中國儲能網訊：《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號）文中重點任務的第一條就是“有序推進電價改革，理順電價形成機制”，具體舉措包括“單獨核定輸配電價”“分步實現公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成”“妥善處理電價交叉補貼”。由此可見，電價改革是電力體制改革的核心任務，也是最為困難的環(huán)節(jié)。由于我國試點現貨的市場出清價格普遍偏低，當前容量市場（容量補償）問題的討論成為熱點之一，而近期寒潮導致美國得州電價飆升和數百萬家庭十年來首次被迫輪流停電也引發(fā)熱議。電價理論（或電能價值分析）是電價形成的基礎，其研究主要包括兩個部分：一是電能價值（成本）分析，也稱“電價預測”，二是電力市場中的電價形成機制。體現容量與電量價值的新型電價機制及其相關問題值得探討。
電價復雜
電改不適合“一夜之間徹底顛覆”
由于電價問題的復雜性、電力工業(yè)在國民經濟中的基礎性地位以及電力產品的公共性（可稱之為“電價的社會性”），電價問題牽一發(fā)而動全身，并且與其他能源價格緊密相關，甚至牽涉到社會穩(wěn)定問題，合理電價難以通過單一途徑來解決。當前的電價結構和電價水平（尤其是財務費用）是我國長期以來各種電價政策歷史沉淀的產物，還曾作為國家宏觀調控的手段，雖然存在不合理的成分，但大部分合理，并承擔了許多社會功能，并不適合“一夜之間徹底顛覆”。
因此，在電價形成機制設計中，應分清哪些成分適合由市場競爭形成，哪些成分需暫時保持原樣。只有在對各種電能成本（包括會計學成本和經濟學成本）深入分析的基礎上，深刻認識電能價值的一般規(guī)律和我國的特殊規(guī)律，兼顧效率與公平，讓市場這只“看不見的手”和政府這只“看得見的手”協(xié)同配合、形成合力，精心構建適合我國國情的電價形成機制，電力市場改革才能順利推進。
由于電能目前難以大規(guī)模存儲，生產與消費必須實時平衡，因而電能的價值具有鮮明的時間特性；同時，電能的生產、傳輸和消費覆蓋的地域遼闊，各地電能生產和消費成本不同，且區(qū)域經濟發(fā)展水平對電價的承受能力也有差異。因此，電能價值也有鮮明的空間特性。完善的電價體系對電力生產和消費具有關鍵調控作用已成共識。如實行峰谷電價，引導發(fā)電廠積極參與調峰和電力用戶調整負荷；實行豐枯電價，鼓勵發(fā)展有調節(jié)能力的水電；實行分類銷售電價，根據國家產業(yè)政策引導電力消費等。
合理的電價形成機制和電價體系的建立需要科學理論的指導，也需要可以具體操作、便于計算的方法和手段。計劃經濟體制下，缺乏對電價理論的研究，主要依據會計成本核算來制定電價。已故言茂松教授以經濟學方法對電價問題進行了長期和系統(tǒng)的研究，首創(chuàng)“電能價值當量”理論，采用模型化的現代分析方法，揭示了電能生產和消費價值當量的數量規(guī)律。與傳統(tǒng)會計學方法確定電價的機制不同，經濟學方法注重電力資源的優(yōu)化利用，其實質是微觀經濟學的邊際成本理論在電價問題中的應用和發(fā)展。
基于會計學的電力定價理論與方法著眼于賬面上的平衡，和一般商品定價沒有本質區(qū)別，即會計成本（折舊、營運、稅收）加利潤。其中折舊率和利潤率受到政府的控制，且由于它是基于平均成本的概念，因此是靜態(tài)平衡的和“向后看”的，也無法產生分時電價結構。因而部分經濟學家主張，像電力這類與國民經濟密切相關的公用事業(yè)性企業(yè)，應當采用經濟學方法定價，即電價取決于經濟學成本（可用有限電力資源的影子成本來度量），加上經濟學效益（可用需求攝動的邊際成本來度量）。經濟學定價的一大特點就是模型化，以最大限度排除人為因素影響，從而增強了其客觀性和科學性。電力定價的會計學方法和經濟學方法可結合使用。
