张潮，彭文兵，黄书旭

(1.上海电力大学经济与管理学院，上海201306；2.华电国际电力股份有限公司邹县发电厂，山东 济宁273500)

0 引言

自2015年以来，中国开始了新一轮电力体制改革，按照“管住中间，放开两头”的思路，以直接交易作为改革的切入点，力图还原电力商品属性，推动构建清洁高效的能源体系[1]。目前，各省市已基本建成了涵盖年、月的中长期电力市场，南方(以广东起步)、山西、浙江等8个省份(地区)作为第一批电力现货市场建设试点，也全部开展了现货市场结算试运行[2]。其中，南方(以广东起步)、山东、浙江等地区选择了基于节点电价的集中式市场模式[3]。然而，上述电力市场建设并不完善，大多数省(区)的辅助服务和电力金融等市场仍处于探索阶段，缺乏有效的风险管理机制。在电力现货市场试运行期间，由于中长期电力市场与现货市场衔接、计划与市场双轨运行带来巨额不平衡费用成为电力市场风险管理的焦点问题。

所谓不平衡费用，是指电力市场交易中购电买卖收支不平衡引起的余额，国外成熟电力市场中的不平衡费用主要包括阻塞盈余、成本补偿等因素产生的偏差费用[4]。但是，在中国计划加市场的双轨制电力市场背景下，不平衡费用的产生不仅包括阻塞盈余费和成本补偿费用，还包括优先发电与优先购电不匹配引起的不平衡费用，即双轨制偏差费用[5]。不平衡费用的产生不是偶然现象，上一轮东北区域的电力市场改革折戟的具体原因也是因为市场调电产生的34亿不平衡资金[6]。……