2020年山東電力現(xiàn)貨市場試結算運行出現(xiàn)不平衡資金引起社會廣泛關注，并且產(chǎn)生了一種把許多相關電力市場改革問題都納入不平衡資金解釋，夸大不平衡資金的消極影響的傾向。實際上，電力市場不平衡資金是電力市場體系和機制設計中為提高競爭效率所做的制度選擇，不具備必然性。我國電力市場不平衡資金有一定的特殊性。正確認識電力市場不平衡資金的內涵與外延，從形成機理的角度優(yōu)化管理機制與對策，在保證市場競爭效率的基礎上盡可能避免和減少不平衡資金的產(chǎn)生，在不可避免的情況下在市場主體之間合理分攤不平衡資金，有利于有效解決不平衡資金問題，進一步深化電力市場改革。
電力市場不平衡資金的界定
目前許多專家把電力市場不平衡資金解釋為電力市場運行中不能找到確定收益或承擔主體的收益或損失，這個定義從分攤或者結果的角度強調了不平衡資金的產(chǎn)生原因，但是，卻并不準確，沒有把不平衡資金的實質揭示出來。對政府決策者和市場主體來說，他們首先希望了解不平衡資金最初是怎么產(chǎn)生的，是否可以避免和控制；然后才是怎么分攤。
阻塞盈余簡單模型及其計算
阻塞盈余是典型的電力市場不平衡資金，下面我們以阻塞盈余說明不平衡資金概念的實質。參考有關文獻，假設有兩個地區(qū)電力市場，每個市場的發(fā)電企業(yè)和用戶都只有一個，用戶作為價格接受者不參與競爭，市場按發(fā)電成本最小統(tǒng)一出清，有關發(fā)電企業(yè)出力，邊際成本，市場需求和輸電通道容量的信息如圖1所示。
假設三種情景：（1）兩個地區(qū)沒有輸電線路聯(lián)結，兩個地區(qū)電力市場獨立運行。（2）兩個地區(qū)市場有輸電通道相聯(lián)，并且沒有輸電容量約束，兩個地區(qū)市場合并為統(tǒng)一市場。（3）兩地區(qū)市場輸電通道存在阻塞，最大輸送容量為400兆瓦。針對以上三種情景，分別計算市場出清價格，發(fā)電機組出力，各地區(qū)市場用戶購電費、發(fā)電企業(yè)售電收入和兩個地區(qū)市場用戶總購電費，發(fā)電企業(yè)總售電收入，兩個地區(qū)市場或統(tǒng)一市場總購電費與總售電收入的差，如表1中孤立市場、統(tǒng)一市場和阻塞下的統(tǒng)一市場各列數(shù)據(jù)。
從表1中可以看出，在兩個地區(qū)市場獨立運行和按統(tǒng)一市場運行兩種情景下，雖然用戶總購電支出與發(fā)電企業(yè)總售電收入相差很大，但是，兩者相等，沒有產(chǎn)生阻塞盈余。在有阻塞的情況下，用戶總購電支出是每小時62000美元，但是，發(fā)電企業(yè)總售電收入只有每小時55600美元，市場出現(xiàn)了每小時6400美元的盈余。A地區(qū)19美元/兆瓦時的低價電通過400兆瓦輸電容量通道賣到35美元/兆瓦時的高價電B地區(qū)，從而產(chǎn)生了每小時400×（35-19）=6400美元的增量收益。
基于阻塞盈余的不平衡資金特征分析
對上面的阻塞盈余進行分析可以發(fā)現(xiàn)，第一，阻塞盈余是有條件發(fā)生的，并不是必然發(fā)生的。在兩個市場獨立運行和沒有輸電堵塞時，就沒有阻塞盈余。第二，阻塞盈余與市場體系有關。如果兩個市場獨立運行或者無輸電約束情況下統(tǒng)一運行，就不會有阻塞盈余。第三，阻塞盈余與交易規(guī)則有關。阻塞盈余取決于市場價格等于邊際成本的市場價格形成機制，如果交易價格形成機制調整，比如A地區(qū)輸送到B地區(qū)的電能按B地區(qū)的價格成交，即按“落地價”成交，也沒有阻塞盈余。第四，阻塞盈余與結算規(guī)則有關。邊際成本定價機制能夠實現(xiàn)最大的競爭效率，但是，卻并不公平，比如在有阻塞的統(tǒng)一市場情況下，A地區(qū)的低價電按低價出清，而B地區(qū)的高價電卻按高價出清，顯然對A地區(qū)電廠不公平。