的作用。文献[15]围绕负网损率带来的结算问题，提出了一种计及偏差电量分解的跨省区电能交易结算方法。

在具体电费结算管理工作方面，鉴于此前电力统购统销的模式基础，电费结算是电网公司内部的专业营销和财务管理活动，存在着电费收支、电费回收、电费安全风险管控等方面的棘手问题[16-17]。随着售电市场的不断放开，由于同一售电公司可以在多个供电营业区售电，针对交易单元和营销用户匹配、交易电量汇总、电量分割以及交易电费清分等问题，需要在省级层面成立统筹电费结算室，统筹衔接批发市场和零售市场结算工作[18-19]。

当前已有文献的研究思路是通过交易机制设计顺带分析结算问题，以及市场产生的不平衡费用或盈余分摊问题，虽然文献[20]从电费结算关系对结算模式进行了初步探索，但不够全面和系统。考虑到我国本轮改革起步于电网集“交易”“结算”“调度”于一体的统购统销的市场模式，需要科学的设计交易功能、结算功能、调度功能来保障电网安全，以最小的改革成本和监管成本实现电力市场设计。电力市场建设不是一蹴而就的，如何设计结算模式以满足不同交易机制下多种交易品种灵活结算的要求，同时保障电费结算安全、准确、高效，兼容市场不同阶段的建设和监管要求是市场建设的核心问题之一。

因此本文对于电力市场的结算模式进行系统性研究。结合已有的研究以及我国的改革实际情况系统分析的电费结算模式的核心构成要素，基于这些要素从结算管理体制、市场结算关系逻辑、电费结算流程等角度对不同放开程度下的结算模式设计方案进行对比分析，以期对我国市场电费结算模式建设提供指导。

1 电力市场结算模式内涵及要素分析

1.1 电力交易、结算和调度之间的关系

电力市场的基本功能包括购售电、交易撮合、交易结算、电力调度、电力投资等几项基本功能[21]。每项功能均要通过特定模式和机制来实现，不同功能的特定模式组合就形成了不同的市场，从而保证电力市场有条不紊的运行。而在特定模式下，通过具体的机制实现市场主体之间的交易、财务关系的协调。

基于电力系统特性，原理上电力交易主要包括相对独立的三部分：交易、结算和交割。其中交易主要是交易机制设计，主要包括电力商品标的设计、交易方式、价格出清机制等；交割主要依靠电网调度管理实现，前提是确保电网安全。结算则是根据发、用电量和交易数据，进行电费收支。需要确定发电侧和用户侧的电量、电力交割量。通常结算活动包括确定交割电量、结算电价、电费核算、资金收支管理、票据管理5 项基本内容。

1.2 电费结算模式构成要素及要求

电费结算模式是用于管理调整整个电力市场财务关系的一整套体制、机制和方法。结算模式设计包含结算关系逻辑、市场公共费用（或盈余）以及考核费用分摊机制、电费管理体制、结算流程5 个方面。结算模式应当对不同交易机制下的交易品种具有灵活兼容性，同时要考虑改革和监管成本。

（1）结算关系逻辑设计

结算关系是指交易发生后电费的收支方之间的结算义务和权利。可以分为广义的结算关系和狭义的结算关系。

狭义的结算关系是指某笔交易中，买卖双方的结算义务，由交易方式决定，包括双边交易、集合竞价交易、挂牌交易、摘牌交易。双边交易通过协商确定电力商品的量和价格，交易信息较为隐蔽，交易关系最为简单基础，是典型的一对一关系，交易成本高和交易效率最低。集合竞价交易是多买多卖的交易，交易关系是多对多的关系，交易价格信息最为公开，交易成本最低，交易效率最高。挂牌交易是一方挂牌，多方可以摘牌，这是一对多的交易，交易成本较低，交易效率较高。摘牌交易是一个市场主体可以同时获取多个所挂牌的交易电量，与挂牌交易类似。无论哪种交易方式的交易结算最终都要转化为一对一的结算关系，因此交易和结算在具体实现层面上是解耦的。而对应的电费结算可以自行结算，也可以通过公认的结算机构进行结算。电力交易结算只要满足电费最终的收支关系正确，在电费结算环节上有很多种实现方案。因此可用通过底层电费结算环节设计，实现结算关系与交易关系的逻辑一致性。

广义的结算关系属于类的范畴，是指不同类型市场主体或组织之间的结算关系，是设计电力市场结算逻辑体系的基础。广义结算关系需要明确不同类别的市场主体支付义务、收取权利、收支服务机构。

