结算科目说明：本文只解释 0202020102（量价不平衡费用分摊）

为什么会产生量价不平衡费用？

关键不只在“发了多少、用了多少”，还在发电侧和用电侧采用不同的价格基准。把两边的结算式放在一起，费用来源就清楚了。

口径说明：本文只讨论 0202020102。月度数据统一按假设电量 900,000 MWh 换算，账单结果的小数部分已脱敏。

1. 先看规则

规则先汇总全市场发电侧收入与用电侧费用，再加入发电侧中长期偏差结算，扣除其他规则调整。两侧不能完全对平的部分，就是市场量价不平衡费用。

\[ C_t=\sum_i R^{\mathrm{spot}}_{i,t}-\sum_j C^{\mathrm{spot}}_{j,t} +R^{\mathrm{ML}}_t-A_t \]
\(C_t\)
月份 \(t\) 的全市场量价不平衡费用。
\(R^{\mathrm{spot}}\)
发电主体日前、实时及相关现货结算收入。
\(C^{\mathrm{spot}}\)
用电主体日前、实时及相关现货结算费用。
\(R^{\mathrm{ML}}_t\)
发电侧中长期偏差结算结果。
\(A_t\)
规则规定的其他调整项合计。

当 \(C_t>0\) 时形成分摊。规则按发电侧、用电侧各 50% 划分，再按各自月度电量占比分配。

2. 两侧为什么对不平

下面是用于理解差异的简化结算式。它保留价格基准和中长期基差这两个关键结构，不替代规则中的逐项结算公式。

发电侧：按节点价格计价，并叠加中长期基差

\[ V^G_t=\sum_h\sum_i Q^G_{i,h}\lambda_{i,h}+B_t \] \[ B_t=\sum_h\sum_i Q^{\mathrm{ML}}_{i,h} \left(\lambda_{i,h}-\bar{\lambda}_h\right) \]

其中，\(\lambda_{i,h}\) 是机组 \(i\) 在时段 \(h\) 的节点边际电价，\(\bar{\lambda}_h\) 是同一时段的市场加权平均参考价格。\(B_t\) 是发电侧特有的节点基差结算。

用电侧：直接按市场加权平均价格计价

\[ V^L_t=\sum_h\sum_j Q^L_{j,h}\bar{\lambda}_h \]

用电侧的参考价已经是 \(\bar{\lambda}_h\)，因此没有与 \(B_t\) 对称的“节点价减市场均价”调整。只要节点价、市场均价或两侧电量不同，\(V^G_t\) 与 \(V^L_t\) 就不会天然相等。

中长期合同价、节点现货价和节点基差结算是三个概念。这里讨论的是最后一项，不能把同一价差重复计算。

3. 把费用拆成三部分

\[ C_t \approx L_t+B_t+A_t \qquad \Delta C_t\approx\Delta L_t+\Delta B_t+\Delta A_t \]
\(C_t\)
当月量价不平衡费用的总水平，也是最终需要解释的对象。
\(L_t\)
输电损耗造成的电量差贡献。它主要回答“发电侧为何需要多送出一部分电量”。
\(B_t\)
中长期签约电量按节点价与市场加权平均价之差计算的基差贡献，可正可负。在本文的两因素分析中，它是规则项 \(R^{\mathrm{ML}}_t\) 中需要重点解释的价格基差部分。
\(A_t\)
未包含在前两项中的规则调整。该项用于保证分析框架与完整结算规则衔接。

如果讨论“为什么比上月更高”，应看 \(\Delta L_t\)、\(\Delta B_t\) 和 \(\Delta A_t\)，而不是只看三项是否存在。

因素 1

输电损耗：发出的电，不会全部到达用户

电流通过线路和变压器时会产生电阻损耗、铁损和铜损，部分电能转化为热量。若用户端需要 100 MWh，按 3% 网损率估算，发电侧约需送出 \(100/(1-3\%)=103.09\) MWh；网损率为 4% 时，约需送出 104.17 MWh。

\[ Q^{\mathrm{loss}}_t=Q^G_t-Q^L_t, \qquad L_t\approx Q^{\mathrm{loss}}_t\bar{\lambda}_t \]

