中國儲能網(wǎng)訊：電力工業(yè)是基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)，而且資本密集，不管是政府定價還是市場競爭定價，電價合理與否不僅與電力設(shè)施的利用狀態(tài)有直接的關(guān)系，而且用電成本對國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展有重要的影響。改革開放以來特別是2002年電力體制改革以來，我國電價政策先后經(jīng)歷了上網(wǎng)電價形成機制改革、輸配電價改革、市場競爭定價改革等重要階段，取得了顯著成效，比如通過還本付息電價改革釋放的價格信號迅速吸引了社會資本包括國外資本對電力工業(yè)的投資，緩解了缺電局面；通過光伏和風(fēng)電補貼政策，促進(jìn)了非水可再生能源的迅速發(fā)展。但是，由于電價的技術(shù)性、系統(tǒng)性和社會性等原因，目前我國電價政策還存在一些亟待解決的深層次問題。認(rèn)真分析這些問題產(chǎn)生的原因，筆者認(rèn)為與目前我們對電價存在系統(tǒng)性的誤解有關(guān)。這些誤解如果不能及時消除，會對我國電價和電力市場深化改革產(chǎn)生消極影響，造成巨大的直接和間接的經(jīng)濟(jì)損失，甚至阻礙當(dāng)前電力市場改革和能源革命。
對電價職能的誤解
電價主要有兩個功能：成本補償和資源配置信號。兩個功能通過微觀經(jīng)濟(jì)學(xué)定價法則即價格等于成本完美地聯(lián)系起來。電力市場改革的核心就是改變原來價格不等于成本的多種情況，在準(zhǔn)確、合理地補償電力企業(yè)成本的同時，釋放準(zhǔn)確的價格信號，引導(dǎo)發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)和用戶用電，并實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。電力工業(yè)的基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)屬性和資本密集屬性使價格信號功能比成本補償功能更加重要。成本補償功能可以在政府管理體制下實現(xiàn)，但價格信號功能卻需要在市場體制下實現(xiàn)。
目前我國電價政策主要強調(diào)成本補償功能，相對忽視價格信號功能，對信號功能產(chǎn)生的資源配置效益缺乏準(zhǔn)確的理解和重視。主要表現(xiàn)在：第一，把電力企業(yè)讓利作為電力市場改革紅利。2015年中發(fā)九號文發(fā)布以來，我國電力市場改革直接把電力企業(yè)特別是發(fā)電企業(yè)讓利作為改革目標(biāo)，各地中長期交易的核心是發(fā)電企業(yè)降價，政府和媒體直接把發(fā)電企業(yè)降價稱為發(fā)電企業(yè)讓利，直接把發(fā)電企業(yè)讓利當(dāng)作電力市場改革紅利。甚至在有序用電的月份內(nèi)，中長期交易價格也低于基準(zhǔn)價。雖然2021年10月《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）發(fā)布后，市場交易價格超過了基準(zhǔn)價，但是，發(fā)電企業(yè)讓利的思路沒有變，相對于應(yīng)該傳導(dǎo)的燃料成本，市場交易價格仍然偏低，發(fā)電企業(yè)仍然虧損嚴(yán)重。顯然，在面臨保供壓力的情況下讓發(fā)電企業(yè)降價或低價釋放的不是正確的市場價格信號，發(fā)電企業(yè)讓利也不是資源配置效益或電力市場改革紅利。進(jìn)一步分析，作為國有企業(yè)的發(fā)電企業(yè)讓利是國家層面上的利益調(diào)整，這種利益調(diào)整在政府管理體制內(nèi)可以有效地實現(xiàn)，通過市場機制實現(xiàn)的成本反而更高。