事實上，在交易規(guī)則不變的情況下，可以調整結算規(guī)則，在兼顧效率的基礎上同時實現(xiàn)公平。比如，結算規(guī)則規(guī)定發(fā)電側按統(tǒng)一價格結算，結算價格為發(fā)電機組按發(fā)電量的加權平均價格。如表1最后一列“發(fā)電側加權平均價格結算下有阻塞的統(tǒng)一市場”的計算結果，統(tǒng)一出清價格為27.8美元/兆瓦時，A地區(qū)低成本電廠得到8.8美元/兆瓦時（27.8-19）的激勵，B地區(qū)高成本電廠受到7.2美元/兆瓦時（35-27.8）的懲罰，這樣的交易規(guī)則和結算規(guī)組合則顯然更合理。一方面電量按邊際價格規(guī)則出清，低成本機組出力最大，實現(xiàn)了最大效率生產(chǎn)；另一方面，按加權平均價格結算，不同效率的發(fā)電機組分別得到了經(jīng)濟激勵和懲罰。第五，發(fā)電側按加權平均價格結算比按邊際成本結算實際上有更高的效率。表中數(shù)據(jù)顯示，發(fā)電側按加權平均價格結算與按邊際成本結算的發(fā)電企業(yè)總售電收入相等，但是，用戶總購電支出每小時節(jié)約了6400美元，即原來的市場阻塞盈余全部轉移給了用戶。第六，阻塞盈余與國家相關政策有關。阻塞盈余作為美國電力市場中的一個重要部分，與美國電力市場設計者或政府相關部門試圖利用阻塞盈余政策工具在電網(wǎng)環(huán)節(jié)引入私人投資機制的政策選擇有關。因此，阻塞盈余與輸電金融權兩者作為一個政策組合存在于美國電力市場中，如果不需要輸電金融權，就可以通過市場機制設計消除阻塞盈余。
電力市場不平衡資金的概念界定
總結和概括上面的分析，我們可以提出與目前電力市場下不平衡資金的概念有些不同的定義，主要體現(xiàn)在：其一，不平衡資金是電力市場體系與機制設計中的制度或政策選擇的結果，不具備必然性。市場體系、交易規(guī)則和結算規(guī)則的調整可以減少或者避免不平衡資金發(fā)生。其二，不平衡資金由橫向和縱向交易的價格差異產(chǎn)生，交易電量決定規(guī)模大小。橫向交易指發(fā)電企業(yè)售電交易或者用戶（售電公司）購電交易，縱向交易指發(fā)電企業(yè)與用戶（售電公司）之間的購售電交易。其三，由于價格差異和交易電量有記錄可以溯源，不平衡資金的承擔或受益主體是明確的。有些不平衡資金如備用補償?shù)氖芤嬷黧w很多，但很明確。
電力市場下不平衡資金的分類及其形成機理
電力市場中不平衡資金發(fā)生的情況很多很復雜。綜合目前國內外學者關于電力市場中不平衡資金的分類研究成果，根據(jù)上面對不平衡資金的定義，可以從不平衡資金發(fā)生的場景和機理兩個角度對不平衡資金問題進行分類研究。
分類
電力市場不平衡資金可以根據(jù)驅動因素和發(fā)生場景進行分類。表2列出了目前我國電力市場中不平衡資金分類。總體上，電力市場不平衡資金來源于市場、政策和技術與管理三個方面。每個方面還可以進一步細分為三個層次，由此形成一個不平衡資金體系。其中，市場與政策因素產(chǎn)生的不平衡資金是當前不平衡資金關注的重點。
不平衡資金的形成機理分析
現(xiàn)貨市場負阻塞盈余的形成機理。2019 年 5 月廣東電力現(xiàn)貨市場按日試結算時出現(xiàn)了負阻塞盈余現(xiàn)象。阻塞盈余為負與理論不符，實際操作中也難以被市場主體理解和接受。有些分析把這個問題解釋得過于復雜難懂。實際上，這個問題很簡單，由計劃與市場雙軌制造成，電網(wǎng)企業(yè)無意中以較大的購銷差價分享了市場電的利益。以圖1所示問題為例，其中計劃電與市場電見圖下虛線框內數(shù)據(jù)。首先，市場阻塞盈余與雙軌制無關，只與電力現(xiàn)貨市場節(jié)點電價模式有關，即雙軌制下仍然存在每小時6400美元的盈余。