在正电价下，发电侧多结算、用户侧少计量的这部分电量通常对 \(C_t\) 形成正向贡献。负荷更高、线路电流更大时，损耗往往上升；高温还可能提高导线电阻。但是否解释了某个月的增长，仍需实际网损数据确认。

因素 2

签约结构：中长期电量落在哪些节点

\[ B_t=\sum_h\sum_i Q^{\mathrm{ML}}_{i,h} \left(\lambda_{i,h}-\bar{\lambda}_h\right) \] \[ =Q^{\mathrm{ML}}_t\sum_h\sum_i w_{i,h,t} \left(\lambda_{i,h}-\bar{\lambda}_h\right), \quad w_{i,h,t}=\frac{Q^{\mathrm{ML}}_{i,h}}{Q^{\mathrm{ML}}_t} \]

这里必须保留“机组 × 时段”的权重。大签约量集中在高于市场均价的节点，\(B_t>0\)，费用上升；集中在低价节点，\(B_t<0\)，费用被抵减。变化可能来自签约总量、签约分布或节点价差本身。

4. 用几个数字直观看

以下示例统一假设全市场只有一个用电主体，该用户每月用电 900,000 MWh。规则先把市场不平衡费用的 50% 分配给用电侧；由于只有一个用户，这一半全部由该用户承担或获得。单位影响按下式计算：

\[ \Delta c_{\mathrm{user}} =\frac{50\%\times\Delta C_{\mathrm{market}}}{900{,}000} \quad(\text{元/MWh}) \]
例 1 · 网损率从 3% 升至 4%

假设用户侧用电量保持 900,000 MWh，市场参考价为 350 元/MWh。按送端口径计算：

\[ Q^G_{3\%}=\frac{900{,}000}{0.97}=927{,}835.05, \qquad Q^G_{4\%}=\frac{900{,}000}{0.96}=937{,}500.00 \] \[ \Delta L\approx(937{,}500.00-927{,}835.05)\times350 =3{,}382{,}731.96\ \text{元} \] \[ \Delta c_{\mathrm{user}} =\frac{50\%\times3{,}382{,}731.96}{900{,}000} \approx\mathbf{+1.88\ \text{元/MWh}} \]

网损率增加 1 个百分点，发电侧需多送约 9,664.95 MWh。其他项目不变时，该单一用户的分摊水平约增加 1.88 元/MWh。

例 2.1 · 高价节点，签约比例 50%

假设相关发电节点价格比市场加权平均价高 10 元/MWh，中长期签约量占用户月用电量的 50%：

\[ Q^{\mathrm{ML}}=900{,}000\times50\%=450{,}000\ \text{MWh} \] \[ \Delta c_{50\%} =\frac{50\%\times450{,}000\times10}{900{,}000} =\mathbf{+2.50\ \text{元/MWh}} \]

其他项目不变时，正基差使该用户单位分摊增加 2.50 元/MWh。

例 2.2 · 高价节点，签约比例 70%

节点正基差仍为 10 元/MWh，但中长期签约量提高到用户月用电量的 70%：

\[ Q^{\mathrm{ML}}=900{,}000\times70\%=630{,}000\ \text{MWh} \] \[ \Delta c_{70\%} =\frac{50\%\times630{,}000\times10}{900{,}000} =\mathbf{+3.50\ \text{元/MWh}} \]

签约比例提高后，正基差使该用户单位分摊增加 3.50 元/MWh。

例 3.1 · 低价节点，签约比例 50%

若相关发电节点价格比市场加权平均价低 10 元/MWh，中长期签约量占用户月用电量的 50%：

\[ Q^{\mathrm{ML}}=900{,}000\times50\%=450{,}000\ \text{MWh} \] \[ \Delta c_{50\%} =\frac{50\%\times450{,}000\times(-10)}{900{,}000} =\mathbf{-2.50\ \text{元/MWh}} \]

