广东电力现货市场体系下发电侧电费收益影响分析

程婧

引言

电力现货市场试点启动标志着我国的电力市场化改革进入了实质阶段。2017 年8 月，明确南方（以广东起步）、浙江、山西等8 个电力现货市场建设试点，次年8 月，广东首个发布了“1＋8”规则体系，推出“现货＋中长期”的全新市场模式，发电企业交易行为被重新定义，电费收益产生重大影响。

一、市场化交易机组（B 类机组）电费收入构成

B 类机组市场化电费收入包含日前市场电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期合约差价电费、中长期合约交易环节结算电费、补偿费用、考核费用。

计算公式为：

其中：

日前市场结算根据日前中标电量与节点电价计算电费：

实时市场偏差结算根据机组实际分时上网电量与日前市场申报的分时电量之间的差额，以及实时市场节点电价计算偏差电费：

中长期合约差价结算按照机组中长期合约分时电量、日前现货市场统一结算点电价和净合约综合价格差值计算差价电费：

忽略中长期合约交易环节结算电费、补偿费用、考核费用非关键影响因素。假设t 为某一固定时段，则：

从实际来看，实时市场偏差结算量很小，且目前日前、实时市场出清均采用日前报价，为便于关键因素分析，故将日前、实时统归为现货，进一步将公式简化为：

即机组收入可视为现货市场全电量结算与中长期合约差价结算两部分组成。由此可见，B 类机组的市场化电费收益可概括为机组现货与中长期合约的量、价关系，及现货市场机组节点电价与市场统一结算点电价的关系。

二、现货与中长期合约的量、价关系

将公式变形可得：R＝Q合约×P合约＋（Q现货-Q合约）×P现货，可理解为中长期合约电量的收益Q合约×P合约已锁定，而现货与合约的电量差值Q现货-Q合约，将以现货市场价格P现货做结算，影响最终收益。

当Q现货＞Q合约，即现货市场多发，多发电量部分将以P现货结算。那么，只要现货价格高于发电边际成本，即P现货＞P成本，发电收益就会增加。

当Q现货＜Q合约，即现货市场少发，少发电量部分将以P现货支付给市场（可理解为从现货市场买电履行合约）。那么，会出现两种情形：当P现货＞P合约时，损失发电收益；而P现货＜P合约时，在少发电基础上取得额外收益。

1.中长期差价合约锁定收益，现货市场策略对发电收益的影响。

通过以上分析，梳理现货与中长期合约的量、价关系，可得到以下几种情形（如图1 所示）：

当预计P现货＞P合约时，应争取现货市场多竞得电量Q现货＞Q合约，获取超合约量、价的双重收益（情形①）。避免现货量不足Q现货＜Q合约，需要在市场中高价买电履约，造成量、价的双重收益损失（情形②）。

当预计P现货＜P合约，但现货价格高于发电边际成本P成本＜P现货＜P合约，意味着多竞得的电量仍有获利空间，可争取多竞电量，获得超合约电量收益（情形③）或降低合约内电量损失（情形④）。

一旦现货价格低于发电边际成本P现货＜P成本，应避免Q现货＞Q合约赔本多发电（情形⑤）。同时考虑在现货市场少竞电量Q现货＜Q合约，将少发电部分通过合约和现货的价差套利（情形⑥）。

2.基于现货市场价格信号，合理订立中长期合约发挥避险作用。

中长期合约的作用就是为了锁定基本收益，规避现货市场价格波动风险。而风险的覆盖需要从量和价两方面来实现。

理论上最理想的状况是，中长期合约量价兼顾，避险功能发挥最优。而实践中很难达到理想状况，通常需要权衡以价换量或舍量保价。应把握风险尺度，不宜为追求量、价的单一目标，采取片面激进的策略，要尽量实现量、价风险相对均衡的覆盖。坚决避免量、价均不保，暴露于现货市场风险之下。

相较于现货市场高频报价、集中出清对市场交易提出的挑战，中长期合约貌似和缓。但是，应当注意的是，中长期合约对市场主体的收益起决定性作用，决策难度也更大。尤其在当前现货市场价格信号不清晰，市场不成熟的阶段，中长期合约的策略除了依据市场分析，还应当基于对自身经营目标合理的把握，为报价决策提供标尺。

综上，中长期合约与现货市场报价策略具有高度相关性，应当系统性分析决策，不能够割裂开来。

三、现货市场机组节点电价与统一结算点电价的关系

造成这一影响的原因是阻塞盈余。节点定价机制下，如果系统发生了阻塞，在不同的节点产生了不同的价格，从所有负荷收取的电费将大于支付给所有发电的电费。关键的问题是，阻塞盈余该如何分配？理论上并没有“最佳”的分配方法，主要取决于电网的性质、电网监管的办法、电网成本的分摊方法、历史的政策等。把阻塞盈余分配给谁，主要是回答谁有使用电网的权利，也就是很多市场设计输电权机制的一个主要目的：拥有输电权的市场主体，可以获得相应的阻塞盈余。国外的节点定价机制都需要与输配电定价、金融输电权等机制相配合。

目前广东的市场规则下，将阻塞盈余纳入平衡资金，按电量比例返还给市场用户。这种方式是市场初期一种简化的处理方式。存在的问题是，这种机制对不同节点的发电企业的收益将造成较大的影响。发电企业应当呼吁规则制定和市场监管部门，进一步完善阻塞盈余分配机制，加快建立输电权机制。

四、结语

截至6 月30 日，广东、浙江等8 个电力现货试点均进入模拟试运行。面对现货市场带来的重大调整，发电企业要牢牢把握市场和政策研究，积极参与规则的制定完善，调整运营模式和交易策略，以更好地应对市场风险，在竞争中取得良好效益。