電能由于其在物理上的無差異性，以及復雜電力系統(tǒng)的存在，成為世界上最復雜的商品之一?！耙坏嗡幸姶蠛！?，1度電的成本中體現了整個電力系統(tǒng)的成本。除特殊情況外，電力負荷無法由單個電源來供電，因此電能的價值必須放在整個電力系統(tǒng)中考慮，而且不同類型電源在電力系統(tǒng)中的價值存在一定的相互替代性，是客觀存在的，也是可以測量的，這也是“電能價值當量”一詞的來由。
電能的定價應以對電能價值規(guī)律的深入分析為基礎，并建立基于電力系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃、優(yōu)化運行原理的電能成本分析數學模型，它是一個大規(guī)模的復雜系統(tǒng)優(yōu)化問題。電能成本問題的研究可分為短期成本分析與長期成本分析，其理論基礎是微觀經濟學有關生產成本的理論和相關的數學優(yōu)化理論，特別是數學優(yōu)化中的對偶優(yōu)化原理與有限資源影子價格密切相關。電能短期成本分析的核心是電力系統(tǒng)運行優(yōu)化，重點是形成與電能量有關的價格；電能長期成本分析的核心是電力系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃，重點是形成與發(fā)輸電容量有關的價格。
理論創(chuàng)新
當量電價融合容量、電量成本和效益
電力市場（特別是現貨市場）是世界上唯一一個由經濟學理論和數學模型定義出來的市場，市場出清價格是由定價模型（或價值模型）計算出來的，因此該模型的選擇十分關鍵。實時電價理論是當前國內外電力現貨市場的理論基礎，最早由麻省理工學院教授F. C. Schweppe等在1980年代初期提出。它是系統(tǒng)總生產成本對某一用戶在某一時刻用電量的偏導數，反映了系統(tǒng)的經濟特性和安全可靠性，可作為一個信號來調節(jié)和優(yōu)化電力系統(tǒng)運行。但是，基于實時電價理論設計的電力現貨市場有以下缺陷：
一是實時電價基于傳統(tǒng)的分時調度模型計算，沒有深入分析電能價值的跨時段變化規(guī)律，忽略了電能生產和消費的時間連續(xù)性這一十分重要的特征，在當前風、光等新能源大規(guī)模接入和對電力系統(tǒng)靈活性需求急劇升高的情況下，這一問題尤其嚴重；
二是假設同一時段的電能商品都是同質的，由于未考慮不同類型發(fā)電機組在負荷曲線上所處的位置，無法區(qū)別基荷、腰荷和峰荷機組差別明顯的技術特征及價值；
三是雖然實時電價理論模型包括了從運行到規(guī)劃的長時間尺度的資源優(yōu)化，但如此超大規(guī)模的優(yōu)化問題無法實際應用。實際電力市場往往采用安全約束機組組合或安全約束經濟調度等短期運行優(yōu)化模型計算出清價格，因此是一種相當“短視”的定價機制，無法保證發(fā)電容量的充裕性。
當量電價（或電能價值當量分析）理論即為解決這些問題而提出，其數學理論相當復雜。以基于年目標的電源規(guī)劃模型為例，某典型日電能價值當量分析的基本步驟為：
第一步，建立一個電力系統(tǒng)優(yōu)化模型。它類似于一個電力系統(tǒng)規(guī)劃模型，但又不完全相同。它的目標函數及其規(guī)劃期應當體現電價信息引導供需平衡的最終理想狀態(tài)；約束條件應當體現電價機制設計中所考慮的有限電力資源；這一優(yōu)化模型還應該能夠產生這些有限電力資源的影子價格。