（2）市场公共费用或盈余以及考核费用分摊机制

电力系统实时电力供需平衡是电力实时价格剧烈波动的刚性约束条件。因电力需求的不确定性而产生不平衡电量和偏差考核。因电网阻塞会产生阻塞盈余或费用，为了确保电网安全会产生的辅助服务费用，这些构成了电力市场不平衡电费的来源。通常而言，这些费用可以通过结算机制对市场不平衡费用进行分摊。按照“谁受益，谁承担”的原则，合理选取电量、电力、输电权、负荷比例、偏差比例等分摊标准公平合理地进行分摊。

（3）电费管理体制

电费管理体制主要包括市场结算机构的设计、电费实际收支设计，以及电费安全风险管控。一般而言遵循“谁交易、谁结算”，“谁结算，谁管控电费安全”的原则，电量电价是结算的核心要素，对于实时电费的结算，谁管控电费风险谁就负责计量工作，包括计量设备的维护。

电费管理体制与市场模式密切相关。当前国内外电力市场模式分为“集中式”和“分散式”。两种模式下结算模式各有特色。无论哪种市场模式，有集中交易的地方才需要集中的统一结算机构，这是两种市场模式下共有的特征。

在分散式市场模式下中长期交易以实物合同为基础，现货市场以再调度实现电网实时平衡。中长期交易品种、日前现货和实时平衡结算耦合关系较弱，中长期交易以双边为主更像普通商品的交易，交易结算设计更加自由，交易违约风险分散到各个市场主体。日前现货交易和实时平衡都属于集中交易，因两者之间的交易耦合关系较弱，交易结算关系通过不同的类型的交易品种实现，市场的结算工作可被分摊到具体的市场主体之间、不同的交易结算机构之间。各个结算机构承担的结算工作内容相对较少，结算机构承担的市场交易电费安全风险较小。

在集中式市场模式下，全电量竞价要求所有市场成员就要参与现货交易，中长期交易以差价合同锁定风险，日前现货和实时市场采用双向结算机制。通过差价合同和双边结算机制，自然就把中长期结算价格、日前市场价格和实时市场价格绑定在一起，因此各类交易之间有很强的结算价格耦合关系。考虑到结算机构之间信息交换成本和效率，因此结算机构一般为集中统一的结算机构。交易结算灵活自由度不如分散式高，由于存在统一的结算结构充当了中央对手方的角色，各类交易统一结算，效率高，结算工作任务量大，费用收支结算关系简单，中央对手方承担较大的电费安全风险，因此需要负责结算电费安全管理工作。

（4）结算流程设计

结算流程设计主要考虑市场结算对交易品种适应的灵活性。交易品种按照交易商品的类型可以分为电能和辅助服务交易品种；按照交易标的周期可以分为多年、年度、月度、日前、日内和实时。从市场范围看，电力交易又分为省内交易、省外交易。成熟的电力市场结算模式，必须要能满足不同交易品种、不同地域灵活结算的要求。同时，也要考虑不同的市场以及不同市场中的交易品种是否存在一定的交易结算顺序。

（5）结算模式的成本分析

结算信息管理是结算设计核心之一。首先，从结算机构结算业务角度而言，结算需要准确的结算价格和实际交割量，结算价格可以有交易机构给出。发电侧交割的电能和辅助服务量由调度给出，用户侧交割量需要用户侧的计量表计给出。对于用户侧计量校核工作谁来负责，国内外经验并不统一。计量校核工作通常由计量设备运行维护的机构负责，这个机构可以属于市场运营机构，也可以属于电网资产所有者。据此就产生了结算机构、调度机构、交易机构和电网所有者之间的组合设计问题。

信息在组织内的流动成本较低，信息在不同组织之间流动则会产生较高的交易成本。当信息流出组织，则方便监管，监管本质上是对市场交易信息的把控。由此产生的监管成本较低，但是相互独立的交易机构、结算机构和调度机构实体，会因资产分割、责权界面确定问题，进而产生很高的改革成本。因此市场服务机构越分散，改革成本越高，但监管成本较低，反之亦然。

