编者按：本文重点研究了国内外电力现货市场不平衡费用的处理方法,立足于我国电力市场特点,分析了各类不平衡费用的产生机理,并梳理形成了适应我国目前发展现状的不平衡费用的构成及分摊机制。

电力现货市场结算规则设计的难点在于如何通过平衡市场参与者的权益,保障市场的竞争活力与电网的安全稳定,这其中的关键问题是不平衡费用的处理,包括不平衡费用如何构成与如何分摊。基于此,重点研究了国内外电力现货市场不平衡费用的处理方法,立足于我国电力市场特点,分析了各类不平衡费用的产生机理,并梳理形成了适应我国目前发展现状的不平衡费用的构成及分摊机制,可为电力现货市场结算规则及市场机制设计提供参考。

0、引言

2015年3月15日,中共中央发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)文件[1],宣告了新一轮电改的开始,在此基础上,国家发改委、国家能源局发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》[2],提出将南方(以广东起步)、蒙西、浙江等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点[3]。随后试点单位陆续开展现货市场规则及相关机制的设计。

现货市场下,市场品种从交易周期上分为合约市场、日前市场、实时市场等,从商品属性上分为电能市场、辅助服务市场、需求响应市场等。对于电能费用,按市场品种的规则和出清结果对市场上的提供者与消费者进行费用结算,但对于辅助服务、需求响应等没有具体消费者的费用,该如何分摊是需要解决的问题。除了交易费用之外,市场上还会产生阻塞盈余、机会成本补偿、运行成本补偿等非市场化费用,该费用如何分摊也是亟需解决的问题。另外对于市场中的贡献者与破坏者,也需要利用结算杠杆来体现与调节。只有对不平衡费用进行合理分摊,才能保障各方基本利益,有效补充市场功能盲区,与市场交易相互配合,形成激励相容的完整市场化体系,而且这也是用来平衡市场化竞争与保障性供电这两项社会功能的重要手段。因此,不平衡费用处理是现货市场机制设计的关键问题与难点问题。

由于我国现货市场刚刚起步,目前国内对于现货市场下的不平衡费用处理还缺少系统性的研究。文献[4-6]已有的研究成果主要局限于电力平衡市场,重点研究市场化的电力供需平衡机制,而对于市场中产生的不平衡费用较少涉及。文献[7-12]的研究成果侧重在市场中辅助服务或其他局部问题的补偿处理,对该问题未作整体性考虑及系统性分析。对此,文本研究借鉴国外电力市场成熟经验,充分结合我国现货市场发展现状,详细梳理了不平衡费用的构成及其分摊方法,可为现货市场结算规则及市场机制设计提供参考。

1、不平衡费用处理概况

对于不平衡费用结算,在国内外不同的电力市场结构下,其处理机制也各不相同,本文重点考察美国PJM电力市场、英国电力市场及国内现货试点单位之一的广东电力市场。

1.1、美国PJM市场

市场包括了阻塞盈余费用[13]、补偿费用[14]等,其中阻塞盈余费用采用了基于输电权的分摊方法,以基于竞拍等方式获得的输电权进行费用分配;补偿费用主要包括了辅助服务补偿、运行成本补偿和机会成本补偿,辅助服务补偿为调频、备用等辅助服务提供方发生的补偿费用,由未提供辅助服务的用电侧成员,按照其电量比例来承担辅助服务义务。运行成本补偿采用成本覆盖的方式,主要为将机组实际获得的收益与机组实际运行成本进行比较,对无法覆盖运行成本的部分进行补偿,以保证参与市场的机组至少能够保证成本运行,这里包括了启停、空载等成本。机会成本补偿是当机组参与调频、备用等辅助服务市场或因可靠性原因被调度指令干预,偏离最佳经济调度点运行而带来的电能市场上的损失成本。对于补偿,其日前市场主要是运行成本补偿,由用户按日前负荷比例进行分摊;实时市场包括运行成本补偿和机会成本补偿,根据用户和机组的偏差电量比例分摊,用户偏差电量是指日前出清电量和实际用电量的偏差,机组偏差电量是指实时出清电量和实际发电量的偏差(由调度指令引起的偏差除外)。PJM市场不平衡费用的构成及其分摊方式如图1所示。