其次，根據(jù)目前的交易和結算規(guī)則，當市場機組更多地分布在高價節(jié)點時，市場用戶按照全負荷加權計算得到的用戶側統(tǒng)一價格結算的購電支出，可能無法覆蓋市場機組需要的售電收入，結果產(chǎn)生市場電量的負阻塞盈余。A地區(qū)發(fā)電機組計劃負荷為600兆瓦，市場負荷300兆瓦，用戶需求為500兆瓦；B地區(qū)發(fā)電機組計劃負荷為400兆瓦，市場負荷700兆瓦，用戶需求為1500兆瓦；輸電通道有限制仍然為400兆瓦。用戶側的統(tǒng)一結算電價為（900×19+1100×35）/2000=27.8，市場電量的阻塞盈余=1000×27.8-（300×19+700×35）=-2400，即產(chǎn)生了負盈余。A地區(qū)低成本發(fā)電機組滿發(fā)輸送了400兆瓦的電能到B地區(qū)替代相應容量的高成本機組，產(chǎn)生了400×（35-19）=6400的阻塞盈余。如果市場用電沒有分享，計劃用電因為執(zhí)行固定的上網(wǎng)電價和銷售電價，發(fā)電企業(yè)和用戶也沒有分享，市場阻塞盈余就以購銷差價的形式留在了電網(wǎng)環(huán)節(jié)；而且在市場電量阻塞盈余為負情況下，還無意之中占有了市場電量的部分收益。在上面的例子中，如果兩地市場化電量比例相同，市場機組的阻塞盈余為零；如果A地區(qū)的市場負荷比例相對較大，則能夠分享到部分阻塞盈余。因此，在雙軌制下，低價電在計劃電或市場電中的相對比例對阻塞盈余在兩者之間的分配結果有決定作用。
雙軌制下“體制盈余”的形成機理。山東電力現(xiàn)貨市場發(fā)電側電價沒有采用節(jié)點電價而是采用發(fā)電側加權平均價格結算,如表1中最后一列所示，這種結算規(guī)則不會產(chǎn)生市場電量的不平衡資金。但是，2020年5月16~19日連續(xù)結算試運行期間，山東電力現(xiàn)貨市場也產(chǎn)生較大規(guī)模的不平衡資金,并產(chǎn)生了較大的社會影響。根據(jù)2020年10月山東省能源局發(fā)布的《關于做好我省第三次電力現(xiàn)貨市場結算試運行結算工作的通知》，市場用戶用電量超出山東省內市場機組上網(wǎng)電量產(chǎn)生的不平衡資金為6158.53萬元，市場發(fā)用電量分時段不匹配產(chǎn)生的不平衡資金為3349.66萬元。在市場用電量超過省內市場機組上網(wǎng)電量的情況下，電網(wǎng)企業(yè)不得不“高買低賣”滿足市場用戶需求，絕大多數(shù)用戶側按照中長期市場交易價格（382元/兆瓦時）結算，而發(fā)電側按照非市場化機組標桿電價（395元/兆瓦時）結算。由于以清潔能源為主的優(yōu)先發(fā)電與以居民用戶為代表的優(yōu)先購電曲線難以形成匹配平衡關系。當清潔能源大發(fā)時，優(yōu)先發(fā)電多于優(yōu)先購電，市場化火電機組需要相應調減出力，調減的偏差電量按照現(xiàn)貨價格進行結算，而清潔能源增發(fā)部分的偏差電量卻按照其批復電價進行結算。由于現(xiàn)貨市場價格（日前均價198元/兆瓦時，實時均價182元/兆瓦時）比省內清潔能源批復電價（395元/兆瓦時）低，這部分偏差電量又形成了“高買低賣”的格局。綜合有關資料分析，山東“高買低賣”不平衡資金的受益方主要是省內市場機組和市場用戶。當市場發(fā)用電電量和時段分布不匹配時，市場“高買低賣”會產(chǎn)生負的不平衡資金。當不匹配的方向發(fā)生變化，市場可能存在“低買高賣”的情景，這時市場會形成正的不平衡資金。山東電力現(xiàn)貨市場沒有出現(xiàn)正的“體制盈余”與山東省市場用電規(guī)模明顯大于市場機組發(fā)電規(guī)模有關。
