电力市场不平衡资金的形成机理与管理对策

2020年山东电力现货市场试结算运行出现不平衡资金引起社会广泛关注，并且产生了一种把许多相关电力市场改革问题都纳入不平衡资金解释，夸大不平衡资金的消极影响的倾向。实际上，电力市场不平衡资金是电力市场体系和机制设计中为提高竞争效率所做的制度选择，不具备必然性。我国电力市场不平衡资金有一定的特殊性。正确认识电力市场不平衡资金的内涵与外延，从形成机理的角度优化管理机制与对策，在保证市场竞争效率的基础上尽可能避免和减少不平衡资金的产生，在不可避免的情况下在市场主体之间合理分摊不平衡资金，有利于有效解决不平衡资金问题，进一步深化电力市场改革。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：叶泽 陈念斌 谢青）

电力市场不平衡资金的界定

目前许多专家把电力市场不平衡资金解释为电力市场运行中不能找到确定收益或承担主体的收益或损失，这个定义从分摊或者结果的角度强调了不平衡资金的产生原因，但是，却并不准确，没有把不平衡资金的实质揭示出来。对政府决策者和市场主体来说，他们首先希望了解不平衡资金最初是怎么产生的，是否可以避免和控制；然后才是怎么分摊。

阻塞盈余简单模型及其计算

阻塞盈余是典型的电力市场不平衡资金，下面我们以阻塞盈余说明不平衡资金概念的实质。参考有关文献，假设有两个地区电力市场，每个市场的发电企业和用户都只有一个，用户作为价格接受者不参与竞争，市场按发电成本最小统一出清，有关发电企业出力，边际成本，市场需求和输电通道容量的信息如图1所示。

假设三种情景：（1）两个地区没有输电线路联结，两个地区电力市场独立运行。（2）两个地区市场有输电通道相联，并且没有输电容量约束，两个地区市场合并为统一市场。（3）两地区市场输电通道存在阻塞，最大输送容量为400兆瓦。针对以上三种情景，分别计算市场出清价格，发电机组出力，各地区市场用户购电费、发电企业售电收入和两个地区市场用户总购电费，发电企业总售电收入，两个地区市场或统一市场总购电费与总售电收入的差，如表1中孤立市场、统一市场和阻塞下的统一市场各列数据。

从表1中可以看出，在两个地区市场独立运行和按统一市场运行两种情景下，虽然用户总购电支出与发电企业总售电收入相差很大，但是，两者相等，没有产生阻塞盈余。在有阻塞的情况下，用户总购电支出是每小时62000美元，但是，发电企业总售电收入只有每小时55600美元，市场出现了每小时6400美元的盈余。A地区19美元/兆瓦时的低价电通过400兆瓦输电容量通道卖到35美元/兆瓦时的高价电B地区，从而产生了每小时400×（35-19）=6400美元的增量收益。

基于阻塞盈余的不平衡资金特征分析

对上面的阻塞盈余进行分析可以发现，第一，阻塞盈余是有条件发生的，并不是必然发生的。在两个市场独立运行和没有输电堵塞时，就没有阻塞盈余。第二，阻塞盈余与市场体系有关。如果两个市场独立运行或者无输电约束情况下统一运行，就不会有阻塞盈余。第三，阻塞盈余与交易规则有关。阻塞盈余取决于市场价格等于边际成本的市场价格形成机制，如果交易价格形成机制调整，比如A地区输送到B地区的电能按B地区的价格成交，即按“落地价”成交，也没有阻塞盈余。第四，阻塞盈余与结算规则有关。边际成本定价机制能够实现最大的竞争效率，但是，却并不公平，比如在有阻塞的统一市场情况下，A地区的低价电按低价出清，而B地区的高价电却按高价出清，显然对A地区电厂不公平。事实上，在交易规则不变的情况下，可以调整结算规则，在兼顾效率的基础上同时实现公平。比如，结算规则规定发电侧按统一价格结算，结算价格为发电机组按发电量的加权平均价格。如表1最后一列“发电侧加权平均价格结算下有阻塞的统一市场”的计算结果，统一出清价格为27.8美元/兆瓦时，A地区低成本电厂得到8.8美元/兆瓦时（27.8-19）的激励，B地区高成本电厂受到7.2美元/兆瓦时（35-27.8）的惩罚，这样的交易规则和结算规组合则显然更合理。一方面电量按边际价格规则出清，低成本机组出力最大，实现了最大效率生产；另一方面，按加权平均价格结算，不同效率的发电机组分别得到了经济激励和惩罚。第五，发电侧按加权平均价格结算比按边际成本结算实际上有更高的效率。表中数据显示，发电侧按加权平均价格结算与按边际成本结算的发电企业总售电收入相等，但是，用户总购电支出每小时节约了6400美元，即原来的市场阻塞盈余全部转移给了用户。第六，阻塞盈余与国家相关政策有关。阻塞盈余作为美国电力市场中的一个重要部分，与美国电力市场设计者或政府相关部门试图利用阻塞盈余政策工具在电网环节引入私人投资机制的政策选择有关。因此，阻塞盈余与输电金融权两者作为一个政策组合存在于美国电力市场中，如果不需要输电金融权，就可以通过市场机制设计消除阻塞盈余。