第二步，利用上述優(yōu)化模型，基于影子成本原理，計算相應電力系統(tǒng)的經濟學成本（通常分解為容量成本和電量成本），這個過程可能涉及到新電源的規(guī)劃、現存電源的價值評定和退役分析、區(qū)外購電的價值評定、純現存電源情況下的容量價值參考系等問題。
第三步，利用上述優(yōu)化模型，基于邊際成本原理評定相應的電力系統(tǒng)效益（通常也分解為容量效益和電量效益），通常采用負荷微增方法計算。
第四步，為了將上述成本和效益分配到每一機組和每小時，需要分別建立它們的分攤準則，將它們在一個負荷曲線上，沿負荷軸和時間軸作二維展開。最簡單的分攤準則是按電量加權平均，不同的分攤準則將生成略有不同的電能價值當量。
第五步，構造持續(xù)形式或時序形式的電能價值當量圖表，由于持續(xù)形式的電能價值當量圖表不便于應用，可利用典型日負荷曲線，將持續(xù)形式的電能價值當量圖表轉換為時序形式，即一天的24小時形式。
上述當量電價定價方法將發(fā)電機組的容量、電量的成本和效益綜合為單一電價，精準地體現了老電廠、新電廠、水電廠、火電廠、電量限制、外購電等不同類型電源在系統(tǒng)中所承擔的功能及其價值，而且克服了實時電價“短視”的缺陷，特別符合發(fā)展中國家對電價制定的要求。另外，當量電價定價方法基于持續(xù)負荷曲線進行定價，自然地區(qū)分了基荷、腰荷和峰荷電能的不同價值，符合電能生產和消費的價值規(guī)律。此外，當量電價定價方法既適合于計劃經濟環(huán)境下的電力定價，也能應用于市場經濟環(huán)境下的競價交易。
揚長避短 兩部制電價成效與問題并存
雖然電力現貨市場是世界各國電力市場的共同組成部分。但如前所述，現貨市場價格信號在激勵新建發(fā)電容量、保障電力長期平穩(wěn)供應方面的作用存疑。從國際經驗來看，為保障長期電力供給安全，目前包括美國（PJM、紐約、新英格蘭）、英國等在內的電力市場都已建立起配套的容量市場機制，而美國得州電力市場等則希望通過稀缺定價機制來確保容量充裕性。
以美國PJM容量市場為例，1998年PJM建立了容量信用市場。由于市場操縱等問題，2007年PJM采用可靠性定價模式（Reliability Pricing Model，簡稱為RPM）取代容量信用市場，并于當年4月開始正式運行。RPM容量市場由多重拍賣市場組成，包括1個基本拍賣市場、3個追加拍賣市場和1個雙邊市場。市場成員由容量擁有者和負荷服務商組成。基本拍賣市場提前3年舉行。PJM 根據對3年后的負荷預測，組織容量擁有者競價，以滿足電網3年后的機組容量需求，購買容量的費用根據相關規(guī)則分攤給負荷服務商。
值得注意的是，雖然容量市場在一定程度上解決了發(fā)電容量投資不足的問題，但也爭議不斷。隨著可再生能源的大規(guī)模接入，問題更加尖銳。采用基于兩部制電價的管制容量市場將導致以下問題：一是管制的，而非經濟的容量目標；二是人為的供電聯(lián)營組織規(guī)模，導致扭曲的電能價格；三是繼續(xù)靠供給方平衡市場，而不是讓負荷隨反映邊際運行成本和容量緊缺程度的一部制價格變化；四是不能公平接納不提供“額定”發(fā)電和備用容量份額的供給方技術。根據自然資源保護協(xié)和塞拉俱樂部在2020年2月提交的報告，這些問題的存在已被PJM容量市場20年來的實踐所證實。