成本補償不平衡資金的形成機理。表2中列出了許多發(fā)電企業(yè)成本補償項目，其中最典型的是電力現(xiàn)貨市場條件下發(fā)電企業(yè)的容量成本補償。由于燃煤機組在現(xiàn)貨市場要求按邊際成本報價，燃煤機組的固定成本需要有補償機制。國外通過容量市場補償，目前我國電力現(xiàn)貨市場試點省暫時采用固定成本補償，如山東省發(fā)改委《關于電力現(xiàn)貨市場燃煤機組試行容量補償電價有關事項的通知》規(guī)定，對參與電力現(xiàn)貨市場的燃煤機組按照99.1元/兆瓦時的標準,由市場用戶根據(jù)實際用電量繳納容量補償費用。如果省內市場用戶用電量與省內市場機組發(fā)電量相等，不會產(chǎn)生不平衡資金；如果兩者不等，就可能產(chǎn)生多收或者少收容量補償資金的不平衡資金問題。如果把省外電考慮進來，在省外電替代省內市場機組電量的情況下，容量補償平衡問題就更加復雜。不過，幾乎所有的成本補償產(chǎn)生的不平衡資金問題都可以通過事前精巧的方案設計解決；如果不能事前解決，由于成本發(fā)生與支付都很明確，最后還可以事后補償實現(xiàn)平衡。
對于承擔或受益主體較多的成本補償所形成的不平衡資金問題，只能作為經(jīng)濟學中的公共成本或者會計中的制造費用在相關利益主體中分攤。比如機組備用補償，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和用戶都是受益主體，承擔主體就是提供備用容量的發(fā)電企業(yè)。另外，成本補償客觀存在，可以通過多種方式傳導，可以不通過不平衡資金傳導。比如美國PJM電力市場中許多成本如輔助服務補償，運行成本補償?shù)韧ㄟ^不平衡資金渠道平衡或傳導，而英國電力市場則要求發(fā)電企業(yè)把這些成本包括在報價中，只允許通過“能量塊”報價形式補償機組啟動和空載成本。兩種做法對不平衡資金的承擔和受益主體來說在結果上其實完全相同，但是，通過不平衡資金傳導在心理上容易引起誤解甚至反感。2005年東北區(qū)域電力市場主要因為燃料價格上漲平衡賬戶出現(xiàn)32億元虧空，當時有煤電聯(lián)動政策，非市場機組可以通過這個政策消化燃料價格上漲，市場機組只能通過提高報價向區(qū)域市場，然后再由區(qū)域市場向用戶傳導成本上漲。但是，巨額的不平衡資金還是對市場產(chǎn)生消極的影響。
輔助服務不平衡資金的形成機理。2006年原國家電力監(jiān)管委員會頒布《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》（電監(jiān)市場〔2006〕42號）和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（（電監(jiān)市場〔2006〕43號）兩個文件后，2008年各區(qū)域電網(wǎng)制定和實施“兩個細則”，從此我國電力系統(tǒng)輔助服務由過去無償征用方式進入可計量、可監(jiān)管的有償調用模式?！皟蓚€細則”以行政方式初步建立了電力系統(tǒng)輔助服務的供給與使用機制，而且不產(chǎn)生不平衡資金，長期使用效果好，是我國電力市場監(jiān)管制度的創(chuàng)舉。但是，“兩個細則”強調了輔助服務的公平性，卻不利于提高輔助服務的效率。輔助服務市場取代“兩個細則”，以市場競爭機制提供調頻等輔助服務，能夠刺激低調頻成本的發(fā)電機組多提供調頻服務，替代高調頻成本的發(fā)電機組，從而增加社會福利。從這個角度理解輔助服務不平衡資金的形成機理，一方面，電力系統(tǒng)運行對輔助服務的需求數(shù)量，輔助服務技術進步和輔助服務供給成本通過市場競爭機制確定等因素使輔助服務的供給成本具有較大的不確定性；另一方面，雖然輔助服務的受益者相對較多，但支付標準事先確定后，輔助服務的補償費用相對穩(wěn)定。不確定的輔助服務需求及供給成本與相對穩(wěn)定的補償資金可能會形成不平衡資金。
