电力市场(17)：中长期合约阻塞费用

国家《电力现货市场基本规则(试行)》中明确：

中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。

前述文章里，我们已经分析过中长期合约因为金融差价结算的属性所以需要在签约时明确合约结算点。

目前在日前市场结算的省份该点默认为是日前市场发电侧统一结算点，在日前市场不结算的省份该点 默认为是实时市场发电侧统一结算点。

而这个点同样也是用户侧在现货市场内的结算点，是一个虚拟现货节点。

而发电企业在现货的结算点是自身所在的物理节点，这样根据文件规定，用户侧的中长期合约在按合同价格结算完毕后，还要结算所在节点与合约结算参考点的现货价格差值。

用户侧这两个点是同一个，所以差值为零，相当于用户侧这边的合约结算仅有"合约电量×合约电价"这一项。

但发电企业结算后半段时，其所在节点的现货价格和合约结算参考点的现货价格可能因为系统发生阻塞而不一致，也就是说在目前的规则下，发电侧的中长期合约结算部分会出现一个“合约电量×(节点价格-合约结算点价格)”的增项。

这个增项根据发电企业所在节点价格的高低可正可负，也被称作是中长期合约阻塞费用。

费用的由来

我们来看一个简单的两节点模型，节点1有一台发电机组A，节点2有另一台发电机组B，同时连接了一个负荷。节点之间有一条输电线路联络，最大可传输功率为100兆瓦。

针对于某个交易周期，机组A和负荷签订了300兆瓦的合约电量，约定合约价格为400元/兆瓦时。

在该周期的现货交易时刻(假设某小时)，机组A一段式报价400元/兆瓦时，最大可调出力为400兆瓦，机组B一段式报价550元/兆瓦时，最大可调出力为300兆瓦，负荷报量300兆瓦。

虽然机组A报价更低，且最大可用出力也可以满足负荷的需求，但因为输电线路容量的限制使得其最终只能出清100兆瓦，而机组B出清200兆瓦。

根据节点边际电价的定义，节点1单位增量负荷的增量成本可由机组A提供，为400元，所以节点1的价格为400元/兆瓦时。

节点2单位增量负荷的增量成本只能由机组B提供，为550元，所以节点2的价格为550元/兆瓦时。

在进行结算时，根据“照付不议，偏差结算”的原则，机组A中长期合约电费=300×400=12万元，现货出清和合约电量的偏差电费=(100-300)×400=-8万元，合计4万元。

机组B中长期合约电费=0元，现货出清和合约电量的偏差电费=(200-0)×550=11万元，合计11万元。

负荷中长期合约电费=300×400=12万元，现货出清和合约电量的偏差电费=(300-300)×统一结算点价格=0万元，合计12万元。

如此结算发用之间费用不平衡，12万的负荷支付无法覆盖15万的机组应收收入。

因为机组A和负荷的合约没有约定合约结算点，我们仿照目前的普遍规则，规定现货发电侧统一结算点为合约结算点。

节点1上网电量100，价格400；节点2上网电量200，价格550，加权均价后为500元/兆瓦时。

机组A应再结算中长期阻塞费用=合约电量×(节点价格-合约结算点价格)=300×(400-500)=-3万元。

那么机组A实际应结算费用是4-3=1万元，这样发用两侧费用就平衡了。

费用公式化

上述例子简化了中长期合约阻塞费用，看似其好像是为了填补发用两侧的不平衡资金，实则这笔费用本就包含在了应结算费用里，只不过上述例子刻意在最开始时没有对其进行结算，目的是引出其在整体结算中的作用。

我们以两段式的中长期和现货结算差价公式再来推导一下：合约电量×(合约电价-合约结算点现货价格)+实际电量×节点现货价格。

对于发电侧节点现货价格就是其所在的物理节点价格，而对于用户侧来说就是发电侧的统一结算点价格，公式化表达该点价格等于全部节点电价以该节点的实际发电量为权重后的加权平均值。