美國得州電力市場僅有單一能量市場，沒有容量市場。發(fā)電企業(yè)的投資和運營成本必須從現貨和輔助服務市場的收益中回收，直接將高市場價格作為容量成本回收機制。為了鼓勵投資興建新電廠，得州電力市場建立了稀缺定價機制，在系統(tǒng)電能和備用稀缺的情況下提高電能價格，并設置了較高的價格上限（當前上限為9000美元/MWh）。近期，在寒潮和激增的用電需求下，由于電力供應能力不足，得州已下令輪流限電，不但導致數百萬家庭斷電，且市場價格也已達上限，美國總統(tǒng)拜登直接宣布得州進入緊急狀態(tài)。由于稀缺定價機制似乎在保障容量充裕性方面并未發(fā)揮應有作用，得州電力市場設計再度引起爭議。
對于兩部制電價市場，需要計算兩類長期邊際成本，即容量邊際成本和電量邊際成本。容量邊際成本指負荷微增時發(fā)電、輸電和配電設備投資的增量成本；電量邊際成本指電量微增時燃料和運行的增量成本。計算前，首先要預測系統(tǒng)未來若干年內的最大負荷，并形成長期負荷曲線D，然后從初始值MW0開始，隨著時間的推移而上升，并按下述方法進行計算（如上圖所示）。
在容量邊際成本方面，長期容量邊際成本就是容量投資費用與峰荷增量的比值。對于一個優(yōu)化規(guī)劃的系統(tǒng)，對應于新增負荷的擴展方案應該是原規(guī)劃方案中新建發(fā)電廠投產年的提前或增加調峰機組如燃汽輪機或水電機組。
在電量邊際成本方面，峰荷時段的電量長期邊際成本對應于為滿足系統(tǒng)峰荷電量的增量，在優(yōu)先順序表中最后一臺機組的運行費用。類似地，在基荷時段的電量長期邊際成本對應于為滿足基荷時段的電量增量，效率最低的基荷機組的運行費用。電量邊際成本等于系統(tǒng)運行費用的增量與電量增量的比值，可采用隨機生產模擬的方法計算。
采用合適的多階段電力系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃模型，容易求得原規(guī)劃費用和對應于新增負荷的新規(guī)劃方案的費用，因此可以計算出具有時序特性的長期邊際成本。它是一個帶有隨機變量的大規(guī)?；旌险麛狄?guī)劃問題，可采用由線性規(guī)劃和非線性規(guī)劃的對偶方法推廣而形成的求解整數和組合規(guī)劃的拉格朗日松弛法來進行求解。該方法能解釋價格形成機制并揭示市場調節(jié)的內在機理，由于對偶變量提供了容量或電量成本的邊際信息，非常適合于電能成本分析。
電能價值（或成本）分析是電力經濟與電力市場的核心基礎理論，而且是由計劃經濟模式通往市場經濟模式的一個橋梁。電價不但影響電力工業(yè)本身的健康發(fā)展和電力資源的優(yōu)化配置，而且影響全社會各行各業(yè)的發(fā)展和人民生活水平，屬于“絕對不能出問題”的底線。從計劃經濟模式下的會計學方法定價到市場經濟模式下的經濟學方法定價，電力價格將發(fā)生顛覆性變化。在計劃經濟模式下，最理想的電價水平應等于電能的真實價值；在市場經濟模式下，市場電價應圍繞電能真實價值上下波動。電力市場設計的關鍵在于：圍繞電能價值規(guī)律，設計一個電能商品交易的“自發(fā)秩序”（即在政府所確定的邊界內量、價放開的自持經濟系統(tǒng)）。在可再生能源大規(guī)模接入的背景下，除了容量價值、電量價值，電能還具有靈活性、安全性等多種不同的價值，使得問題更加復雜。我國電力市場化改革不可能一蹴而就，將是一個長期過程，建立科學的電力定價方法和程序甚至比倉促推行市場化交易更加重要。同時，任何改革舉措都必須在社會所能承受的電價變動范圍內進行，才能在正確處理改革發(fā)展穩(wěn)定關系的情況下行穩(wěn)致遠。
（作者供職于華南理工大學電力經濟與電力市場研究所）