電力市場不平衡資金的管理對策
管理目標
盡量避免和減少不平衡資金發(fā)生。除表1中技術與管理因素產(chǎn)生的不平衡資金外，其他不平衡資金其實都可以避免和減少?？紤]到不平衡資金是市場或政策選擇的結果，同時吸取東北電力市場平衡賬戶虧空導致市場中止的教訓，在當前電力市場改革中，過多地設計和提出不平衡資金問題，只會引起誤解和增加改革的阻力。電力市場不平衡資金來源于電力市場復雜性和特殊性，孤立地分析不平衡資金的計算與分攤實際上沒有意義，應該在電力市場體系、交易規(guī)則和結算規(guī)則設計中整體考慮不平衡資金問題，盡可能地避免和減少不平衡資金，增強電力市場建設的整體性、自主性和政策性。比如比如美國PJM電力市場中節(jié)點電價、阻塞盈余、輸電金融權和輸電網(wǎng)投資政策是一個整體。在這個體系中，阻塞盈余不用分攤，而是用來引導電網(wǎng)投資。如果我國電網(wǎng)投資暫時沒有考慮引入市場機制，就沒有必要形成阻塞盈余。另外，現(xiàn)貨市場下的固定成本補償也可以避免。國外普遍實行兩部制電價，這種機制延伸到電力市場中，分別形成了以邊際成本為基礎的節(jié)點電價和容量市場或固定成本補償機制。我國政府管制電價長期以來以單一電量電價為主，政府和社會公眾習慣單一電量電價，難以理解在市場定價以外還要固定成本補償。斯威普（F.C.Schweppe）1980年提出的實時電價雖然也以邊際成本定價為基礎，但是包括邊際發(fā)電運行成本，反映整個系統(tǒng)發(fā)電容量的充裕程度的發(fā)電質量成本，邊際網(wǎng)損成本和邊際網(wǎng)絡維護成本，反映電網(wǎng)各支路輸送容量的充裕程度的網(wǎng)絡供電質量成本，考慮固定成本回收的收支平衡調整專項五個方面，幾乎把目前所有的發(fā)供電成本都包括在內，并不只是短期邊際成本如燃料成本。因此，現(xiàn)貨市場按平均成本報價不僅有理論依據(jù)，也更適合國情，同時不會產(chǎn)生固定成本補償這項不平衡資金。
對必須產(chǎn)生的不平衡資金按兼顧效率與公平的原則進行合理分配。有些不平衡資金必然會產(chǎn)生，如雙軌制下不同價格的計劃電與市場電替代后在發(fā)電側和售電側所產(chǎn)生的電費差異等。對于不平衡資金的分攤，目前有“誰受益，誰承擔”原則，這就是效率原則。效率原則以社會福利最大化為目標，但整體最優(yōu)不等于個體最優(yōu)。如同表1所分析的一樣，不同邊際成本水平的發(fā)電機組按各自邊際成本成交市場整體效率最大，但這種規(guī)則顯然對于低邊際成本發(fā)電機組而言不公平，不僅不利于發(fā)電機組不斷降低成本提高效率，也會增加執(zhí)行的難度。如果采用加權平均電價出清，或者按照目前集中競價市場的邊際統(tǒng)一出清價格機制，低邊際成本機組就可以分享經(jīng)濟激勵，加權平均電價或統(tǒng)一出清價格機制相比節(jié)點電價就是一種兼顧效率與公平的制度。進一步分析，從產(chǎn)權經(jīng)濟學的角度，上面的阻塞盈余是界定給A地區(qū)低邊際成本發(fā)電機組，還給界定給B地區(qū)用戶，也是非常復雜甚至有爭議的問題。表面上看，應該界定給A地區(qū)的低邊際發(fā)電機組，但是，B地區(qū)用戶提供了市場也是阻塞盈余產(chǎn)生的重要原因。
不同類型不平衡資金管理的具體對策
