电力现货市场中的结构平衡类费用详解

全文共3181字，阅读全文需要10分钟

双轨制不平衡资金的引入背景

我们在市场运营费用概述文后（上篇文章链接7月1日发布的《市场运营费用OR不平衡资金概述》）收集的投票结果里，56%的投票人要求分类别各省横向对比。因此本文针对平衡类费用中的最重要一类费用：结构平衡类费用进行具体分析。

上次文章提到，根据山西的分类方法我们把市场运营费用分为四类：成本补偿类、市场平衡类、市场调节类和其他费用。从2022年1月至2024年10月的统计数据来看，“市场结构平衡费用”在山西平衡类费用中占比最高，超过30%，又名双轨制不平衡资金，对市场各类主体的损益调整影响很大，备受关注。

图 1 山西市场运营费用-各项费用-月平均占比（2022年-2024年10月）

本文重点分析双轨制不平衡资金的特点、产生原因与发展趋势。阻塞类平衡费用留待后续其他文章说明。其他现货省份也存在类似山西的“市场平衡类费用”，如山东的“结构类偏差费用”，甘肃的“市场不平衡资金”和广东的“市场平衡类返还电费”，尽管名称不同，实质内涵相近。市场成员对我司整理的具体各省政策规则原文如有需求，可详询文末联系人。

双轨制不平衡资金出现的根本原因

下表为典型现货 5 省的双轨制不平衡资金的不平衡原因汇总：

双轨制不平衡资金产生的原因主要是市场与计划的并行。

所有发电和用电侧主体分为两类：市场化主体和非市场化主体。市场化主体需要承担资金平衡责任，而非市场化主体则不需要承担（山东例外）。这种差异导致了结算上的不平衡。

双轨制不平衡资金产生途径主要有三种：优发优购偏差、电网企业代理购电和跨省跨区送电。下面逐一解释。

1

优发优购偏差是如何产生不平衡资金的？

多数现货省份火电机组已无优发计划，还存在优先发电计划的发电企业多为新能源场站。因此优先发电曲线往往是新能源场站的发电出力曲线，如光伏为典型中午高企的“钟型”曲线，风光合并曲线依然中午发电功率极高。而优先购电的用户侧全部为居民、农业用户，他们的用电曲线通常是早晚峰高企的“鸭子”曲线，或“盆”型曲线。

举个例子：假如早峰某个小时新能源发电量（如光伏或风电），由于光照或风力条件稍弱，纳入优发范围的新能源场站仅提供了300兆瓦时的电量，按照基准电价结算，1小时总费用为：300兆瓦时×416.10元/兆瓦时=124,830元

而该小时全省居民、农业用户的优购用电需求为500兆瓦时，从电网公司角度，按照基准电价416.10元/兆瓦时购买电量，总购电费用为：500兆瓦时×416.10元/兆瓦时=208,050元

这是优购用户需要支付的发电企业购电费。

剩余的200兆瓦时的电量缺口由市场化机组提供，按市场价格（假设为450元/兆瓦时）结算，总费用为：200兆瓦时×450元/兆瓦时=90,000元

发电侧总费用包括新能源和市场化机组的总费用为：124,830元+90,000元=214,830元

这是发电侧需要收取的电费收入以及电网公司要支付的购电成本。

对于居民和农业这些非市场化用户，电网公司秉持不赔不赚的原则。

因此，应收电费与应付电费的差值为：214,830元 - 208,050元 = 6,780元。这就是优先发电和优先购电曲线不匹配、价格不匹配导致的不平衡资金。

山西省的 “市场结构平衡费用”，蒙西的 “市场结构平衡费用”，山东的 “预测偏差费用”、“优发优购曲线匹配偏差费用” 都属于优发优购产生的双轨制不平衡费用。山东划分较细，前者是总电量偏差产生的偏差费用，后者则是分时曲线匹配偏差造成的双轨制不平衡资金。

在重大节日期间，如春节，优发优购不平衡资金的费用曲线明显高企。因为过年期间优购居民用户用电占比较高，工商业用电占比较低。

2

电网代理购电如何产生不平衡资金？

电网代理购电的用户主要包括小企业。这些用户由于规模小、电费少、不熟悉市场等原因，暂无售电公司代理其交易，而由电网公司代理购电。

各省在每月月底公布次月本省的电网企业代购电价格。形成代理购电价格的原则根据各省规则存在差异。一般来说，与各省月度交易的出清价存在一定关联。电网企业根据用户的历史用电数据预测未来的用电曲线，也有部分省直接使用统调典型曲线作为代购电交易曲线。电网公司在月度代购电交易中根据既定曲线和发电侧主体接受的价格购入代购电量。然而，用电预测或统调典型曲线和代购电用户实际用电曲线之间难以避免出现偏差，这些偏差部分需通过现货市场或实时市场由市场化发电机组提供补充电量。

