單邊市場模式下不平衡資金分析

朱劉柱，王 寶，楊 娜，劉 麗，葉 斌，段 翩，陳雨果

（1. 國網安徽省電力有限公司 經濟技術研究院，合肥 230022；2. 北京清能互聯科技有限公司，北京 100080）

0 引言

隨著8個電力現貨試點地區進入長周期試結算階段，不平衡資金問題逐漸浮現［1—2］，各試點省份在不平衡資金方面主要存在如下問題:一是不平衡資金組成梳理不清晰；二是不平衡資金規模較大，特別是雙軌不平衡資金；三是不平衡資金分攤爭議較大。

針對第一個問題，文獻［3］分析了各類不平衡費用的產生機理，并梳理形成了適應我國目前發展現狀的不平衡費用的構成及分攤機制。文獻［4］梳理了3 種非市場化電量波動費用結算方法。文獻［5］對不平衡資金又重新進行了定義，指出“不平衡資金”通常是指找不到確切受益人的剩余資金或欠款，而輔助服務費用、啟停費用、成本補償費用、阻塞盈余等屬于站錯隊的不平衡資金。

針對第2 個問題，廣東等試點省份采用計劃與市場解耦的結算機制規避雙軌不平衡資金，但隨著市場進一步放開，計劃與市場解耦的結算機制不具有可持續性，文獻［6］以不解耦模式為背景，通過公式拆分的方式推導出計劃與市場不解耦模式下不平衡資金的各項構成，并提出了不平衡資金的疏導方案。

2020年5月山東開展了為期4天的電力現貨市場連續結算試運行，試結算期間共產生9 508.19 萬元的不平衡資金，雙軌不平衡資金問題再一次被推到風口浪尖。文獻［7—8］針對雙軌不平衡資金問題對市場建設提出了一系列建議，包括加速推進外來電市場化，完善可再生能源參與現貨市場交易機制，實現計劃電價與市場電價聯動等。

針對不平衡資金的分攤問題，文獻［3］從費用分攤方式、分攤周期、分攤方向，分攤對象、分攤比例這5 個方面提出了幾種方案。文獻［7］分析了雙軌不平衡資金由新能源和外來電等非市場化機組承擔與現有政策的沖突。

專家學者們抓住國內電力現貨市場的共性問題，梳理各類不平衡資金的形成機理，并提出了相應的疏導方法，也從市場機制設計方面給出了相應的建議。但是不平衡資金與市場特征密切相關，沒有放之四海皆準的方法?？紤]到國內大部分省份都以單邊市場起步，即用戶側不參與現貨市場，本文從降低雙軌不平衡資金規模的角度出發，設計了單邊市場模式下的基數兜底結算機制。提出了基數兜底結算機制下波動性不平衡資金和阻塞不平衡資金的結算模型，并通過算例驗證了模型的正確性；分析基數兜底結算機制對波動性不平衡資金和市場主體的利益影響，以及市場主體合約簽訂情況對阻塞不平衡資金的影響，并從市場放開節奏和市場結算機制等方面提出對應的建議，以降低不平衡資金對現貨市場的影響，從而保障電力現貨市場平穩起步。

1 不平衡資金的結算模型

不平衡資金組成與市場特征緊密相關，各試點省份不平衡資金構成不同，大部分地區不平衡資金構成如圖1所示。

圖1 不平衡資金構成Fig.1 Composition of unbalanced funds

其中，補償考核費用主要是指機組運行成本補償、機組限高限低考核等，這類費用計算方式明確，分攤方式也無太大爭議，基本是由市場主體分攤；其他雜項包括差錯退補結算不平衡資金、四舍五入不平衡資金等，這些費用一般金額不大。這兩類不平衡資金本文不予分析，重點分析業界關注較多的雙軌不平衡資金和阻塞不平衡資金。

1.1 雙軌不平衡資金

雙軌不平衡資金又可以分為結構性不平衡資金和波動性不平衡資金，結構性不平衡資金是指計劃發用電價格不匹配造成的不平衡資金，波動性不平衡資金是指計劃發用電量不匹配造成的不平衡資金。結構性不平衡資金目前由電網公司承擔，并納入輸配電成本中，在下一輪核定輸配電價時給予考慮，本文也不進行分析。

單邊市場模式下，為了規避波動性不平衡資金，本文設計了基數兜底的結算機制，即事前只確定市場機組基數電量份額，事后通過調整基數電量保證日前市場和實時市場整個市場現貨偏差電量為0 kWh。具體計算方法如下