其他项目不变时，负基差使该用户单位分摊减少 2.50 元/MWh。

例 3.2 · 低价节点，签约比例 70%

节点负基差仍为 −10 元/MWh，但中长期签约量提高到用户月用电量的 70%：

\[ Q^{\mathrm{ML}}=900{,}000\times70\%=630{,}000\ \text{MWh} \] \[ \Delta c_{70\%} =\frac{50\%\times630{,}000\times(-10)}{900{,}000} =\mathbf{-3.50\ \text{元/MWh}} \]

签约比例提高后，负基差使该用户单位分摊减少 3.50 元/MWh。同样的签约比例，节点价差方向决定费用是增加还是减少。

例 4 · 总签约量不变，结构变化

即使中长期总量不变，只要权重从低价节点移向高价节点，\(w_{i,h,t}\) 加权后的平均基差就会上升，\(B_t\) 也随之上升。

5. 回到账单：单位水平在上升

统一按假设电量 900,000 MWh 换算后，三个月的单位结果如下，小数部分已脱敏。这里比较的是账单结果，不是对两个因素的反推。

月份 单位水平
2026年6月 0. 元/MWh
2026年7月 3. 元/MWh
2026年8月 4. 元/MWh

这条上升趋势，可能来自哪里？

单位水平从 6 月的 0. 元/MWh 升至 7 月的 3. 元/MWh；8 月又升至 4. 元/MWh。方向连续向上，说明形成正向不平衡费用的因素在 7 月明显增强，并在 8 月继续维持高位。

可能原因一：夏季负荷推高损耗电量

7—8 月通常处于高温、高负荷阶段。输送功率上升时，线路电流增大，而电阻损耗近似与电流平方成正比，即 \(P_{\mathrm{loss}}\propto I^2R\)。气温升高还可能抬高导线电阻。如果网损率由接近 3% 向 4% 移动，例 1 表明，即使用户用电量不变，也会明显增加发电侧需要补送的电量，并抬高单位分摊。

可能原因二：不是煤电“在哪里”，而是煤电“何时更重要”

煤电机组的位置没有变。变化的是：进入 7—8 月以后，哪些时段更需要煤电，以及中长期签约电量在这些时段和机组上的权重。

白天光伏出力较高时，低边际成本电源可以覆盖一部分需求。到了傍晚，光伏快速回落，用电负荷却未必同步下降。煤电作为重要的稳定支撑电源，往往需要在这段时间承担更多供电和调节任务。

晚高峰或低光伏出力 → 煤电边际作用增强 → \(\lambda_{i,h}-\bar{\lambda}_h\) 可能扩大

高峰时段供需更紧，机组爬坡、局部输电阻塞等约束也更容易出现。若承担较多中长期电量的煤电机组恰好处于高于市场均价的节点和时段，正价差就会被签约电量放大：

\[ B_t=\sum_h\sum_i Q^{\mathrm{ML}}_{i,h} \left(\lambda_{i,h}-\bar{\lambda}_h\right)\uparrow \]

这也是为什么“签约比例”很重要。例 2.1 和例 2.2 中，节点价差同为 10 元/MWh，仅把中长期比例从 50% 提高到 70%，单位影响就从 2.50 元/MWh 放大到 3.50 元/MWh。

反过来，在负荷较平缓、光伏覆盖更充分的月份或时段，节点价格可能更平坦。若煤电签约电量对应的节点价接近或低于市场均价，\(B_t\) 会缩小，甚至变成负值。

所以，不宜简单地说“煤电节点价格一定更高”。更准确的判断是：高峰月中，煤电承担较多中长期电量的时段，是否恰好也是节点价高于市场均价的时段。真正起作用的是“签约电量 × 同时段节点价差”。

两种原因也可能同时出现

高负荷既可能增加物理网损，也可能让煤电更多进入边际调节、加重局部通道约束并扩大节点价差。因此，\(L_t\) 与 \(B_t\) 在夏季可能同向上升。现有账单能确认上升结果，但不能拆出两项贡献；要判断主因，仍需对照同期网损率、分时负荷与光伏出力、煤电机组出力、节点电价以及各机组分时中长期签约量。

简要判断：6—8 月的走势与“损耗贡献增加”和“签约结构的正基差增强”两条路径都一致。它们是有机制支持的解释，但还不是仅凭账单即可确认的归因结论。