中國儲能網(wǎng)訊：理順電價形成機制
我國長期實行計劃與市場并行的“雙軌制”電價體系，電網(wǎng)企業(yè)對市場交易電量執(zhí)行核定輸配電價的盈利模式，而對市場外電量仍保持購售價差的盈利模式，盡管用戶側(cè)目錄電價計及峰谷倍率浮動，但在電價構(gòu)成要素中，發(fā)電上網(wǎng)電價、輸配電價、政府性基金及附加未能體現(xiàn)與用戶側(cè)銜接一致的分時因素，用戶峰、平、谷時段目錄電價扣減發(fā)電上網(wǎng)電價和政府性基金及附加后，進而在市場外電量收入中形成了高峰用電對低谷用電的“分時交叉補貼”，如下表某電壓等級一般工商業(yè)用戶電價算例所示。
對此，負荷率較高或用電集中在低谷時段的電力用戶（以下簡稱“谷電用戶”）通常會形成選擇繼續(xù)執(zhí)行目錄電價的動機，避免在電力現(xiàn)貨市場承擔(dān)價格風(fēng)險；而用電主要集中于高峰時段的電力用戶（以下簡稱“峰電用戶”），大多有意愿參與現(xiàn)貨市場購買平價市場電量，以降低總體用電成本。進而造成原本由峰電用戶補給谷電用戶的購售價差收入，在市場化電量逐年擴增的情況下出現(xiàn)缺口，導(dǎo)致由電網(wǎng)企業(yè)墊付谷電用戶享受的分時交叉補貼。
我國發(fā)電側(cè)基數(shù)電量長期執(zhí)行政府定價，中長期合約電量可在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成交易價格，合約外偏差電量執(zhí)行分時波動的平段現(xiàn)貨市場價格。但因傳統(tǒng)煤電企業(yè)涉及變動燃料成本，又承擔(dān)保障新能源消納和供暖任務(wù)，若再計及峰谷倍率恐難以調(diào)動部分時段的發(fā)電積極性，易引發(fā)新能源企業(yè)套利行為，不符合通過市場發(fā)現(xiàn)價格的預(yù)期目標，且不便于化解分時交叉補貼虧空問題。
而在輸配環(huán)節(jié)，現(xiàn)行平段輸配電價暫不能適應(yīng)計劃向市場體系轉(zhuǎn)變下的矛盾，隨著市場持續(xù)向經(jīng)營性用戶放開，易出現(xiàn)更大規(guī)模的資金虧空風(fēng)險。因此，在國家層面強化分時電價機制執(zhí)行和推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的背景下，亟需從輸配環(huán)節(jié)入手，探索與計劃體系下購售價差模式相銜接的分時輸配電價機制，同時做好配套的價格聯(lián)動調(diào)整機制，并逐漸削減用戶間“隱形”交叉補貼規(guī)模，多措并舉保障計劃電價向市場電價體系的平穩(wěn)過渡，進一步理順電力價格形成機制。具體如下：
一是優(yōu)化電價構(gòu)成要素，探索分時輸配電價。在“準許成本加合理收益”基礎(chǔ)上，結(jié)合電壓等級間電量傳遞關(guān)系、工商業(yè)用戶承擔(dān)的交叉補貼費用、負荷率—同時率等因素，初步形成省級電網(wǎng)平段輸配電價；同時，參考現(xiàn)貨市場統(tǒng)一結(jié)算點價格曲線等能反映分時段電力供需情況的典型依據(jù)，科學(xué)劃分峰平谷時段；最后，以盡可能縮減分時交叉補貼虧空資金為目標，充分考慮電價構(gòu)成要素與目錄電價匹配、各電壓等級代表性用戶需求價格彈性等約束條件，優(yōu)化形成省級電網(wǎng)分時輸配電價。
二是分類設(shè)立平衡賬戶，建立聯(lián)動調(diào)整機制。鑒于我國將長期保持“計劃+市場”的雙軌制電價體系，有必要分類設(shè)立輸配電收入平衡賬戶，按不同模式計收電費并及時調(diào)整電價標準。對于市場電量收入，按分時輸配電價標準完成計收，當(dāng)交叉補貼資金缺口或結(jié)余時，計入下一監(jiān)管周期輸配電價統(tǒng)一調(diào)整；而對于繼續(xù)執(zhí)行購售價差的計劃電量部分，除交叉補貼問題外，隨著氣電、核電等高價機組增加，上游發(fā)電側(cè)平均上網(wǎng)電價浮動較大，購售價差易面臨大幅壓縮，需要進一步聯(lián)動調(diào)整用戶側(cè)目錄電價。
三是削減交叉補貼規(guī)模，還原電價真實水平。我國居民生活用電價格與供電成本存在一定倒掛，若在現(xiàn)行階梯電價基礎(chǔ)上疊加可選擇執(zhí)行的分時信號，將繼續(xù)加劇工商業(yè)承擔(dān)的補貼規(guī)模，不利于紓解不同用戶類別間的交叉補貼矛盾?？煽紤]逐漸取消對居民生活用電全面覆蓋的第一檔“隱形”電價補貼，轉(zhuǎn)化為由低保、困難群體定期申領(lǐng)的普遍性服務(wù)基金，促使補貼資金定向、定量精準到位，有助于還原電價真實成本水平、進一步減輕工商業(yè)用戶額外用電負擔(dān)。
