136号文(17)：入市电量身份与权责的变化

136号文下新能源电量的全面入市，不仅给自身的收益带来了改变，也给整个市场带来了方方面面的变化。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

在市场内部，新能源电量身份发生转变，之前的整体电量分为保障性收购电量和市场化上网电量，而前者换一个名字就是非市场化上网电量。

这两部分电量虽然都参与了电力系统运行，也参与了现货市场出清，但在市场权责方面却有很大的不同。

而如今，新能源电量在新政下不再有非市场化的属性，全部电量都将归入于市场化电量中，那么相比于之前的权责，肯定也会发生许多不同。

市场内外的费用

电力市场完整运行月的费用结算，可以划分成两大部分，场内和场外。

场内的费用，就是根据交易结算规则，每个市场参与主体根据在每个交易周期的中长期合约电量、日前出清电量、实际发生电量以及对应的合约或出清价格而形成的整体发用两侧费用。

目前大部分电力市场还在执行双轨制，依然会有不少政府定价的上网电量和消费电量，这部分费用也会纳入到场内，按规则结算。

把按照结算规则收取上来的费用和应付出的费用进行比对，会发现二者之间肯定会有差额，也就是存在不平衡资金。

这部分不平衡资金主要来自于两个方面，一个是因为电网阻塞导致发生节点电价，进而产生阻塞费用，另一个是因为计划性的发电量和购电量因为分解曲线不匹配而导致的交易周期内电量偏差，这个偏差也和电网公司的预测的代理购电量有关。

这些偏差细项的解释暂不在本文范围内，大家暂且知道有这么一笔发用两侧之间的不平衡费用即可。

这笔不平衡费用也要随着发用两侧主体在结算费用时一并清算，不过不论怎样，这些都还算是场内的费用。

场外的费用，多是一些考核项以及分摊项。

之所以说是市场外的费用，因为其发生的原因不是市场交易行为所致，也不包含在场内的结算规则中，而是交易规则的额外规定，用来补偿一些必要的机组成本，用来承接一些电源的差价合约费用，以及用来分享或者分摊一些考核费用。

也就是说市场定好这些补偿或者考核规则，然后根据每个主体在市场内的实际运行情况以及交易结果来核算出具体的费用。

这些费用也会规定出需要承担分摊义务或者分享权利的主体类型，并成为这些主体结算费用的一部分。

面对这些场内的不平衡资金，以及场外的补偿和分摊费用，新能源电量的身份之变也就带来的权责的变化。

权责之变

在细说一些变化之前，我们还是需要澄清一个事实。

新能源电量的入市对于电力现货市场的变化，短期内仅在于结算层面，而不在于出清价格层面。

不管入不入市，新能源的电量始终是要发出来并上网的，而现在的市场出清情况就已经包含了新能源的发电量，不能说这些参与到出清的电量会因为变成市场化电量后就变多了。

所以，短期内市场的供需情况不会发生较大的变化，那么场内外发生的费用也不会有过大的变化。

而且各地具体的交易规则虽然有异，具体分摊项目的叫法也有所不同，需要承担的对象也可能不同，但因为市场组织形式和规则都很类似，所以我们也可以就一些共性的费用开展讨论，各地的细节也可以仿照对号入座。

成本分摊

首先是成本分摊项，主要就是火电机组的启动成本、空载成本以及可能存在的特殊机组补偿费等。

这三笔费用属于场外费用，月结时先由交易中心核算好应补偿的总体费用，然后面向全部用户侧主体电量以及非市场化上网电量。

目前执行政府差价合约，接受保障性收购的那部分新能源电量就是非市场化的，所以这部分电量需要分摊上述成本。

而当全部新能源电量都成为市场化电量后，面对同样的成本分摊费用，新能源的部分电量将不再作为分摊主体，仅剩下用户侧电量。

这就利好新能源，少了一份支出，同时利亏用户侧，因为同样的成本分摊费用下少了一部分承担的对象。

除了这三个成本分摊项之外，现货正式运行省份的辅助服务费分摊也需要重视，以山东省为例，辅助服务费目前和成本分摊项一样，也是面向全部用户侧主体电量以及非市场化上网电量进行分摊。