对于非市场化用户引起的波动性成本费用,美国不同地区的处理各有差异,对于没有建立电力市场地区采用垂直一体化的传统体系,用户电价采用相对固定的价格;对于仅放开电力批发市场的地区,发电侧由市场形成批发电价,供电服务由区域的公用事业公司垄断经营,销售电价由市场形成的批发电价加上输电价、配电价和政府性基金组成。随着发电侧购电价格的变化,销售电价会定期进行调整;对于美国PJM等批发、零售市场全面放开的地区,电力用户自主选择售电商,售电商的购电成本由电力市场批发电价、输电价格、配电价格和政府性基金组成,加上一定利润后销售给终端电力用户,其波动性成本或收益由售电公司承担,最终会定期传导到终端销售电价上。

1.2、英国电力市场

英国电力市场[15-16]发生输电阻塞的时候,采用受限出力补偿的方式。在英国电力市场中,发电侧和用户侧都需要缴纳输电费用,输电费用按照长期边际成本方法进行计算并分区定价。市场主体缴纳了输电费用后,就有了在英国范围内使用电网送电的权利,如果由于电网阻塞的原因导致电厂的电送不出去,电网需要对因阻塞受限的出力进行补偿。

这种方法的基本思路是输电费中已经考虑了为市场成员提供足够的输电通道,已经缴纳了输电费,就有在该市场范围内电力传输的权利,因此如果没有被传输,交易被裁减,就需要对其进行补偿,相当于在输配电价中已经包含了并且平摊了阻塞风险带来的影响。

英国电力市场中的启停、空载等成本在报价中一并考虑,不再另外补偿。英国电力交易所在进行交易出清时,提供了灵活多样的报价形式供市场成员自由选择,不同的报价形式能够满足各类市场成员差异化的发用电特性。以APX中的拍卖市场为例,市场成员最简单的报价形式是每个小时分别报价,各时段之间独立成交。但对发电企业而言,这样报价的成交结果可能无法满足机组自身的启停约束或爬坡约束。此时,发电企业可以将任意几个连续的时段组成一个“能量块”进行报价,比如将早上8:00至中午12:00组成一个包含4h的能量块;像核电这样的基荷机组,则可以将全天24h组成一个能量块,一个能量块中所包含的时段要么同时成交,要么同时不成交,从而满足机组连续运行的需要。此外,为了保证机组的启停、空载等成本回收,通常采用关联报价的方式,市场成员可以指定只有当某个能量块的报价成交时,另一个能量块的报价才能成交。例如,一个处于停机状态的机组准备启机运行,那么可以在需要启机运行的时段申报一个价格较高的能量块以便能够回收启机成本,然后在启机之后的时段申报一个仅考虑燃料成本的较低价格的能量块,并将两个能量块设置为关联报价,这样就能够保证只有当启机时段的能量块中标后,后续时段的能量块才能中标。由于在报价中考虑了开停机成本,因此无需再作单独的成本补偿。英国电力市场不平衡费用的构成及其补偿方式见图2。


1.3、广东现货市场

广东现货市场规则(试运行)[17]设立了平衡资金,平衡资金中包含了阻塞盈余、机组启停补偿费用,必开机组、热电联产机组、临时新增开机或停机机组、指定出力机组等特殊机组的补偿费用,机组临时非计划停运、出力偏差越限等考核费用以及基数合约电量偏差费用等。广东采用节点电价模式,因此会产生阻塞盈余费用,另外交易申报中采用基于电能运行成本报价的方式,因此也需要考虑启停、空载成本的补偿。

市场形成的平衡资金由市场化用户分摊,其中阻塞盈余费用按用电量比例返还给市场用户,启动与空载费用按市场化电量比例折算后由市场用户承担,特殊机组补偿费用由市场用户承担,机组非计划电能偏差、考核、热电联产考核、出力超限等考核费用按市场化电量比例返还市场用户。基数合约电量偏差电费按用电量比例由市场化用户分摊,这里的基数合约电量偏差电费是考虑了机组年度基数合约电价的浮动,年度基数合约的平均购电单价偏离输配电价核定水平时,产生的偏差由市场化用户来分摊,相当于市场化用户承担了基数合约价格波动的风险或收益。广东电力市场不平衡费用的构成及其分摊方式如图3所示。