第二，市場改革過于強調(diào)價格穩(wěn)定。電力市場改革的基本手段就是通過價格變化引導(dǎo)市場主體優(yōu)化經(jīng)營行為，如果把價格穩(wěn)定作為市場改革的原則和要求，就沒有必要改革。2021年7月國家發(fā)展改革委出臺《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》，提出了最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的省份，峰谷電價價差原則上不低于4∶1和尖峰電價還可以提高20%的具體要求。與這份文件所強調(diào)的電價信號功能相比，目前我國電力市場實際交易價格變化總體上相對更小。燃煤電廠是目前電力市場交易中的供方主體。1439號文擴(kuò)大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍，由過去的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴(kuò)大為上下浮動原則上均不超過20%。按照這個價格浮動比例所形成的市場交易價格變化明顯較小，以至于1439號等文件提出“加強與分時電價政策銜接”，對于適用分時電價的用戶，結(jié)算時購電價格按當(dāng)?shù)胤謺r電價峰谷時段及浮動比例執(zhí)行。實際結(jié)果是大量市場交易電價變化小于政府管制電價變化，造成市場交易卻適用政府管制電價結(jié)算這種特殊現(xiàn)象，市場價格信號對市場主體經(jīng)營行為的調(diào)整和引導(dǎo)作用不充分。
第三，價格信號對引導(dǎo)發(fā)電和電網(wǎng)投資的作用更有限。由于電力生產(chǎn)與使用的特殊性，一般情況下，電力短期價格供給彈性和價格需求彈性相對較小，對發(fā)電企業(yè)和用戶用電行為的調(diào)整相對較小，所產(chǎn)生的資源優(yōu)化配置可能不明顯。但是，電價的長期供給與需求彈性相對較大，對發(fā)電和電網(wǎng)投資的引導(dǎo)作用也較大，合理的價格信號能夠形成適度的電力投資。由于電力工業(yè)資本密集，適度投資的經(jīng)濟(jì)效益十分顯著。但是，目前我國燃煤發(fā)電市場交易價格和輸配電價顯然不能發(fā)揮引導(dǎo)投資的作用，近年來發(fā)電央企和電網(wǎng)央企主營業(yè)務(wù)虧損或微利的狀態(tài)，與發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)持續(xù)增加的投資規(guī)模難以建立理性的邏輯關(guān)系，說明電力市場改革并沒有釋放合理的長期價格信號。由于電力企業(yè)都是央企，這種非管制非市場秩序產(chǎn)生的利益調(diào)整并不重要，重要的是可能引起電力短缺或過剩兩種極端狀態(tài)在國家層面上造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。特別是過剩狀態(tài)，目前還沒有建立識別機制，又符合地方政府和電力企業(yè)的潛在利益需求，更容易發(fā)生并給用戶帶來更大的電費負(fù)擔(dān)。2021年廣東省最大負(fù)荷與發(fā)電裝機容量規(guī)模大致接近，但是，部分省份發(fā)電裝機規(guī)模可以達(dá)到最大負(fù)荷的2倍，雖然有許多因素影響這個比值，但是，也不是缺電就要建電廠，市場價格信號的作用可以通過最小的發(fā)電裝機規(guī)模來解決問題，這就是電力市場改革的原因。
對電價制定方法或形成機制的誤解
市場經(jīng)濟(jì)理論指出，在完全競爭假設(shè)下，當(dāng)邊際成本等于邊際收益時，企業(yè)資源實現(xiàn)最優(yōu)配置，企業(yè)利潤最大化，社會福利同時也最大化。由于邊際收益可以理解為商品價格，因此，價格等于邊際成本就成為經(jīng)濟(jì)學(xué)最優(yōu)定價法則。邊際成本在概念上容易理解，但是，在電價制定或形成中非常復(fù)雜，主要有五點：一是歷史成本和未來成本。邊際成本定價基于未來企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營的成本定價，強調(diào)價格信號功能；會計成本定價則以歷史成本為依據(jù)，強調(diào)價格的成本補償功能。二是長期邊際成本和短期邊際成本，長期邊際成本包括了固定成本，法國20世紀(jì)60年代曾經(jīng)應(yīng)用長期邊際成本定價；目前現(xiàn)貨市場價格形成以短期邊際成本為依據(jù)，同時也就產(chǎn)生了固定成本或容量成本補償問題。三是會計成本與經(jīng)濟(jì)成本。