1.3 市场放开程度的分析

市场放开程度是指市场主体基于自己的发、用电量需求自由选择交易对手的程度。从整个市场集合角度分析，市场的放开程度可以从两个维度进行度量。

首先，基于市场主体种类和数量来衡量放开程度。我国电网结构具有分层分区的特征，不同的发、用主体根据负荷量按照电压等级分布，通常高电压等级上的用户用电量大，亦即大用户，反之低电压等级多为小用户。逐步降低电压等级允许相应的市场主体自由选择对手方，会让市场主体数量和种类增加，市场放开程度逐步增大。根据用户侧的种类和数量，可以将我国市场放开程度划分：仅放开大用户选择权下的结算关系逻辑、大用户完全选择权和小用户部分选择权、所有用户完全选择权三个阶段。

此外，考虑到电能的普遍服务等特殊属性，在一定的时间段内，市场放开程度必然会采用“双轨制”。因此，在上述阶段划分的基础上，依据单个市场主体的交易电量占自身发/用需求电量的比例，进一步根据发电企业和大用户参与直接交易的方式，又可以分为以下三类：机组和大用户均部分电量参与直接交易；机组部分电量参与直接交易，大用户全部电量参与直接交易；机组和大用户均全部电量参与直接交易。

根据我国电力工业现状和电力市场改革进程，这三种模式的市场放开程度和用户的选择权逐步扩大。

2 市场结算管理体制对比分析

我国本轮改革始于单一买方模式，改革前电网企业集交易、结算、调度为一体，同时拥有电网资产。电力市场的放开程度本质上最终体现到用户结算价格放开程度。综合考虑结算电价放开程度和结算机构独立于电网企业的程度，本文将市场结算管理体制分为以下三种情况。

2.1 非独立的结算机构电费管理体制

非独立的结算机构管理体制实质上就是电费结算机构属于电网企业的内部机构，并由电网企业直接管理，仍然由电网企业负责发电企业和用户的各种电力交易电费结算。这种结算管理体制的优点是没有体制改革成本，也不需要发电企业和用户缴纳结算服务费，而且电网企业可以采取按供电合同条款约定采取违约停电、限电等措施管控用户结算违约风险。但是由于结算环节相对封闭，这种结算管理体制的突出问题是信息不对称、不便于监管机构进行监管，还可能发生电网企业拖延支付发电企业电费、挪用结算资金的风险。

2.2 完全独立的结算机构电费管理体制

完全独立的结算机构实质上就是将电力批发市场的结算业务从电网企业剥离，成为独立于电网的法人实体，能够充分保障结算环节的透明性和公平性，便于监管机构进行监管。但结算机构成为独立的法人实体后，需要重新构建与交易机构、调度机构之间的信息交换机制，体制改革成本最高。而且，结算机构完全独立后，市场成员需要缴纳结算服务费以维持结算机构的正常运作；还要建立交易保证金和结算准备金制度，以降低交易主体违约、欠费等结算风险。

2.3 相对独立结算机构电费管理体制

相对独立结算机构管理体制实质上就是结算机构属于电网企业内部的二级单位，但按照市场交易规则独立运作，直接受能源监管机构的监管。由于这种结算机制不涉及产权变更，体制改革成本相对较小，而且结算环节也相对透明，便于监管机构进行监管；此外，当结算机构在电网企业内部独立运行时，其运行成本也可以作为电网企业运行成本的一部分，市场成员不需要单独缴纳结算服务费。

2.4 结算管理体制建设路径

根据改革推进程度，可以将市场建设阶段分为三个阶段：市场建设起步期、现货运行之前和现货运行之后。

市场建设起步期，以大用户直接交易起步，市场交易机制和输配电价机制不完善，交易品种少，交易电量不大，市场结算模式建设刚刚起步，此时只能采用非独立的结算机构电费管理体制。在电力现货批发市场运行之前，以大用户直接交易为主的市场交易不会很活跃，市场流动性差。在这种情况下，如果向每笔交易收取交易服务费，将增加交易成本，不利于促进市场交易和资源优化配置。但如果仍然由电网企业独立管理电力交易和结算业务，易引起交易不公平等问题，不利于市场建设进一步推进。而随着改革的推进，电力现货批发市场的交易主体增多、交易活跃增加，交易成本将被摊薄；而且，输电阻塞成为关注点，更需要通过交易管理信息的透明化来保证电网使用和市场竞争的公平性。因此，在建立现货市场之后，电力交易机构和结算机构可以成为拥有独立法人资格的电力市场运营商；在建立现货市场之前，电力交易和结算机构相对独立，可使改革成本相对较小，结算环节相对透明，便于被监管。