那么对于发用两侧来说，每一份合约电量都有发用两方，而且合约价格和合约结算点现货价格对于两方来说都是一致的，所以加号前面的合约电量差价结算部分发用两侧相等。

而在加号后面，实际总发电量=实际总用电量，而总用电量×合约统一结算点价格，正好与全部发电主体的实际发电量和其所在的节点价格乘积之和相等。

也就是说发用两侧按照差价结算公式所缴纳的费用总体上是平衡的，我们再把这组公式转化为差量模式。

实际电量与合约电量之间会有偏差，且可正可负，用合约电量+偏差电量替代实际电量则可得：合约电量×(合约电价-合约结算点现货价格)+(合约电量+偏差电量)×节点现货价格。

整理后即为：合约电量 ×(合约电价+节点现货价格-合约结算点现货价格)+(实际电量-合约电量)×节点现货价格。

差价公式等效于差量公式，而且以差价方式我们已经得出发用两侧费用的平衡，那么在等价公式的条件下，以差量方式结算发用两侧的费用也不会出现偏差。

费用的处理机制

合约阻塞费用的发生是因为阻塞，现货市场出清因为阻塞会使得不同的节点出现不同的节点价格，这一定程度上反映了电力商品的空间属性。

高价节点的发电机组会因此获取比低价节点发电机组更多的收益，所以部分地区在市场初期，为了平抑这块在发电主体内部的“不平衡费用”会设置一些特殊的处理机制。

比如对每个交易周期内的每个发电主体单独结算合约阻塞费用，对于单个主体来说，日清分后在全月每个交易周期内，可能会发生为正、为负或者为零的合约阻塞费用。

把这些费用加和后就求取了该主体当月的整体合约阻塞费用，相当于用单个主体在不同交易周期的合约阻塞费用进行了正负对冲。

剩余的部分如果为正，那么要作为回收费用交还给市场，剩余的部分如果为负，则会由市场进行补偿。

但整体看下来，部分主体被回收的费用之和和另一部分主体被补偿的费用之和并不会相等，因为合约参考点价格的形成基于虽然是节点电价，但依托的电量权重是现货电量而非合约电量。

假设市场内有4个机组，各在1个节点上，对应合约电量、节点现货价格和现货实际出清电量如图。

根据合约阻塞费用公式，把每个机组在该交易周期内的阻塞费用加和后进行整理，因为实际出清电量与合约电量的不同使得该数值肯定不为零。

也就是说根据阻塞费公式从每个主体回收或补偿相应费用后，并没有零和，还是会存在一个可正可负的偏差。

那么为了平衡这个偏差，会面向全部发电主体以某个电量值作为分摊标准来承担这部分偏差费用。

可见，对合约阻塞费用进行处理的市场机制中，除了要对单个主体的阻塞费用进行回收和补偿外，还要对整体费用的偏差再进行二次分摊。

目前山西、甘肃和广东等省份有对合约阻塞费的处理机制，逻辑大致一致，形式上略有不同，本文不再进行详细的区分，只做处理机制大方向的分析。

小结

通过前述两篇有关合约结算点的文章和本文我们就把中长期合约的四大要素中的最后一项，合约结算点分析完了。

与合约结算点息息相关的合约阻塞费也会随着合约结算点规则的变化而变化，这也是我们在学习各地交易规则时需要留意的一个点。

虽然合约阻塞费用也带阻塞两个字，而且也是因为现货出清发生阻塞所产生的，但本质上根据差价或差量结算公式，其不属于发用两侧之间的不平衡资金，目前仅仅是发电主体之间因为节点价格的高低而产生的不同结算费用。

其不平衡是同侧但不同主体之间因为所在物理节点价格高低上的不平衡，而不是两侧主体之间结算费用的不平衡。

有些地区为了处理这些“不平衡”制定了“劫富济贫”式的处理机制，从高价格节点主体处回收，向低价格节点处补偿，盈余由全部主体分担。

对应合约阻塞我们还有一个名词叫市场阻塞或者现货阻塞，对应费用是市场盈余(阻塞盈余)，这是实打实的发用不平衡资金的一部分，我们之后讲到现货结算的时候再提，目前先不要搞混这两个阻塞费用。

下一篇开始，我们分别从合约交易电量限制和合约交易价格限制这两方面，再讨论下中长期市场。