會計成本是企業(yè)會計活動中真實發(fā)生并記錄和核算的成本支出，而經(jīng)濟(jì)成本包括機會成本，實際計算結(jié)果可能與會計成本有較大的差異。四是社會成本與企業(yè)成本。社會成本包括了外部性的企業(yè)成本，企業(yè)成本指企業(yè)實際發(fā)生的成本。在電價制定或形成中，社會成本除了要考慮環(huán)境成本與收益等外部性外，還表現(xiàn)為系統(tǒng)成本，即電價是由整個電力系統(tǒng)的生產(chǎn)經(jīng)營成本決定的，而不是某個發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營成本決定的。集中撮合交易中的統(tǒng)一價格出清機制就反映了系統(tǒng)成本的概念。五是分時成本。電力系統(tǒng)在不同時段由于電源結(jié)構(gòu)、供求平衡狀態(tài)等因素不同，其發(fā)生的會計成本、機會成本和社會成本不同，因此有不同甚至差異很大的分時成本。
目前我們在電價制定方法或形成機制方面存在的誤解主要有：第一，輸配電價制定方法的誤解。輸配電價改革是我國電價改革的重要成就之一，但是也存在方法上的認(rèn)識誤區(qū)。我國輸配電價明確按“準(zhǔn)許成本+合理收益”確定，而“準(zhǔn)許成本+合理收益”定價在方法上來源于國外適用于私人投資者的投資回報率定價，這種定價機制的核心是投資回報率，其中主要是權(quán)益報酬率的核算與調(diào)整，包括政府基于電網(wǎng)運營能力評估的權(quán)益報酬率選擇機制，比如針對潛在的輸電堵塞風(fēng)險時政府會選擇更高的權(quán)益報酬率等。由于電網(wǎng)企業(yè)屬于國家所有，權(quán)益報酬率形成機制實際上意義不大，因此，實際輸配電價制定與執(zhí)行中以成本監(jiān)審和準(zhǔn)許收入核定為主，缺乏基于電網(wǎng)運營能力的權(quán)益報酬率形成機制及其核算與調(diào)整機制，在定價方法與成本加成定價更加接近。
第二， 中長期分時段交易價格形成機制的誤解。國外分時段交易通過現(xiàn)貨市場實現(xiàn)，中長期市場分時段交易是我國電力市場改革的創(chuàng)新。2020年底國家布置2021年中長期市場交易工作時提出分時段簽約中長期合同的要求，但是，并沒有對中長期分時段交易價格形成機制做出說明。在中長期交易價格中引入時間信號是必要的，國外通過把中長期交易轉(zhuǎn)變?yōu)榻鹑诤贤绮顑r合同和現(xiàn)貨市場全電量競爭間接地實現(xiàn)，我國卻要在中長期物理交易合同中反映分時價格信號，這至少面臨三個技術(shù)難題：一是與交易方式相聯(lián)系的系統(tǒng)負(fù)荷與用戶負(fù)荷的差異怎么處理？比如雙邊協(xié)商的年度交易用戶是根據(jù)用戶負(fù)荷時段制定價格交易還是根據(jù)系統(tǒng)負(fù)荷時段交易？用戶只知道自己的負(fù)荷時段特性，但是，根據(jù)自己的負(fù)荷特性形成的分時價格信號可能會產(chǎn)生與系統(tǒng)負(fù)荷時段不一致的價格信號，比如用戶的高峰卻是系統(tǒng)的平段甚至低谷，用戶交易的高電價在系統(tǒng)看來產(chǎn)生相反的價格信號。二是用戶預(yù)測自己負(fù)荷特性的技術(shù)性困難。即使不考慮系統(tǒng)負(fù)荷特性與用戶負(fù)荷特性的差異，在目前經(jīng)濟(jì)環(huán)境變化較大的情況下，參與市場的工商業(yè)用戶要合理預(yù)測自己的年、月負(fù)荷特性其實非常困難。三是分時段交易價格形成不僅與用戶負(fù)荷特性有關(guān)，也與發(fā)電企業(yè)出力有關(guān)。對水電、風(fēng)電和光電等可再生能源來說，預(yù)測幾天內(nèi)的發(fā)電出力都困難，預(yù)測多年、年和月出力簡直不可思議。因此，中長期分時段交易價格信號不可能在物理交易的框架內(nèi)形成。如果要強調(diào)分時價格信號，可以直接讓中長期市場交易合同執(zhí)行目錄分時電價，而不必要求市場主體按時段分解中長期交易合同和約定負(fù)荷曲線。