2、不平衡费用构成

2.1、阻塞盈余费用

2.1.1 市场化负荷产生的盈余

在节点电价模式下,节点电能价格包括3个分量,分别为统一电能出清价格、阻塞价格、网损价格。我国现阶段,网损已包含在输配电价中,因此不再单独考虑网损分量。


当系统阻塞时,产生阻塞价格分量,导致受阻节点的出清价格抬升,由此可利用价格杠杆调节负荷大小及影响负荷分布,避免按统一出清价结算时,由于阻塞而导致负荷之间的交叉补贴。阻塞导致输电线路两侧的发用电节点电价出现差异,带来购售费用的偏差。在忽略网损的情况下,负荷侧购电费用与发电侧支付费用的差额即为阻塞盈余[18],其计算公式如下：


现阶段,我国电力现货市场刚刚起步,参与现货市场的负荷仅部分放开,因此难以精确区分市场化负荷与非市场负荷各自对阻塞的影响,为了分别确定市场化负荷的阻塞盈余与非市场化负荷的阻塞盈余,在不考虑网损的情况下,可首先通过总的购电费与售电费计算得到总的阻塞盈余,然后再采用基于用电量比例分摊的方法,由市场化负荷占全部负荷的比例,来计算市场化负荷的阻塞盈余。

2.1.2 非市场化负荷产生的盈余

目前,非市场化负荷由电网公司代理,电网公司相当于虚拟用户以基数合约价格从发电企业购电,通过目录电价销售给终端用户。非市场化负荷一般与基数合约电量相对应,当基数合约电量大于等于非市场化用户负荷时,均不产生非市场化用户的盈余,此时发电侧采用合约价格结算,负荷侧采用目录价格结算;当基数合约电量小于非市场化用户负荷时,对于非市场化电量超出合约电量的偏差部分,电网公司相当于虚拟用户,从现货市场购买偏差电量,此时会产生负荷中心的节点价格与发电节点价格之间的阻塞盈余,阻塞盈余可首先通过总的购电费与售电费计算得到总的阻塞盈余,然后通过负荷偏差部分占全部负荷的比例,来计算非市场化负荷的阻塞盈余。该盈余为非市场电量波动性费用的一部分,一般不必单独处理,可以并入非市场化电量波动性费用统一分摊,具体请见2.2.1节。

2.2、非市场电量波动性费用

电网公司以目录电价销售的方式代理了全部非市场用户,由于非市场化用户发生的实际用电量及支付费用与预期购买非市场化的基数合约并不能完全匹配,其中产生的偏差部分为波动性费用。

2.2.1 省内波动性费用

基数合约电量依据非市场化用户的负荷预测扣除外购电部分后,会覆盖预计的全部非市场化用户用电量,由于实际用电量与预测电量会发生偏差,实际用电量与签订的基数合约电量之间产生了电量的不对称。当实际用电量相比基数合约大时,电网公司相当于把这部分不对称的偏差电量从现货市场进行购买,当实际用电量相比基数合约较小时,相当于向现货市场进行销售。同时基数合约价格也可能因政府调价而发生变化,并且现货价格是波动的,可能比基数合约价格高或者低,而电网公司以固定的目录电价向用户销售,由此会产生电价的不对称,不对称的电量与电价形成了波动性费用,表示电网公司代理非市场化用户的成本变化。从现货市场购买的价格包括了电能、网损及阻塞,这里没有必要细分,只需依据购电成本计算总的波动性费用即可。省内波动性费用计算公式如下：


2.3、补偿费用

2.3.1 辅助服务补偿

辅助服务补偿费用包括：

1）调频补偿费用[19]。调频有偿服务一般指的是二次调频,所获得的激励补偿与其调频的容量、总步长、精度、响应时间及速率等响应情况有关,反映了其在平衡市场上的实际贡献。对于开展调频市场的地区,调频可采用两部制补偿,包括调频容量补偿、调频里程补偿。对于尚未开展调频市场的地区,一般采用调频容量补偿。调频容量是为提供调频服务而预留的容量范围,调频里程是实际发生上下调的总步长,补偿费用可结合性能指标进行计算。性能指标反映调频的精度、响应时间及速率,表示其跟踪AGC信号的紧密程度,调频性能指标越高,获得收益越大,其响应效果影响最终所能获得的总收益。两部制调频补偿费用计算公式如下：