式中:βi為市場機組i的基數電量份額；Q基數,i為日前分配給市場機組i的基數電量；N為市場機組個數；Q日前結算基數,i,t為t時段市場機組i在日前市場中結算的基數電量；Q日前出清,i,t為t時段市場機組i日前出清電量；Q市場合約,i,t為t時段市場機組i市場合約分解電量；Q實時結算基數,i,t為t時段市場機組i在實時市場中結算的基數電量；Q實時發電,i,t為t時段市場機組i實際發電量。

具體結算流程如圖2所示。

圖2 基數兜底結算流程Fig.2 Base bottom settlement process

單邊市場模式下，大多省份沿用中長期市場環境下發用兩側解耦結算模式，即不管市場用戶用電情況怎樣，發電側都全電量結算市場合約電量，但用戶側結算電量可能會小于市場合約電量，分為如下兩種情況。

（1）當市場用戶用電量大于市場合約電量時，市場用戶多用電按照其目錄電價結算，這部分電量可以當作計劃用電，如圖3 所示。此時計劃發用電兩側電量是相當的，波動性不平衡資金為0元。

圖3 市場用戶多用電時電量結構Fig.3 Power structure when using more electricity between market users

（2）當市場用戶用電量小于市場合約電量時，市場用戶按照實際用電量以市場合約價進行結算。此時，市場發電量大于市場用電量，相當于市場運營機構將一部分市場電賣給非市場用戶，如圖4所示。

圖4 市場用戶少用電時電量結構Fig.4 Power structure when using less electricity between market users

基于前面分析可推導出單邊市場模式下，采用基數兜底結算機制后，波動性不平衡資金的計算方法如式（4）所示

式中:R波動性不平衡為波動性不平衡資金；Q少用，j為市場用戶j少用電量；M為市場用戶個數；Pˉ目錄為非市場用戶平均目錄電價；Pˉ購銷價差為電網公司代理計劃電應收取的平均購銷價差；Pˉ市場合約，j為市場用戶j的平均合約價。

1.2 阻塞不平衡資金

電力現貨市場在采用基數兜底結算機制后，市場機組總現貨偏差電量為0 kWh，對于單個機組來說現貨偏差電量可正可負，整個現貨市場相當于一個發電權轉讓市場，現貨偏差電量為負的機組將電量轉讓給現貨偏差電量為正的機組，如圖5 所示。在節點邊際電價機制下，發生阻塞時不同機組的節點邊際電價不同，導致現貨市場正偏差價格與負偏差價格不同，即電量出讓價格和受讓價格不同，從而會產生阻塞不平衡資金。

圖5 阻塞不平衡資金Fig.5 Congestion unbalanced funds generation

當系統不發生阻塞時，所有節點的節點邊際電價相等，現貨市場正偏差價格和負偏差價格相等，又由于采用基數兜底結算機制，現貨總偏差電量為0 kWh，因此現貨總偏差電費為0 元，市場機組發電費用等于其合約電費（包括基數合約和市場合約）。將系統不發生阻塞時的場景稱為基準場景，基準場景下市場機組發電費用扣減一般情況下市場機組發電費用即可得到阻塞不平衡資金。阻塞不平衡資金計算公式如下

式中:R阻塞不平衡為阻塞不平衡資金；R基數合約,i為市場機組i的基數合約電費；R市場合約,i為市場機組i的市場合約電費；R發電費用,i為市場機組i的總發電費用。

1.3 算例驗證

為了驗證上述不平資金結算模型的正確性，下面通過兩個算例來進行分析。為了便于分析這里構造的算例中未分別設置日前市場和實時市場，只設置了一個電力現貨市場，因此在進行基數兜底結算時也只需分配一次基數電量。

（1）驗證波動性不平衡資金結算模型

假設市場機組G1與市場用戶L1簽訂了80 MWh合約量，合約價為0.35元∕kWh；市場機組G2與市場用戶L2簽訂了100 MWh合約量，合約價為0.4元∕kWh；機阻標桿電價為0.5元∕kWh，非市場用戶目錄電價為0.6元∕kWh，電網公司應獲得的購銷價差為0.1元∕kWh。整個市場合約簽訂情況和現貨市場運行情況如表1所示。

表1 算例數據Table 1 Example data

算例中，所有市場機組的現貨出清價是一致的，不考慮其他不平衡資金的情況下，整個市場只有波動性不平衡資金，總電能收入減去總電能支出即可得到波動性不平衡資金，這里將用此方法算出的波動性不平衡資金與式（4）所示方法算出的波動性不平衡資金進行對比。