第三，零售市場電價套餐機制沒有形成。由于用戶效用的多樣性與信息不對稱性，零售市場價格不能通過集中交易形成；甚至在用戶數(shù)量很多的情況下，雙邊協(xié)商交易實施成本太高。根據(jù)經(jīng)濟(jì)機制設(shè)計理論，零售市場價格適合菜單定價機制，即售電公司設(shè)計并提供電價套餐由用戶選擇形成。國外零售市場售電公司可以提供幾百種電價套餐，讓用戶在網(wǎng)上通過第三方機構(gòu)提供的專門比價信息服務(wù)進(jìn)行選擇。目前我國零售市場交易價格以傳導(dǎo)批發(fā)市場交易價差為主，售電公司沒有針對零售市場用戶及其特征進(jìn)行獨立的產(chǎn)品或服務(wù)及電價套餐設(shè)計，政府也沒有進(jìn)行相應(yīng)的政策引導(dǎo)，用戶幾乎沒有選擇權(quán)。
對電價水平的誤解
不管是政府管制定價，還是市場競爭定價，可能的電價水平及其形成機制有三種：基于邊際成本的低水平電價、基于平均成本的中等或正常水平電價和基于用戶失負(fù)荷價值或稀缺電價的高電價。對于這三種電價水平，經(jīng)濟(jì)學(xué)理論認(rèn)為，基于發(fā)電企業(yè)邊際成本的低水平電價和基于用戶失負(fù)荷價值高水平電價最有效率，是社會福利最大化的最優(yōu)定價；相反，基于平均成本的中等水平定價存在效率損失，是次最優(yōu)定價。兩種最優(yōu)定價的適用場景或形成機理不同，雖然都是福利最大化定價，但是，福利在生產(chǎn)者與消費者之間分布完全不同?；诎l(fā)電邊際成本的低水平定價的社會福利全部由消費者分享，生產(chǎn)者福利為零；而基于用戶失負(fù)荷價值定價所產(chǎn)生的社會福利則全部歸生產(chǎn)者所有，消費者福利為零?；诎l(fā)電邊際成本的低水平定價雖然實現(xiàn)了社會福利最大化，但同時產(chǎn)生了固定成本補償?shù)膯栴}。值得注意的是，電價水平的政策選擇不是主觀隨意的，而是有適應(yīng)的情景和條件?？傮w上看，基于發(fā)電邊際成本的低水平電價適用于兩種情景或條件：一是生產(chǎn)能力過剩情景，在這種情況下，低水平電價釋放的價格信號會抑制發(fā)電投資，自然增長的用電需求逐漸消化過剩的發(fā)電生產(chǎn)能力，直到發(fā)電生產(chǎn)能力與需求回到基本平衡的正常狀態(tài)。二是如果可以不考慮固定成本補償，基于發(fā)電邊際成本的低水平電價最有利于消費者，是政府電價政策的優(yōu)先選擇?；谟脩羰ж?fù)荷價值的高水平定價顯然只適用于電力短缺的情景，在這種情況下，高電價能夠刺激發(fā)電投資，在最短的時間內(nèi)增加生產(chǎn)能力并回到生產(chǎn)能力與需求基本平衡的正常狀態(tài)。實際上，如果考慮發(fā)電機組的啟停成本、補貼等因素，還有一種發(fā)電生產(chǎn)能力過剩情況下的發(fā)電機組失負(fù)荷價值定價，比如風(fēng)電企業(yè)享受0.20元/千瓦時的補貼，在可能棄風(fēng)的情況下，風(fēng)電企業(yè)即使按-0.19元/千瓦時交易也可以獲利。
目前我國電價政策在電價水平選擇上缺乏理論依據(jù)和系統(tǒng)設(shè)計。主要表現(xiàn)在：第一，對低電價政策缺乏政策解釋和支持。目前我國電價政策在電價水平選擇上有明顯的傾向性，為配合供給側(cè)改革和適應(yīng)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要，對燃煤、燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)采用低水平電價；為促進(jìn)發(fā)電環(huán)節(jié)的能源革命，對水電、光伏發(fā)電和風(fēng)電企業(yè)采用中等或合理水平定價。電價水平的政策選擇本身沒有錯，但是，要有相應(yīng)的政策解釋和制度安排，比如“雙碳”背景下燃煤、燃?xì)鈾C組裝機容量相對過剩，低水平電價下對發(fā)電和電網(wǎng)央企財務(wù)指標(biāo)考核的調(diào)整等。第二，缺乏基于情景的電價水平靈活調(diào)整機制。由于對電價水平的理論基礎(chǔ)認(rèn)識不夠，實際政府管制定價和市場交易電價中都相對忽視了電價水平的情景因素，沒有建立基于情景的電價水平靈活調(diào)整機制。1439號文為全國燃煤機組交易價格劃定了統(tǒng)一的變化范圍，許多省份多種中長期交易品種都按價格上限交易，不考慮市場供求平衡狀態(tài)等因素，應(yīng)該采用高電價或低電價的情景也按中等或正常電價交易。特別是針對潛在的有序用電，沒有充分運用失負(fù)荷價值定價機制，有序用電時期的電價與正常供求平衡狀態(tài)時的電價沒有差異。部分省97%和95%系統(tǒng)最大負(fù)荷持續(xù)時間很短，一年只有20~50小時，為了滿足這種負(fù)荷的需求還在新建燃煤電廠，極低利用小時燃煤電廠的成本進(jìn)一步增加了用戶電價負(fù)擔(dān)。因此，暫時或時段性的高電價與長期的較低電價具有替代性。如果針對有序用電還不采用高電價，那就會面臨更高的平均成本定價。