3）深调峰补偿费用[22-23]。一般的调峰通过电能市场进行调节,但由于峰谷差过大等原因,需要深度调峰时,仅凭电能市场优化无法达到预期的效果,如果出于电力平衡及安全性等方面考虑,采用调度指令方式强制调峰(主要为下调),会导致机组实际的运行成本甚至高于电能收益费用,需要额外给予成本补偿,市场上产生经常性、大面积的事后成本补偿或交叉补贴,则说明亟需完善建立更好的市场机制来疏导解决。较好的办法是采用基于市场激励的方式,通过深调峰市场增强机组灵活性改造的积极性,补偿灵活性改造的成本,通过促进改善机组的调峰能力、爬坡速度、启停时间等,使得机组在普遍获得深调峰能力的情况下,逐步达到通过电能市场实现电力平衡。

4）其他辅助服务补偿费用。无功、黑启动等其他辅助服务一般采用中长期合约的方式,按约定进行履约与结算。

2.3.2 需求响应补偿

需求响应是指负荷资源根据市场发布的激励信号,自觉调整用电行为,改变其电能需求,起到削峰填谷的作用,常见的需求响应有基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。

当负荷资源、储能资源或是分布式发电资源等提供需求响应时,需求响应补偿费用本质上与辅助服务补偿费用类似,是平抑市场供需平衡波动的手段。对经过核定后的需求响应费用需要进行分摊,该补偿费用可纳入市场的不平衡费用。

2.3.3 机会成本补偿

机会成本包括：

1）辅助服务机会成本。指提供辅助服务的资源由于提供调频、备用等服务,而不能完全参与电能市场而导致的电能市场上的损失。机会成本可按照进入到退出的完整时间段进行计算,并且也可以进一步细分为辅助服务的进入阶段、执行阶段、退出阶段,分别计算由于提供辅助服务,不能进行电能供应而损失的收益。

机会成本由参与电能市场的单位利润在损失发电容量上的时间积分得到。其单位利润为电力差和价格差的乘积,电力差为假设不参与辅助服市场的可中标出力与参与辅助服务市场后实际出清电力的差值,价格差为该时刻的出清电价与可中标出力对应的发电成本(或近似为当前实际出力成本)的差值。

2）响应调度指令机会成本。由于调度要求,使得某些机组偏离优化出清的最佳经济调度点进行出力时,对机组的实际收益产生的影响进行补偿。当机组按调度指令要求在实时市场中降低发电出力时,其机组实际的出力比市场优化出清的出力要低,那么由此带来的机会成本损失要进行补偿;或者是实时市场价格相对较低,机组的发电成本相对较高,机组在实时市场中的某些容量段未中标,由于机组按调度指令要求在实时市场中提高出力,使得机组在高位成本运行,同时却获得了较低的实时市场价格,由此带来的机会成本损失也需进行补偿。

除了指定出力的情况,对于新增临时停机等情况,也需要对由此可能带来的收益损失进行补偿。例如当机组在日前市场中有出清量,但在实时市场中由于系统原因没有被组合,而实时市场价格又恰好大于日前市场价格,由此带来的收益损失也需要进行补偿(由机组自身原因导致的除外)。

机会成本补偿的计算公式可统一表达为


2）空载补偿费用。除了启停成本,还需对空载成本进行补偿。空载补偿费用为机组空载时间范围内的空载运行成本。可按空载的时间区间进行补偿,单位时间的空载运行成本需要进行核算与认定。计算公式如下：


这里,对于因系统可靠性、阻塞等原因而发生的必开机组、最小连续运行时间机组等,一般在特定出力范围内不参与市场定价,这些机组可以按照固定价格或核定的运行成本价格进行结算,也可以先在电能市场上以市场出清价进行结算,然后在补偿环节对其固定价格或核定的运行成本价格超出市场出清价格的部分予以补偿。