电力市场不平衡资金的概念界定

总结和概括上面的分析，我们可以提出与目前电力市场下不平衡资金的概念有些不同的定义，主要体现在：其一，不平衡资金是电力市场体系与机制设计中的制度或政策选择的结果，不具备必然性。市场体系、交易规则和结算规则的调整可以减少或者避免不平衡资金发生。其二，不平衡资金由横向和纵向交易的价格差异产生，交易电量决定规模大小。横向交易指发电企业售电交易或者用户（售电公司）购电交易，纵向交易指发电企业与用户（售电公司）之间的购售电交易。其三，由于价格差异和交易电量有记录可以溯源，不平衡资金的承担或受益主体是明确的。有些不平衡资金如备用补偿的受益主体很多，但很明确。

电力市场下不平衡资金的分类及其形成机理

电力市场中不平衡资金发生的情况很多很复杂。综合目前国内外学者关于电力市场中不平衡资金的分类研究成果，根据上面对不平衡资金的定义，可以从不平衡资金发生的场景和机理两个角度对不平衡资金问题进行分类研究。

分类

电力市场不平衡资金可以根据驱动因素和发生场景进行分类。表2列出了目前我国电力市场中不平衡资金分类。总体上，电力市场不平衡资金来源于市场、政策和技术与管理三个方面。每个方面还可以进一步细分为三个层次，由此形成一个不平衡资金体系。其中，市场与政策因素产生的不平衡资金是当前不平衡资金关注的重点。

不平衡资金的形成机理分析

现货市场负阻塞盈余的形成机理。2019 年 5 月广东电力现货市场按日试结算时出现了负阻塞盈余现象。阻塞盈余为负与理论不符，实际操作中也难以被市场主体理解和接受。有些分析把这个问题解释得过于复杂难懂。实际上，这个问题很简单，由计划与市场双轨制造成，电网企业无意中以较大的购销差价分享了市场电的利益。以图1所示问题为例，其中计划电与市场电见图下虚线框内数据。首先，市场阻塞盈余与双轨制无关，只与电力现货市场节点电价模式有关，即双轨制下仍然存在每小时6400美元的盈余。其次，根据目前的交易和结算规则，当市场机组更多地分布在高价节点时，市场用户按照全负荷加权计算得到的用户侧统一价格结算的购电支出，可能无法覆盖市场机组需要的售电收入，结果产生市场电量的负阻塞盈余。A地区发电机组计划负荷为600兆瓦，市场负荷300兆瓦，用户需求为500兆瓦；B地区发电机组计划负荷为400兆瓦，市场负荷700兆瓦，用户需求为1500兆瓦；输电通道有限制仍然为400兆瓦。用户侧的统一结算电价为（900×19+1100×35）/2000=27.8，市场电量的阻塞盈余=1000×27.8-（300×19+700×35）=-2400，即产生了负盈余。A地区低成本发电机组满发输送了400兆瓦的电能到B地区替代相应容量的高成本机组，产生了400×（35-19）=6400的阻塞盈余。如果市场用电没有分享，计划用电因为执行固定的上网电价和销售电价，发电企业和用户也没有分享，市场阻塞盈余就以购销差价的形式留在了电网环节；而且在市场电量阻塞盈余为负情况下，还无意之中占有了市场电量的部分收益。在上面的例子中，如果两地市场化电量比例相同，市场机组的阻塞盈余为零；如果A地区的市场负荷比例相对较大，则能够分享到部分阻塞盈余。因此，在双轨制下，低价电在计划电或市场电中的相对比例对阻塞盈余在两者之间的分配结果有决定作用。