促進產(chǎn)業(yè)良序發(fā)展
我國能源與負荷資源大致呈逆向分布，隨著高比例新能源接入電網(wǎng)，為系統(tǒng)內(nèi)諸多產(chǎn)業(yè)帶來發(fā)展機遇的同時，電力供需的種種矛盾也浮出水面，包括煤電企業(yè)轉(zhuǎn)型迎來陣痛期、儲能項目實操效益不佳、增量配電業(yè)務(wù)改革試點生存堪憂等。在國家層面強化分時電價機制執(zhí)行和推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的背景下，亟需優(yōu)化市場機制加以疏導(dǎo)，深化儲能技術(shù)攻關(guān)應(yīng)用，強化電力需求側(cè)管理，充分利用不同時間尺度上的資源價值，因地制宜開展實踐探究，促進產(chǎn)業(yè)良序發(fā)展。具體如下：
一是完善市場機制設(shè)計，落實保供穩(wěn)價工作。我國東西部能源稟賦存在差異，自煤電價格聯(lián)動機制取消后，持續(xù)高位運行的電煤成本無從有效疏導(dǎo)，且隨著下游用能需求持續(xù)旺盛，上游市場競爭加劇，一定程度上催生了部分地區(qū)短期停限電問題。需要進一步打破地域資源壁壘，逐步健全跨省區(qū)的現(xiàn)貨交易模式，完善網(wǎng)、省兩級調(diào)度的職能分工，從更細顆粒時間尺度和更大范圍空間尺度上促進電力資源優(yōu)化配置，開展分時空的電能量、輔助服務(wù)、發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓等交易，實現(xiàn)電力余缺互濟。同時，持續(xù)保障發(fā)電供熱用煤需要，穩(wěn)定上游煤炭市場價格，并在煤電企業(yè)大幅虧損地區(qū)研究出臺煤炭市場與電力市場聯(lián)動的交易價格機制，補償發(fā)電合理成本，多措并舉紓解燃“煤”之急。
二是深化儲能技術(shù)應(yīng)用，推動多能互補發(fā)展。在目前峰谷價差拉大的條件下，有利于推進儲能、電轉(zhuǎn)氣等技術(shù)攻關(guān)，充分依托儲能靈活穩(wěn)定的性能優(yōu)勢，支撐電源側(cè)綠電消納、平抑間歇波動出力，保障電網(wǎng)側(cè)調(diào)度運行和應(yīng)急需求，助力用戶側(cè)改善用能質(zhì)量、提升能效水平，推動“源-網(wǎng)-荷-儲”耦合互補，為構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)保駕護航。同時，要積極發(fā)展氫能等替代燃料儲備利用，構(gòu)建綜合能源相互轉(zhuǎn)化的產(chǎn)銷模式，發(fā)揮多種能源之間的互補價值，如低谷或棄風(fēng)時段消納余電制氫，以備高峰或緊缺時段返送利用，通過熱電聯(lián)供的生產(chǎn)方式滿足用戶多元化用能需求，并對電、氣市場形成雙重移峰填谷，促進綜合能源融合發(fā)展。
三是實施電力需求響應(yīng)，降低配售電收益風(fēng)險。全國5批增量配電業(yè)務(wù)改革試點已基本實現(xiàn)地市全覆蓋，但多數(shù)配售電公司經(jīng)營狀況不佳，網(wǎng)內(nèi)配電收入長期受電壓等級間價差限制，網(wǎng)外未來現(xiàn)貨市場價格變動對營收又增添不確定性，易面臨“內(nèi)憂外患”的雙重壓力，亟需從需求側(cè)切入，引導(dǎo)和激勵用戶參與需求響應(yīng)。一方面，要基于配網(wǎng)凈負荷曲線和企業(yè)季節(jié)生產(chǎn)特性，制訂個性化的分時零售電套餐，引導(dǎo)網(wǎng)內(nèi)用電負荷與電源出力趨于協(xié)同運行，就地實現(xiàn)電力產(chǎn)銷平衡，降低上一級大電網(wǎng)遠距離輸電成本，擴大購售電價差收入；另一方面，可建立適用于工業(yè)用戶的削峰投標響應(yīng)機制，并加入信用考核環(huán)節(jié)，綜合考慮用戶歷史履約情況和實時響應(yīng)電量支付其削峰補償費用，規(guī)避外部電力現(xiàn)貨市場特定時段價格風(fēng)險。
作者：國網(wǎng)浙江綜合能源服務(wù)有限公司 郄雙源 張建民
中電聯(lián)電力評價咨詢院 楊迪 王馨藝
國網(wǎng)能源研究院有限公司 張超
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年01期