同时若不同周期交易品种可以解耦，可以设立不同的交易机构，按照“谁交易，谁结算”的原则，配合不同的交易机构设计，可以设立不同的结算机构，分别管理中长期市场结算、现货市场结算以及零售市场结算。

3 不同用户放开程度下的市场结算关系逻辑

伴随着市场不断放开，用户的选择不断扩大，市场主体类型和数量增多，交易品种增多，结算电费种类日益增多且精细化，狭义的结算关系变得越来越复杂，市场结算关系逻辑（即广义结算逻辑）应兼容狭义的电费结算。根据上文中基于用户侧的种类和数量确定的市场放开程度，市场结算关系逻辑设计如下。

3.1 仅放开大用户选择权下的结算关系逻辑

在该结算模式逻辑下，给予大用户选择权，市场结构简单，仅存在终端大用户参与市场化交易；其余用户仍由电网企业供电，并以无选择性的目录电价从当地电网企业购电，具体的结算关系逻辑见图1。

图1 仅放开大用户选择权下的结算关系逻辑

在这种模式下，发电企业和大用户的直接交易电量可以通过结算机构进行结算，也可以由双方自行结算；中小用户则必须从电网企业购电和结算，购电价格执行政府制定的无选择性的目录电价。结算机构既可以设置在交易中心内部，也可以独立于交易中心。这种结算模式不需要太多改革成本，也无需建立现货市场，但在销售电价改革上没有任何进步，对促进需求侧响应和资源优化配置缺乏激励机制。

3.2 大用户完全选择权和小用户部分选择权的结算关系逻辑

该结算关系逻辑模式与第一种结算模式关系逻辑完全一样（见图2），不同的是小用户不再是固定的购电价格，而是以政府审批的菜单式电价从当地电网企业购电，具有了部分选择权。这种结算关系模式依托于电网企业统购统销的市场格局，仍由电网企业负责与中小用户进行电费结算。该模式是以对电网企业管制方式的改革和对现有销售电价的改进为前提，既考虑用户的用电经济性，又可以有效约束和激励电网企业降低成本、提高效率，同时也有利于促进需求侧响应和资源优化配置，进而有利于提高电力工业整体的投资和运行效率。总体而言，改革成本和难度都不算大，但监管难度比较大。

图2 大用户选择权和小用户部分选择权的结算关系逻辑

3.3 所有用户完全选择权下的交易结算关系逻辑

这种交易结算关系逻辑是基于开放零售市场，大用户（包括终端大用户和零售商）参与批发市场竞争，中小用户可自由选择零售商。电费构成和结算关系见图3。

图3 完全选择权下的交易结算关系逻辑

在这种交易结算关系逻辑模式下，发电企业和大用户（包括终端大用户和零售商）的直接交易电量既可以通过结算机构进行结算，也可以双方自行结算；中小用户与其选择的零售商进行结算；电网使用者（发电企业和大用户）通过结算机构向电网企业支付输配电费。结算机构既可以设置在交易中心内部，也可以独立于交易中心。

这种结算模式前提条件需要实行“网售分离”式电力体制改革，政府核定独立的输配电价，电力现货批发市场已建立并能够正常运行。因此这种结算关系逻辑改革成本高，实现难度大、周期长，但是便于市场监管。

4 不同电量放开程度下的批发交易结算流程分析

电力批发市场是电力市场建设的核心。无论建设哪种模式的电力市场，按照交易品种标的的周期，批发交易品种都可以简单分为中长期、日前、日内和实时四种类型。我国本轮电力市场建设起步于大用户直接电量交易，不断向现货电力交易过渡。在现货市场建立前，如果各类电能交易均为电量交易，不约定交易曲线，则无法建立平衡市场结算偏差电量，因此需要事先规定不同交易品种的结算优先级。为保障直接交易主体的合理利益，促进直接交易的发展，可采取直接交易电量优先计划电量的结算原则，进而确定结算流程的顺序。对于跨省跨区交易，遵循跨区交易、跨省交易、省内交易结算优先级依次降低的原则；对于不同时间周期的交易品种，遵循长期交易优先短期交易的结算原则。

4.1 发电侧和用户侧均部分电量参与直接交易

大用户直接交易初期，直接交易电量规模相对较小。机组全电量交易面临售电需求小，财务风险大；用户侧在没有现货机制的情况下，用电负荷难以准确预测，违约风险高，所以机组和用户都部分电量参与交易。对发电企业而言，可能的交易品种包括计划电量（分为省内、跨省、跨区三部分）和直接交易电量（亦分为省内、跨省、跨区三部分）。对于大用户而言，交易品种包括直接交易电量（分为省内、跨省、跨区三部分）和向电网企业购买电量。在约定的结算优先级顺序（数字越小优先结算越高）下，结算流程如表1 所示。