双轨制下“体制盈余”的形成机理。山东电力现货市场发电侧电价没有采用节点电价而是采用发电侧加权平均价格结算,如表1中最后一列所示，这种结算规则不会产生市场电量的不平衡资金。但是，2020年5月16~19日连续结算试运行期间，山东电力现货市场也产生较大规模的不平衡资金,并产生了较大的社会影响。根据2020年10月山东省能源局发布的《关于做好我省第三次电力现货市场结算试运行结算工作的通知》，市场用户用电量超出山东省内市场机组上网电量产生的不平衡资金为6158.53万元，市场发用电量分时段不匹配产生的不平衡资金为3349.66万元。在市场用电量超过省内市场机组上网电量的情况下，电网企业不得不“高买低卖”满足市场用户需求，绝大多数用户侧按照中长期市场交易价格（382元/兆瓦时）结算，而发电侧按照非市场化机组标杆电价（395元/兆瓦时）结算。由于以清洁能源为主的优先发电与以居民用户为代表的优先购电曲线难以形成匹配平衡关系。当清洁能源大发时，优先发电多于优先购电，市场化火电机组需要相应调减出力，调减的偏差电量按照现货价格进行结算，而清洁能源增发部分的偏差电量却按照其批复电价进行结算。由于现货市场价格（日前均价198元/兆瓦时，实时均价182元/兆瓦时）比省内清洁能源批复电价（395元/兆瓦时）低，这部分偏差电量又形成了“高买低卖”的格局。综合有关资料分析，山东“高买低卖”不平衡资金的受益方主要是省内市场机组和市场用户。当市场发用电电量和时段分布不匹配时，市场“高买低卖”会产生负的不平衡资金。当不匹配的方向发生变化，市场可能存在“低买高卖”的情景，这时市场会形成正的不平衡资金。山东电力现货市场没有出现正的“体制盈余”与山东省市场用电规模明显大于市场机组发电规模有关。

成本补偿不平衡资金的形成机理。表2中列出了许多发电企业成本补偿项目，其中最典型的是电力现货市场条件下发电企业的容量成本补偿。由于燃煤机组在现货市场要求按边际成本报价，燃煤机组的固定成本需要有补偿机制。国外通过容量市场补偿，目前我国电力现货市场试点省暂时采用固定成本补偿，如山东省发改委《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》规定，对参与电力现货市场的燃煤机组按照99.1元/兆瓦时的标准,由市场用户根据实际用电量缴纳容量补偿费用。如果省内市场用户用电量与省内市场机组发电量相等，不会产生不平衡资金；如果两者不等，就可能产生多收或者少收容量补偿资金的不平衡资金问题。如果把省外电考虑进来，在省外电替代省内市场机组电量的情况下，容量补偿平衡问题就更加复杂。不过，几乎所有的成本补偿产生的不平衡资金问题都可以通过事前精巧的方案设计解决；如果不能事前解决，由于成本发生与支付都很明确，最后还可以事后补偿实现平衡。

对于承担或受益主体较多的成本补偿所形成的不平衡资金问题，只能作为经济学中的公共成本或者会计中的制造费用在相关利益主体中分摊。比如机组备用补偿，发电企业、电网企业和用户都是受益主体，承担主体就是提供备用容量的发电企业。另外，成本补偿客观存在，可以通过多种方式传导，可以不通过不平衡资金传导。比如美国PJM电力市场中许多成本如辅助服务补偿，运行成本补偿等通过不平衡资金渠道平衡或传导，而英国电力市场则要求发电企业把这些成本包括在报价中，只允许通过“能量块”报价形式补偿机组启动和空载成本。两种做法对不平衡资金的承担和受益主体来说在结果上其实完全相同，但是，通过不平衡资金传导在心理上容易引起误解甚至反感。2005年东北区域电力市场主要因为燃料价格上涨平衡账户出现32亿元亏空，当时有煤电联动政策，非市场机组可以通过这个政策消化燃料价格上涨，市场机组只能通过提高报价向区域市场，然后再由区域市场向用户传导成本上涨。但是，巨额的不平衡资金还是对市场产生消极的影响。