方法一:用總收入減總支出的方法算不平衡資金，如下所示

G1 基數電量=［（100+180）-（80+100）］MWh×40%=40 MWh

G1電費=［40×0.5+80×0.35+（100-120）×0.3］元×1 000=4.2萬元

G2 基數電量=［（100+180）-（80+100）］MWh×60%=60 MWh

G2電費=［60×0.5+100×0.4+（180-160）×0.3］元×1 000=7.6萬元

L1 電費=［80×0.35+20×（0.6-0.1）］元×1 000=3.8萬元

L2電費=90元×0.4×1 000=3.6萬元

L3電費=90元×（0.6-0.1）×1 000=4.5萬元

波動性不平衡資金=3.8萬元+3.6萬元+4.5萬元-（4.2+7.6）萬元=0.1萬元

方法二:用式（4）的結算模型計算，如下所示

波動性不平衡資金=［（100-90）×（0.6-0.1）-（100-90）×0.4］元×1 000=0.1萬元

兩種方法算出的波動性不平衡資金的數額是一致的，驗證了式（4）所示結算模型的正確性。

（2）驗證阻塞不平衡資金結算模型

同樣以上例所示算例數據進行分析，與上例不同的是，上例中G1和G2的現貨出清價格是一樣的，這里G1和G2的現貨出清價分別為0.4元∕kWh、0.3元∕kWh。

此時同樣用兩種方法進行驗證，不同的是此時不平衡資金包括波動性不平衡資金和阻塞不平衡資金，波動性不平衡資金可以采用上例算出的結果。

方法一:用總收入減總支出的方法算不平衡資金，如下所示

G1電費=［40×0.5+80×0.35+（100-120）×0.4］元×1 000=4萬元

G2和用戶電費同上例。

總不平衡資金=［3.8+3.6+4.5-（7.6+4）］萬元=0.3萬元

阻塞不平衡資金=總不平衡資金-波動性不平衡資金=0.3萬元-0.1萬元=0.2萬元

方法二:用式（5）的結算模型計算，如下所示

G1 中長期合約電費=（40×0.5+80×0.35）元×1 000=4.8萬元

G2 中長期合約電費=（60×0.5+100×0.4）元×1 000=7.0萬元

阻塞不平衡資金=中長期合約電費-總發電費用=（4.8+7）萬元-（7.6+4）萬元=0.2萬元

兩種方法算出的阻塞不平衡資金的數額是一致的，驗證了式（5）所示結算模型的正確性。

2 波動性不平衡資金分析

從1.1 節中分析可以看出，當市場用戶多用電時對波動性不平衡資金無影響；用戶少用電時對波動性不平資金的影響可以分為兩種情況:當（非市場用戶平均目錄電價-平均購銷價差）＞平均市場合約價時，波動性不平衡資金大于0；當（非市場用戶平均目錄電價-平均購銷價差）＜平均市場合約價時，波動性不平衡資金小于0?，F階段，市場合約價與用戶的目錄電價相差不是很大，從上面分析可以看出，采用基數兜底結算機制后能降低波動性不平衡資金規模，降低市場運行風險。

需要說明的是采用基數兜底結算的前提是需要保證所有市場機組的發電量大于總市場合約電量，即保證市場機組有分配基數電量的空間。許多地區現階段從年度來看市場機組結算的基數電量為正，但是在某些新能源大發的時段如果強制采用基數兜底結算機制，市場機組結算的基數電量可能為負。此時，雖然基數為負的時段和基數為正的時段收益可以相互抵消，基數電量總收益不變，但因為現貨價格是隨時段變化的，所以會影響市場電量收益?；鶖惦娏繛樨摰臅r段通常會在負荷低谷時段或者新能源大發的時段，現貨市場價格較低；基數電量為正的時段通常會在負荷高峰時段，現貨市場價格較高，基數電量在不同時間段之間的置換，意味著市場電量也會置換，市場電量從價格高的時段置換到價格低的時段，會降低市場機組收益。

下面通過一個算例來進行分析，假設機組標桿上網電價為0.5元∕kWh，市場合約電價為0.4元∕kWh，我們設置兩個場景，2種場景下基數合約總量是一致的，但各時段分量不同，為了便于分析，我們這里假設只有2個時段。