对于燃气、热电等高成本机组,在一定出力区间或电量区间内,可以通过降低报价来参与市场,对于其市场出清价不足以覆盖其核定成本的部分,也同样需要进行补偿。另外也可以通过年度基数合约进行利用小时数与电能费用的保证,这种情况下就不需要再进行补偿。

2.4、考核费用

2.4.1 电能考核费用

电能考核包括：

1）机组调度指令偏差考核。机组在每个调度时段内,如果偏离调度指令超过一定的阈值,应予以考核,扣除部分收益甚至全部收益。当出现紧急情况,调度需要调整出力指令而偏离交易出清结果时,机组须及时响应调度指令。

2）非计划停运考核。当机组在实时运行中出现临时非计划停运时,应将临时非计划停运时段内对应的现货电能市场收益部分,以考核的方式扣除部分收益或全部收益。

3）机组出力限值未达标考核。机组的实际出力上限,未达到并网调度协议中最大技术出力的限高要求或者是机组的实际出力下限,未达到并网调度协议中最小技术出力的最低要求时,对发生限制未达标时间区间内的实时电能收益,以考核的方式扣除部分或全部收益。

4）其他考核费用。《两个细则》中有关电能类的其他考核项。

2.4.2 辅助服务考核费用

辅助服务考核包括：

1）响应容量考核。当机组在实际运行中,出现响应容量未达到调度指令要求的出清容量时,须以考核方式,扣除一定时间区间内的辅助服务收益。

2）响应性能考核。当机组出现响应性能未达到调度指令要求的性能时,须以考核的方式,扣除性能未达标时间区间内的部分或全部辅助服务收益。性能考核也可以采用阶梯式的考核方式,对性能达到的不同等级进行分级考核。同时,如果市场依据性能进行综合定价,将考核费用直接体现在辅助服务电费结算中,则可不必另外设置考核项。

3）其他考核费用。《两个细则》中有关辅助服务的其他考核项。

3、不平衡费用分摊机制

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,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[24-25]的研究。

3.1、费用分摊方式

费用分摊方式包括：

1）平衡池分组处理。按照电能类、辅助服务类、考核类等或其他分组原则将不平衡费用中的多项费用进行分组处理,对每组资金池采用统一的分摊方式进行处理。将多项不平衡费用按组分摊计算,好处是处理简单,缺点是组内的各类费用处理方式不够细化,公平性、严谨性欠佳。

2）每项费用分别处理。对每项不平衡费用,分别采用不同的分摊方法,独立进行分摊计算。每项不平衡费用项目可依据实际业务要求,设定不同的分摊方法与分摊对象。该方式的好处是处理合理,精确分摊,缺点是处理复杂,需要对每项费用分别进行分摊计算。

3.2、费用分摊周期

费用分摊周期分别为：

1）平衡账户,累计清算。按季度、年度等较长周期以清算方式进行分摊。这样在相对较长的时期内,需要设立平衡账户[26]用于存管发生的不平衡费用。该种方式的优点是多个周期集中处理,无需在每个结算周期都进行计算,处理简单。缺点是带来平衡账户的设立、审计及监管等一系列额外工作。

2）平衡结算,当期分摊。在每个结算周期直接进行不平衡结算,因此无需设立平衡账户进行资金存管。该种方式的优点是无需设立平衡账户,缺点是每个结算周期都需要进行不平衡费用计算,处理上较为繁琐。

3.3、费用分摊方向

费用分摊方向分为：

1）收取类费用。辅助服务补偿、需求响应补偿、机会成本补偿、运行成本补偿等,需要向设定的市场成员进行费用收取。其中,对于非市场化电量波动性费用,当该费用为亏空时,需向设定的成员进行收取。

2）返还类费用。阻塞盈余费、收取的考核费用等,需要向设定的市场成员进行返还。其中,对于非市场化电量波动性费用,当该费用为结余时,需向设定的成员进行返还。

3.4、费用分摊对象

依据各类不平衡费用的特征,可将每项或每组不平衡费用由一类主体分摊或由几个主体共同分摊。对于多类市场主体组合分摊时,各类主体分摊的比例之和为100%,各对象分摊的总费用与该不平衡费用相等。参与分摊的对象包括如下几类主体：