辅助服务不平衡资金的形成机理。2006年原国家电力监管委员会颁布《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（（电监市场〔2006〕43号）两个文件后，2008年各区域电网制定和实施“两个细则”，从此我国电力系统辅助服务由过去无偿征用方式进入可计量、可监管的有偿调用模式。“两个细则”以行政方式初步建立了电力系统辅助服务的供给与使用机制，而且不产生不平衡资金，长期使用效果好，是我国电力市场监管制度的创举。但是，“两个细则”强调了辅助服务的公平性，却不利于提高辅助服务的效率。辅助服务市场取代“两个细则”，以市场竞争机制提供调频等辅助服务，能够刺激低调频成本的发电机组多提供调频服务，替代高调频成本的发电机组，从而增加社会福利。从这个角度理解辅助服务不平衡资金的形成机理，一方面，电力系统运行对辅助服务的需求数量，辅助服务技术进步和辅助服务供给成本通过市场竞争机制确定等因素使辅助服务的供给成本具有较大的不确定性；另一方面，虽然辅助服务的受益者相对较多，但支付标准事先确定后，辅助服务的补偿费用相对稳定。不确定的辅助服务需求及供给成本与相对稳定的补偿资金可能会形成不平衡资金。

电力市场不平衡资金的管理对策

管理目标

尽量避免和减少不平衡资金发生。除表1中技术与管理因素产生的不平衡资金外，其他不平衡资金其实都可以避免和减少。考虑到不平衡资金是市场或政策选择的结果，同时吸取东北电力市场平衡账户亏空导致市场中止的教训，在当前电力市场改革中，过多地设计和提出不平衡资金问题，只会引起误解和增加改革的阻力。电力市场不平衡资金来源于电力市场复杂性和特殊性，孤立地分析不平衡资金的计算与分摊实际上没有意义，应该在电力市场体系、交易规则和结算规则设计中整体考虑不平衡资金问题，尽可能地避免和减少不平衡资金，增强电力市场建设的整体性、自主性和政策性。比如比如美国PJM电力市场中节点电价、阻塞盈余、输电金融权和输电网投资政策是一个整体。在这个体系中，阻塞盈余不用分摊，而是用来引导电网投资。如果我国电网投资暂时没有考虑引入市场机制，就没有必要形成阻塞盈余。另外，现货市场下的固定成本补偿也可以避免。国外普遍实行两部制电价，这种机制延伸到电力市场中，分别形成了以边际成本为基础的节点电价和容量市场或固定成本补偿机制。我国政府管制电价长期以来以单一电量电价为主，政府和社会公众习惯单一电量电价，难以理解在市场定价以外还要固定成本补偿。斯威普（F.C.Schweppe）1980年提出的实时电价虽然也以边际成本定价为基础，但是包括边际发电运行成本，反映整个系统发电容量的充裕程度的发电质量成本，边际网损成本和边际网络维护成本，反映电网各支路输送容量的充裕程度的网络供电质量成本，考虑固定成本回收的收支平衡调整专项五个方面，几乎把目前所有的发供电成本都包括在内，并不只是短期边际成本如燃料成本。因此，现货市场按平均成本报价不仅有理论依据，也更适合国情，同时不会产生固定成本补偿这项不平衡资金。

对必须产生的不平衡资金按兼顾效率与公平的原则进行合理分配。有些不平衡资金必然会产生，如双轨制下不同价格的计划电与市场电替代后在发电侧和售电侧所产生的电费差异等。对于不平衡资金的分摊，目前有“谁受益，谁承担”原则，这就是效率原则。效率原则以社会福利最大化为目标，但整体最优不等于个体最优。如同表1所分析的一样，不同边际成本水平的发电机组按各自边际成本成交市场整体效率最大，但这种规则显然对于低边际成本发电机组而言不公平，不仅不利于发电机组不断降低成本提高效率，也会增加执行的难度。如果采用加权平均电价出清，或者按照目前集中竞价市场的边际统一出清价格机制，低边际成本机组就可以分享经济激励，加权平均电价或统一出清价格机制相比节点电价就是一种兼顾效率与公平的制度。进一步分析，从产权经济学的角度，上面的阻塞盈余是界定给A地区低边际成本发电机组，还给界定给B地区用户，也是非常复杂甚至有争议的问题。表面上看，应该界定给A地区的低边际发电机组，但是，B地区用户提供了市场也是阻塞盈余产生的重要原因。