現(xiàn)貨市場阻塞盈余的管理對策。目前我國在處理現(xiàn)貨市場阻塞盈余問題上就有兩種選擇，廣東現(xiàn)貨市場設計中保留了阻塞盈余，同時，由于雙軌制原因產(chǎn)生了負阻塞盈余。山東電力現(xiàn)貨市場設計中則沒有選擇阻塞盈余，從而避免了相應的負阻塞盈余分配等問題。根據(jù)上面的分析，由于我國電力市場改革暫時沒有利用阻塞盈余的政策設計，阻塞盈余增加了電力現(xiàn)貨市場的復雜性和利益矛盾，我國電力現(xiàn)貨市場完全沒有必要選擇阻塞盈余。如表1“發(fā)電側加權平均價格結算下有阻塞的統(tǒng)一市場”的計算結果所示，發(fā)電側采用加權平均電價結算不僅不會產(chǎn)生不平衡資金，而且相比于節(jié)點電價結算機制，在不降低發(fā)電機組收入的前提下，還降低了用戶的總購電支出。英國電力市場中就沒有阻塞盈余；相反，在發(fā)電企業(yè)也支付輸配電價的基礎上，英國電力市場設計把權益界定給了發(fā)電企業(yè)，一旦發(fā)生輸電阻塞，電網(wǎng)企業(yè)必須支付發(fā)電企業(yè)阻塞費用；這種阻塞費用制度建立了一種從發(fā)電側促進電網(wǎng)投資的機制，與阻塞盈余相比可能更適合我國?？傊?，阻塞盈余在目前我國電力現(xiàn)貨市場是典型的“費力不討好”的制度選擇。
雙軌制不平衡資金的管理對策。雙軌制下不平衡資金的表現(xiàn)形式很多，但是，結果上看，無非是計劃電與市場電結合情形下發(fā)電側“高買”（“低買”）和用電側“低賣”（“高賣”）等電量電價的組合。如果考慮現(xiàn)貨市場全電量競爭和差價合同，這種組合會相對復雜。但是，由于電價和電量都有交易記錄，雙軌制下不平衡資金的承擔主體和受益主體完全可以清楚地界定出來，然后可按照“誰受益，誰承擔”的原則分攤。比如山東省針對雙軌制產(chǎn)生的不平衡資金問題，明確了發(fā)用電量分時段不匹配產(chǎn)生的不平衡資金的分攤方式：當現(xiàn)貨市場中市場化發(fā)電量小于該時段市場化用電量時，少發(fā)電量由外來電（優(yōu)先計劃部分）、省內優(yōu)先發(fā)電量（新能源、核電、火電優(yōu)先）等比例按時段以現(xiàn)貨市場價格結算承擔。在不平衡資金特別是成本或損失的分攤方向上，國外不平衡資金分攤一般選擇用戶，比如2019年加拿大安大略省“安省能源局”（Ontario Power Authority）以固定價格向核電、水電、可再生能源和天然氣電廠購電產(chǎn)生的“不平衡資金”高達650億元，是同年市場電費的6倍以上，最后選擇分兩個階段完全由用戶分攤；其中2011年以前的不平衡資金按所有用戶的用電量分攤，而2011年以后產(chǎn)生的不平衡資金分A類（大用戶）和B類（小用戶）分別按高峰用電量的比例計算和實際用電量分攤。但是，我國卻更傾向于選擇發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)，即使受益主體是用戶。由于電力企業(yè)是國有企業(yè)，國有企業(yè)承擔本質上相當于國家財政承擔，更容易操作。
固定成本補償?shù)炔黄胶赓Y金管理對策。如上所述，固定成本補償?shù)炔黄胶赓Y金本身也是一種不明智的選擇，基本的管理對策是盡可能將這些成本納入市場競爭報價中。以現(xiàn)貨市場價格形成機制為例，理論上，市場采用邊際成本報價，固定成本獨立補償，由此所形成的兩部制電價結構更有效率，更有利于促進生產(chǎn)。但是，如同目前目錄電價中兩部制電價執(zhí)行范圍小，適用于大工業(yè)用戶的兩部制電價也通過計價執(zhí)行方式調整大打折扣一樣，分離和累積的成本補償不僅操作起來難度大，在心理上也不容易被接受。另外，固定成本補償和輔助服務補償在承擔主體上可以采取排除原則，在分攤周期上要結合物理功能的作用時間，在分攤方向上還是要以用戶為主。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年07期，作者葉澤供職于東北財經(jīng)大學產(chǎn)業(yè)組織與企業(yè)組織研究中心、長沙理工大學電價研究中心，作者陳念斌、謝青供職于湖北電力交易中心有限公司