那么转化为全部的市场化电量后，按现在的规则，辅助服务费就摊不到新能源的头上了。

场内偏差费用

对于场内偏差，阻塞费用这块仅会向市场化上网电量进行分配。之前新能源因为有部分非市场化电量，所以可分配到的阻塞费用相对较少。

而全部成为市场化电量后，在同样阻塞费用下，虽然会摊薄每度上网电量可以获取的阻塞费用，但因为可享受的总体电量增多，那么这部分的分配费用也会相对增多。

但这是一个零和项，对于之前已经是市场化上网电量的其它电源，这部分可分配费用就相当于被拿走了一部分。

另一块场内偏差，因非市场化电源和用户电量的不匹配所致，面向的是全部的发电侧主体电量和用户侧工商业电量，尚不区分是否具备市场化属性，所以这部分费用的分摊我认为不会因为新能源的入市而有所变化。

场外考核费用

对于场外考核费用，新能源首先会面临可能存在的中长期合约考核费用。

之所以是可能的费用，是因为新能源是否被强制参与中长期以及是否要像火电机组那样进行签约电量比例考核还不得而知。

但从文件中公平参与市场交易这一条来说，如果考核规矩不同，难免会引发争议。

假如要进行考核，那就可能会存在两个方面，一个是交易周期内净合约电量值的考核，有上下限的限制，如果越限且发生了套利的结果，那么越限部分电量所获得的超额收益将会被回收。

还有一个方面可能是交易周期内总交易合约电量的考核，这一点我们在前述文章中有过提及，对那些没有按照新能源出力曲线作为分解曲线的中长期合约，非出力时段合约电量的调整量将肯定会触发这方面的考核。

所以，新政下有关新能源参与中长期交易的规则以及考核机制还有待观察，要在可行性与公平性之间找到均衡。

除此之外，新能源还面临着预测电量偏差的考核。

这一点各省都是基于实际发电量去考核申报电量，不过有的地区用的是日前市场出清电量，有的地区用的是实时市场出清电量。

高于或低于限值的部分会进行考核并回收超额收益。

除了自身要进行的考核费用外，面对用户侧中长期偏差收益回收的费用，新能源主体可以依照自身的市场化电量进行分享，同阻塞费用一样，因为可以去分享的电量增多了，就算度电分享到的价格有所降低，但整体的分享费用会有所提高。

地方特色

以上属于一般性论述，虽然具体细节地方规则会有差异，但基本上都是这几个方面，大家可以酌情参考。

此外，具有地方特色的市场化费用也会因为新能源的全面入市而发生变化。

比如山东的电源侧的容量补偿，其原理是每个月通过全部工商业用户电量以每度电0.0705元/度的方式收取到本月的容量补偿费用总额，形成资金池。

然后根据规则，计算全部可以享受到容量补偿的电源可以获取的补偿容量，把这些容量加和作为分配的分母，各家的实际可补容量作为分子，拿走属于自己的那一份。

对于风电场来说，其可结算容量等于高峰发电时段的平均功率，高峰时段的划分参照山东用户侧分时电价政策规定。

对于光伏电站来说，因为其出力曲线只会集中在白天的时段，所以测算其市场化可结算容量时，山东规则规定按照实际上网电量的单小时的平均值来确定。

之前因为风光总上网电量中存在非市场化电量部分，而核算可补容量时的电量值使用的是市场化电量，但136号文全部都市场化了，所以每月可以参与到分享容量补偿费的可用容量就会增多。

但总资金池形成的规则与入市电量无关，所以这依然还是一个零和，新能源会抢占其它电源的分享费用。

小结

因为身份的转变，使得新能源电量在当前的市场规则下，在面对结构性偏差，成本补偿、考核以及辅助服务等费用时，应该参与承担或者分享的电量发生变化。

总体来说，原来之前需要分摊的费用变少，而可以享受到分享的费用增多，是个利好。

但这个结论是站在目前的市场规则下，而当136号文落地后，各地市场规则对这些市场费用的分摊/分享对象是否要进行调整，还不得而知。

而且，既然要求新能源主体公平参与市场交易，那么有些规则就要对全部市场化电量一视同仁，不能再根据电源类型来区分权责。

一切还有待各地具体落地的政策，而因为身份转化而带来的权责变化，理应成为我们的关注要点之一。