1）市场化用户。参与市场交易的所有市场化用户参与分摊,分摊的费用可正可负,表示收取或返还。

2）市场化机组。参与市场交易的所有机组参与分摊。

3）非市场化用户。由未参加市场交易的非市场化用户参与分摊,由于对非市场化用户采用目录电价销售这一特殊性,需要将这部分费用定期滚动到目录电价中,通过目录电价的定期调整来体现对该费用的分摊。鉴于目录电价调整周期较长,一般尽量减少采用让非市场化用户分摊的方法。

4）偏差机组。实时市场出清电量与实际发电量偏差超过一定阈值的机组,这里剔除由于调度指令原因而导致的偏差。实时市场的成本补偿费用可以考虑由偏差机组参与分摊,并且按偏差量的占比进行分摊。因为偏差机组是造成实时市场产生成本补偿费(实时市场通过新增机组开停机、空载,或按调度指令偏离经济调度点来响应实时市场偏差)的因素之一。

5）偏差用户。日前市场出清电量与实际用电量偏差超过一定阈值的市场用户。同理,实时市场的成本补偿费用可以由偏差用户参与分摊,因为偏差用户也是造成实时市场发生成本补偿费的因素之一。

6）外部市场主体。参与网间交易的点对网机组、外部电力用户以及网间交易主体(电网公司)参与分摊。

3.5、费用分摊比例

费用分摊比例分为以下几种情况：

1）阻塞盈余费用返还。

①按照实际电量比例分摊。将总的阻塞盈余费用,对设定的分摊对象(可全部为发电侧、用电侧或发电、用电各占一定比例)按照其实际的发电量或用电量的占比进行分摊。以用电侧分摊为例,其计算方法如下：


该种方式采用发、用电联动的方式进行结算,减少计算的中间环节,缺点是用电量数据的修正及调整会影响到全体成员,形成大面积的数据联动,计算的复杂度较高。

②按照基数电量比例分摊。首先计算波动性费用,然后将该费用对签订基数合约电量的机组,按照其基数合约计划电量的占比进行分摊。该方式分摊方法与其他费用类似,其分摊结果与“以用定发”分摊结果一致。其计算公式如下：


③按照实际电量比例分摊。与上述方法类似,计算波动性费用后,将该费用按照指定的分摊对象,不是按照基数电量,而是按照其实际电量的比例进行分摊。

3）补偿费用收取。

按照实际电量或偏差电量比例分摊。将补偿费用,依据指定的对象,可为负荷侧或与未提供补偿服务的机组,按照实际电量的比例来分摊。某些补偿项目也可以由偏差机组或偏差用户,按照偏差电量的比例进行分摊。

4）考核费用返还。

按照实际电量比例分摊。将总的考核费用,依据指定的对象,可为负荷侧或与未发生考核的机组,按照实际电量的占比进行分摊。

4、结论

本文对电力现货市场中不平衡费用的产生进行了分析,梳理提出了不平衡费用的构成,并在此基础上研究了不平衡费用的分摊机制。电力现货市场中,必须处理好不平衡费用的分摊问题,核心内容是确定哪些费用进入不平衡费用,以及要分摊给谁,分摊多少,通过不平衡费用的合理处理,维护良性、可持续的市场生态。目前阶段,不平衡费用处理建议考虑如下几个方面的原则：

1）要充分体现市场贡献,对于起到正向作用与负向作用的市场主体,需在结算机制上进行引导调节。

2）要从系统安全稳定、市场竞争活力和各方利益平衡等多个方面统筹考虑,不能单纯依靠完美市场设计,要做好导向与权衡。

3）要适应我国的特有国情与历史阶段。包括发电企业的发展经历、国企属性和年度计划问题以及电网公司代理非市场化用户参与市场的问题等,利用不平衡费用处理机制,做好过渡性设计。

4）要平稳起步。现阶段建议不平衡费用分摊的规则要尽量简单清晰,易于结算,市场逐步发展成熟后,可考虑更为精细化、市场化的方式。

原标题：电力现货市场下的不平衡费用该何去何从？