不同类型不平衡资金管理的具体对策

现货市场阻塞盈余的管理对策。目前我国在处理现货市场阻塞盈余问题上就有两种选择，广东现货市场设计中保留了阻塞盈余，同时，由于双轨制原因产生了负阻塞盈余。山东电力现货市场设计中则没有选择阻塞盈余，从而避免了相应的负阻塞盈余分配等问题。根据上面的分析，由于我国电力市场改革暂时没有利用阻塞盈余的政策设计，阻塞盈余增加了电力现货市场的复杂性和利益矛盾，我国电力现货市场完全没有必要选择阻塞盈余。如表1“发电侧加权平均价格结算下有阻塞的统一市场”的计算结果所示，发电侧采用加权平均电价结算不仅不会产生不平衡资金，而且相比于节点电价结算机制，在不降低发电机组收入的前提下，还降低了用户的总购电支出。英国电力市场中就没有阻塞盈余；相反，在发电企业也支付输配电价的基础上，英国电力市场设计把权益界定给了发电企业，一旦发生输电阻塞，电网企业必须支付发电企业阻塞费用；这种阻塞费用制度建立了一种从发电侧促进电网投资的机制，与阻塞盈余相比可能更适合我国。总之，阻塞盈余在目前我国电力现货市场是典型的“费力不讨好”的制度选择。

双轨制不平衡资金的管理对策。双轨制下不平衡资金的表现形式很多，但是，结果上看，无非是计划电与市场电结合情形下发电侧“高买”（“低买”）和用电侧“低卖”（“高卖”）等电量电价的组合。如果考虑现货市场全电量竞争和差价合同，这种组合会相对复杂。但是，由于电价和电量都有交易记录，双轨制下不平衡资金的承担主体和受益主体完全可以清楚地界定出来，然后可按照“谁受益，谁承担”的原则分摊。比如山东省针对双轨制产生的不平衡资金问题，明确了发用电量分时段不匹配产生的不平衡资金的分摊方式：当现货市场中市场化发电量小于该时段市场化用电量时，少发电量由外来电（优先计划部分）、省内优先发电量（新能源、核电、火电优先）等比例按时段以现货市场价格结算承担。在不平衡资金特别是成本或损失的分摊方向上，国外不平衡资金分摊一般选择用户，比如2019年加拿大安大略省“安省能源局”（Ontario Power Authority）以固定价格向核电、水电、可再生能源和天然气电厂购电产生的“不平衡资金”高达650亿元，是同年市场电费的6倍以上，最后选择分两个阶段完全由用户分摊；其中2011年以前的不平衡资金按所有用户的用电量分摊，而2011年以后产生的不平衡资金分A类（大用户）和B类（小用户）分别按高峰用电量的比例计算和实际用电量分摊。但是，我国却更倾向于选择发电企业和电网企业，即使受益主体是用户。由于电力企业是国有企业，国有企业承担本质上相当于国家财政承担，更容易操作。

固定成本补偿等不平衡资金管理对策。如上所述，固定成本补偿等不平衡资金本身也是一种不明智的选择，基本的管理对策是尽可能将这些成本纳入市场竞争报价中。以现货市场价格形成机制为例，理论上，市场采用边际成本报价，固定成本独立补偿，由此所形成的两部制电价结构更有效率，更有利于促进生产。但是，如同目前目录电价中两部制电价执行范围小，适用于大工业用户的两部制电价也通过计价执行方式调整大打折扣一样，分离和累积的成本补偿不仅操作起来难度大，在心理上也不容易被接受。另外，固定成本补偿和辅助服务补偿在承担主体上可以采取排除原则，在分摊周期上要结合物理功能的作用时间，在分摊方向上还是要以用户为主。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年07期，作者叶泽供职于东北财经大学产业组织与企业组织研究中心、长沙理工大学电价研究中心，作者陈念斌、谢青供职于湖北电力交易中心有限公司