表1 发电侧和用户侧均部分电量参与直接交易

4.2 发电侧部分电量、用户侧全部电量参与直接交易

直接交易电量规模扩大后，交易品种增多，电网企业仍需按政府定价向中小用户供电，因此需要与发电企业按政府定价签订计划电量合同，发电企业剩余发电能力参与直接交易。对大用户而言，如果依旧允许其继续部分电量参与市场交易，在市场价格波动走高时，则会存在用户交易电量倒退的情况，不利于改革推进。因此要求大用户全部电量参与直接交易，并界定大用户的电力平衡责任，约定交易曲线，确定平衡责任，逐步实现电量交易向电力交易过渡。在中长期交易品种的基础上，逐步充实补充标的周期为日前、日内和实时的交易品种。当然不同类型的市场模式目标和市场建设阶段，结算流程和结算内容也不尽相同。

首先，在未有现货交易品种前，需要人为确定用户侧偏差考核责任。此时交易结算流程如表2 所示。其中电量不平衡费用对用户侧收取，电网安全稳定运行偏差考核按照《华东区域发电厂并网运行管理规定实施细则》对发电侧收取。

表2 未有现货交易品种前批发交易结算流程

其次，在出现现货交易品种之后，根据市场不同市场模式建设目标，结算流程有所不同。集中式和分散式市场模式下的结算流程分别如表3和表4 所示。因存在实时市场或实时平衡机制，所以不同标的周期的交易品种结算之间可以解耦，因此就不存在结算优先级之说。

表3 分散式市场模式下的结算流程

表4 集中式市场模式下的结算流程

4.3 发电侧和用户侧均全电量参与交易

发电侧和用户侧均全电量参与交易，即不存在计划电量。此时配售实现分离，发电企业、终端大用户和零售商均通过直接交易和现货市场买卖电能，集中式市场模式可采取“直接交易+日前+实时市场”的市场模式，分散式采用“直接交易+日前+日内+平衡机制”的市场模式，相关的结算流程如表5 和表6 所示。

表5 分散式市场模式下的结算流程

表6 集中式市场模式下的结算流程

发、用侧均全电量参与交易，依靠实时市场或平衡机制来确定偏差责任，同时给出电力的实时价格，也给辅助服务价格提供参考标准，因此可以通过市场竞价获取辅助服务，并按照市场交易结果进行结算。对于市场中的公共费用或盈余，例如阻塞盈余（成本）、运行成本补偿等公共成本，可以按照实时负荷比例、用电量、输电权、负荷偏差比例等进行科学合理的分摊结算。而这种分摊主要向用户侧进行分摊。

5 结语

本文对电力市场结算模式进行系统性地分析和探究。首先，在原理上提出电力交易包括交易、交割和结算三个相对独立的环节，因此电力市场结算管理模式可以相对独立地研究。

电费结算模式是用于管理调整整个电力市场费用结算的一整套体制、机制和方法。结算模式设计包含结算关系逻辑、市场公共费用或盈余以及考核费用分摊机制、电费管理体制、结算流程。结合已有市场理论和国内外改革实践，本文对各个模块所涉及的要素进行了分析。

电力市场的放开程度可以通过市场主体种类和数量，以及单个市场主体的市场化电量占其需求量的比例两个维度进行衡量。基于我国实际情况，围绕结算模式涉及的要素，根据市场放开程度，分析市场结算管理体制、市场结算关系逻辑、批发交易结算流程中可能出现的方案。根据改革进程，市场结算管理体制可以分为非独立、相对独立和完全独立结算机构电费管理体制。结算机构越独立，与其他市场主体信息交互就越透明，监管成本就越小，但结算机构成立独立实体，体制改革成本就相应增加。同时不同标的周期的交易品种耦合性越弱，交易结算机构设计越灵活；整个市场用户选择权越大，不同类型的市场主体之间的结算关系就越灵活、越复杂；交易品种无法解耦时，跨区交易、跨省交易、省内交易结算优先级依次降低，长期交易优先短期交易结算。同时不平衡电量结算机制是实现各个交易品种结算优先级解耦的重要制度保障。通过本文研究，以期电力市场结算模式设计更具有包容性，更加贴合我国改革实践，为我国电力市场改革结算提供参考指导。