場景1中，2個時段機組合約電量分解情況和現貨市場運行情況如表2 所示，兩個時段基數合約電量之和為0 kWh，機組總收益為86萬元。

表2 基數合約分解場景1Table 2 Scenario 1 of base contract decomposition

場景2中，2個時段機組合約電量分解情況和現貨市場運行情況如表3 所示，兩個時段基數合約電量之和為0 kWh，機組總收益為96萬元。

表3 基數合約分解場景2Table 3 Scenario 2 of base contract decomposition

對比以上2 個場景可以看出，場景1 中由于給市場機組分配了負的基數電量，導致市場機組收益降低。從上面分析可以看出，基數兜底結算機制雖然可以降低不平衡資金虧空風險，但是如果發電側放開規模跟不上用戶側放開規模，強制采用基數兜底結算機制會影響市場機組的收益，欠缺公平性。鑒于此，對于市場設計者來說:一方面需要統籌放開發用電計劃，對于放開省內用戶的規模，需要與放開優先發電電源的規模相匹配；另一方面，需要推動新能源等參與市場。

3 阻塞不平衡資金分析

與雙邊電力市場模式不同，單邊電力市場模式下阻塞不平衡資金是盈余還是虧空與中長期合約簽訂情況有關。如果送端機組簽訂的中長期合約比較多（即送端機組需要在現貨市場以低價買電），而受端機組簽訂的中長期合約較少（即受端機組需要在現貨市場以高價賣電），市場運營機構相當于在現貨市場高買低賣，則這部分不平衡資金小于0元，如圖6所示；反之，這部分不平衡資金大于0元，如圖7所示。

圖6 阻塞不平衡資金為負的場景Fig.6 Scenarios with negative congestion unbalanced funds

圖7 阻塞不平衡資金為正的場景Fig.7 Scenarios with postive congestion unbalanced funds

下面通過2個不同的場景來說明。

（1）場景1，假設市場機組G1與市場用戶L1簽訂了80 MWh合約量，合約價為0.35元∕kWh；市場機組G2 與市場用戶L2 簽訂了100 MWh 合約量，合約價為0.4元∕kWh；機阻標桿電價為0.5元∕kWh。整個市場合約簽訂情況和現貨市場運行情況如圖8和表4所示。

表4 市場合約簽訂情況Table 4 Situation of market contracting

圖8 現貨市場運行情況Fig.8 Operation of spot market

場景1中，阻塞不平衡資金的計算過程如下

G1電費=［40×0.5+80×0.35+（160-120）×0.4］元×1 000=6.4萬元

G2電費=［60×0.5+100×0.4+（120-160）×0.3］元×1 000=5.8萬元

G1 中長期合約電費=（40×0.5+80×0.35）元×1 000=4.8萬元

G2 中長期合約電費=（60×0.5+100×0.4）元×1 000=7萬元

阻塞不平衡資金=（4.8+7-6.4-5.8）萬元=-0.4萬元

場景1可以看作G2將40 MWh電量轉讓給G1。

（2）場景2，假設市場機組G1與市場用戶L1簽訂的合約量從80 MWh變為130 MWh，合約價不變；市場機組G2與市場用戶L2簽訂的合約量從100 MWh變為50 MWh，合約價不變。其它情況與場景1相同。

場景2中，阻塞不平衡資金的計算過程如下

G1電費=［40×0.5+130×0.35+（160-170）×0.4］元×1 000=6.15萬元

G2電費=［60×0.5+50×0.4+（120-110）×0.3］元×1 000=5.3萬元

G1 中長期合約電費=（40×0.5+130×0.35）元×1 000=6.55萬元

G2中長期合約電費=（60×0.5+50×0.4）元×1 000=5萬元

阻塞不平衡資金=（6.55+5-6.15-5.3）萬元=0.1萬元

場景2可以看作G1將10 MWh電量轉讓給G2。

4 結束語

首先從降低雙軌不平衡資金規模的角度出發，設計了單邊電力市場模式下的基數兜底結算機制，并提出了基數兜底結算機制下雙軌不平衡資金和阻塞不平衡資金的結算模型，并通過算例驗證了模型的正確性。

其次，進一步分析基數兜底結算機制對波動性不平衡資金和市場主體的影響:基數兜底結算機制能降低不平衡資金虧空的風險，但如果發電側放開規模跟不上用戶側放開規模，強制采用基數兜底結算機制會影響市場機組的收益，欠缺公平性。鑒于此，對于市場設計者來說需要統籌放開發用電計劃，推動外來電和新能源等參與市場。

最后分析了市場主體合約簽訂情況對阻塞不平衡資金的影響。D