不平衡资金由电价固定的用户侧和电价浮动的发电侧之间的价格差异产生。例如，小型工商业用户的电价已经按照公布的代购电价格确定，不随市场价格波动。而市场化机组用于填补偏差电量的价格却按照市场结算。当市场价格高于代购电价格时，电网公司需弥补差额，产生不平衡资金缺口；若市场价格低于代购电价格，则可能形成正向收益，但这部分通常用于覆盖系统运行成本或返还用户。

广东的 “核电代购电量发用差额电费”，虽不是电网代理购电，但原理相同，也属于代理购电产生的双轨制不平衡资金。同时“并轨不平衡资金分摊电费” 也涉及代理购电产生的不平衡费用。

3

跨省送电如何产生不平衡资金？

跨省跨区送电也有可能造成大量的双轨制不平衡资金。跨省送电过程中，不平衡资金的形成源于省间市场价格与省内市场价格的不一致，以及受端电网未承担资金平衡责任。尽管送端电网在输电通道关口完成交货，经济责任已经结束，但受端电网的购电计划与实际用户需求之间存在偏差，这些偏差部分的经济责任被转嫁到了受端省省内市场化主体身上，从而形成了不平衡资金。

▶举个例子：假设某受端省某时段缺电，接收跨省送电 500 兆瓦时，到受端省关口的省间价格为 400 元 / 兆瓦时，总费用为：500兆瓦时 ×400元/兆瓦时=200,000 元

假设优先满足省内优购用户，用户实际用电量比计划多出50兆瓦时，优购的批发侧价格为420元/兆瓦时。优购用户需支付发电企业的购电电费为：550兆瓦时×420元/兆瓦时=231,000元

这种情况下，用户支付的电费高于省间购电成本，受端电网市场不平衡资金池出现正的不平衡资金。

省内实际用电需求超过送电量（多需的50兆瓦时），受端电网需通过省内市场化发电机组补充电量。假设补充电量按照省内价格450元/兆瓦时结算，总费用为：50兆瓦时×450元/兆瓦时=22,500元

在这种情况下，发电侧的总成本为省间购电费用加上补充电量费用：200,000元+22,500元=222,500元

231,000 元（用户支付） - 222,500 元（实际发电侧总成本） = 8500 元，剩余的8500 元差额成为不平衡资金。这部分资金通常由省内市场化发电企业和用户分摊，而受端省电网公司不承担经济平衡责任。

甘肃的”省间双轨制不平衡资金”就是典型的跨省跨区送电造成的双轨制不平衡资金。

广东的”跨省外送差额电费” 是由代理购电与跨省跨区送电共同作用产生的双轨制不平衡资金。而“并轨不平衡资金分摊电费”更为复杂，优发优购、代理购电、跨省跨区送电三种产生原因都有涉及。

值得注意的是，双轨制不平衡资金通常只在现货市场中出现。原因是传统的中长期市场按照总电量来结算，不涉及实际发用电曲线的逐时匹配。

未来发展趋势

随着全国电力现货市场的快速推进，新能源会逐渐大规模入市。这一趋势对双轨制不平衡资金的总额及分摊方式产生了深远影响。

从总额方面看，新能源入市后双轨制不平衡资金的总额会显著增加，尤其是优发优购的不平衡资金缺口会进一步扩大。随着新能源全额入市，理论上优先发电计划将逐渐归零，而农业和居民的优先购电计划仍基本不变，甚至因居民用电逐年增长而有所上升。新能源发电的波动性及其带来的预测偏差可能加剧优发与优购曲线的错配，进一步拉大资金缺口，推动双轨制不平衡资金总额上升。

在分摊方面，新能源入市后分摊主体和分摊电量将显著增加，但不同省份的分摊方式差异较大。例如，山西仅由入市新能源承担市场运营费用的分摊，其市场平衡费用在冲抵调度购电盈余电费及省间现货购电盈余电费后，由发电企业和批发市场用户按1:1的比例分摊。这种模式下，市场化用户因用电量少于发电侧上网电量，分摊总费用增加将优先推高市场化用户的度电分摊水平，而发电侧的度电分摊水平可能略有下降。甘肃则采取不同的分摊方式，由火电机组和新能源场站按月度实际上网电量比例分摊省间双轨制不平衡资金。随着新能源发电量占比的提高，新能源场站的费用负担可能进一步加重，分摊方式也将变得更加复杂。

因此，不同省份在分摊方式上的差异，将导致未来平衡类资金的发展趋势有所不同。