不同市场放开程度下电费结算模式研究

摘要：本文对于电力市场的结算模式进行系统性研究。结合已有的研究以及我国的改革实际情况系统分析的电费结算模式的核心构成要素，基于这些要素从结算管理体制、市场结算关系逻辑、电费结算流程等角度对不同放开程度下的结算模式设计方案进行对比分析，以期对我国市场电费结算模式建设提供指导。

关键词：电费结算模式；电费管理体制；结算流程设计 引言

建设电力市场是电力体制改革的核心，是我国建设现代能源体系的关键。基于“管住中间、放开两头”的电力体制改革架构，按照“三放开、一独立、三加强”的改革路径，遵循市场规律和电力工业运行客观规律，从中长期电力直接交易起步，逐步建立以电力现货市场为核心，以中长期交易规避风险，辅以电力期货、衍生品进一步规避风险，交易品种齐全、功能完善，公平、规范、高效的电力市场。电力市场结算体系建设是市场建设的重点内容之一，涉及的内容复杂，相关的概念和术语也未形成统一的定义。在具体电费结算管理工作方面，鉴于此前电力统购统销的模式基础，电费结算是电网公司内部的专业营销和财务管理活动，存在着电费收支、电费回收、电费安全风险管控等方面的棘手问题。随着售电市场的不断放开，由于同一售电公司可以在多个供电营业区售电，针对交易单元和营销用户匹配、交易电量汇总、电量分割以及交易电费清分等问题，需要在省级层面成立统筹电费结算室，统筹衔接批发市场和零售市场结算工作。考虑到我国本轮改革起步于电网集“交易”“结算”“调度”于一体的统购统销的市场模式，需要科学的设计交易功能、结算功能、调度功能来保障电网安全，以最小的改革成本和监管成本实现电力市场设计。电力市场建设不是一蹴而就的，如何设计结算模式以满足不同交易机制下多种交易品种灵活结算的要求，同时保障电费结算安全、准确、高效，兼容市场不同阶段的建设和监管要求是市场建设的核心问题之一。

1电力交易、结算和调度之间的关系

电力市场的基本功能包括购售电、交易撮合、交易结算、电力调度、电力投资等几项基本功能。每项功能均要通过特定模式和机制来实现，不同功能的特定模式组合就形成了不同的市场，从而保证电力市场有条不紊的运行。而在特定模式下，通过具体的机制实现市场主体之间的交易、财务关系的协调。基于电力系统特性，原理上电力交易主要包括相对独立的三部分：交易、结算和交割。其中交易主要是交易机制设计，主要包括电力商品标的设计、交易方式、价格出清机制等；交割主要依靠电网调度管理实现，前提是确保电网安全。结算则是根据发、用电量和交易数据，进行电费收支。需要确定发电侧和用户侧的电量、电力交割量。通常结算活动包括确定交割电量、结算电价、电费核算、资金收支管理、票据管理5项基本内容。

2市场结算管理体制对比分析 2.1非独立的结算机构电费管理体制

非独立的结算机构管理体制实质上就是电费结算机构属于电网企业的内部机构，并由电网企业直接管理，仍然由电网企业负责发电企业和用户的各种电力交易电费结算。这种结算管理体制的优点是没有体制改革成本，也不需要发电企业和用户缴纳结算服务费，而且电网企业可以采取按供电合同条款约定采取违约停电、限电等措施管控用户结算违约风险。但是由于结算环节相对封闭，这种结算管理体制的突出问题是信息不对称、不便于监管机构进行监管，还可能发生电网企业拖延支付发电企业电费、挪用结算资金的风险。

2.2完全独立的结算机构电费管理体制

完全独立的结算机构实质上就是将电力批发市场的结算业务从电网企业剥离，成为独立于电网的法人实体，能够充分保障结算环节的透明性和公平性，便于监管机构进行监管。但结算机构成为独立的法人实体后，需要重新构建与交易机构、调度机构之间的信息交换机制，体制改革成本最高。而且，结算机构完全独立后，市场成员需要缴纳结算服务费以维持结算机构的正常运作；还要建立交易保证金和结算准备金制度，以降低交易主体违约、欠费等结算风险。

2.3相对独立结算机构电费管理体制

相对独立结算机构管理体制实质上就是结算机构属于电网企业内部的二级单位，但按照市场交易规则独立运作，直接受能源监管机构的监管。由于这种结算机制不涉及产权变更，体制改革成本相对较小，而且结算环节也相对透明，便于监管机构进行监管；此外，当结算机构在电网企业内部独立运行时，其运行成本也可以作为电网企业运行成本的一部分，市场成员不需要单独缴纳结算服务费。

2.4结算管理体制建设路径

在电力现货批发市场运行之前，以大用户直接交易为主的市场交易不会很活跃，市场流动性差。在这种情况下，如果向每笔交易收取交易服务费，将增加交易成本，不利于促进市场交易和资源优化配置。但如果仍然由电网企业独立管理电力交易和结算业务，易引起交易不公平等问题，不利于市场建设进一步推进。而随着改革的推进，电力现货批发市场的交易主体增多、交易活跃增加，交易成本将被摊薄；而且，输电阻塞成为关注点，更需要通过交易管理信息的透明化来保证电网使用和市场竞争的公平性。因此，在建立现货市场之后，电力交易机构和结算机构可以成为拥有独立法人资格的电力市场运营商；在建立现货市场之前，电力交易和结算机构相对独立，可使改革成本相对较小，结算环节相对透明，便于被监管。

3不同电量放开程度下的批发交易结算流程分析 3.1发电侧和用户侧均部分电量参与直接交易

大用户直接交易初期，直接交易电量规模相对较小。机组全电量交易面临售电需求小，财务风险大；用户侧在没有现货机制的情况下，用电负荷难以准确预测，违约风险高，所以机组和用户都部分电量参与交易。对大用户而言，如果依旧允许其继续部分电量参与市场交易，在市场价格波动走高时，则会存在用户交易电量倒退的情况，不利于改革推进。因此要求大用户全部电量参与直接交易，并界定大用户的电力平衡责任，约定交易曲线，确定平衡责任，逐步实现电量交易向电力交易过渡。在中长期交易品种的基础上，逐步充实补充标的周期为日前、

日内和实时的交易品种。当然不同类型的市场模式目标和市场建设阶段，结算流程和结算内容也不尽相同。

3.2发电侧部分电量、 用户侧全部电量参与 直接交易

首先，在未有现货交易品种前，需要人为确定用户侧偏差考核责任。其中电量不平衡费用对用户侧收取，电网安全稳定运行偏差考核按照《华东区域发电厂并网运行管理规定实施细则》对发电侧收取。其次，在出现现货交易品种之后，根据市场不同市场模式建设目标，结算流程有所不同。因存在实时市场或实时平衡机制，所以不同标的周期的交易品种结算之间可以解耦，因此就不存在结算优先级之说。

3.3发电侧和用户侧均全电量参与交易

发电侧和用户侧均全电量参与交易，即不存在计划电量。此时配售实现分离，发电企业、终端大用户和零售商均通过直接交易和现货市场买卖电能，集中式市场模式可采取“直接交易+日前+实时市场”的市场模式，分散式采用“直接交易+日前+日内+平衡机制”的市场模式。

4结语

基于我国实际情况，围绕结算模式涉及的要素，根据市场放开程度，分析市场结算管理体制、市场结算关系逻辑、批发交易结算流程中可能出现的方案。通过本文研究，以期电力市场结算模式设计更具有包容性，更加贴合我国改革实践，为我国电力市场改革结算提供参考指导。

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