對電價結(jié)構(gòu)的誤解
經(jīng)濟(jì)學(xué)定價理論認(rèn)為，對于固定成本占比大的商品定價，兩部制定價的效率大于基于平均成本的一部制定價的效率。如圖1所示，假設(shè)矩形BFHP1面積為固定成本，且矩形BFHP1面積與矩形P2EGP1的面積相等，在滿足固定成本和變動成本回收的前提下，兩部制定價的容量電價是B，電量電價是P1，產(chǎn)量是J；而基于平均成本的一部制定價的電價是P2，對應(yīng)的產(chǎn)量是I點。在實現(xiàn)成本補償功能的前提下，兩部制定價比單一產(chǎn)量定價有更大的均衡產(chǎn)量，這意味著兩部制電價比一部制電價更能促進(jìn)生產(chǎn)；同時，與一部制電價相比，兩部制電價為消費者增加了陰影線面積的福利。綜合來看，兩部制定價對生產(chǎn)者是中性的，但是對消費者卻是積極的，可以通過提高產(chǎn)量為消費者增加福利。由于這個原因，兩部制電價在國外電價中普遍應(yīng)用。最近幾年來，我國電價政策強調(diào)降電價促進(jìn)用戶生產(chǎn)。兩部制定價理論揭示，在不降價的前提下，調(diào)整電價結(jié)構(gòu)也可以促進(jìn)生產(chǎn)。兩部制電價中固定成本通過容量電價和電量電價回收的比例與用戶的負(fù)荷率或同時率（兩者存在經(jīng)驗上的正相關(guān)關(guān)系）有關(guān)，一般情況下，用戶負(fù)荷率（同時率）越高，分?jǐn)偟墓潭ǔ杀颈壤酱?，單位電量的固定成本越大，但電量電價相對越低，單位電量的總電費越低。因此，兩部制電價為用戶提供了一種用電成本節(jié)約的激勵機制，能夠促進(jìn)用戶提高負(fù)荷率，通過提高電力設(shè)施利用率產(chǎn)生的成本節(jié)約滿足降低電價的需求，最后促進(jìn)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展。兩部制電價能夠提供電力企業(yè)和用戶“雙贏”的降電價機制，是一種適應(yīng)電力企業(yè)和國民經(jīng)濟(jì)高質(zhì)量發(fā)展的電價。
目前我國電價政策在電價結(jié)構(gòu)上的誤解主要表現(xiàn)在：第一，目前我國電價結(jié)構(gòu)以單一電量電價為主。不同電源市場交易電價和政府確定的上網(wǎng)電價都采用單一電量電價，現(xiàn)貨市場試點中開始探討通過容量電費補償機制實施兩部制電價。輸配電價以單一電量電價為主；省級電網(wǎng)輸配電價中只有部分工業(yè)用戶采用兩部制電價，容量電費收入一般不超過準(zhǔn)許收入的10%；區(qū)域電網(wǎng)輸電價格采用兩部制電價，而且容量電費比例相對較高；專線工程輸電價格采用單一電量電價。零售市場用戶電價套餐目前基本上參照用戶目錄電價執(zhí)行，售電公司沒有設(shè)計和采用獨立的兩部制電價機制。因此，由于我們沒有自覺認(rèn)識到電價結(jié)構(gòu)的福利改進(jìn)效應(yīng)，目前我國電價政策在電價結(jié)構(gòu)上主要采用單一電量電價；相比于近幾年主要通過降電價促進(jìn)生產(chǎn)的做法，通過電價結(jié)構(gòu)調(diào)整促進(jìn)國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展的潛力非常大，而且長期內(nèi)不會降低電力企業(yè)的電價或收益。第二，容量電價沒有合理確定，水平明顯偏低，對提高用戶負(fù)荷率或用電設(shè)備利用率激勵機制不夠。省級電網(wǎng)固定成本比例超過90%，而目前容量電費占準(zhǔn)許收入比例不足10%，固定成本分?jǐn)偟饺萘侩娰M的比例不足造成用戶對電力設(shè)施的低成本利用，用戶負(fù)荷率不能有效提高，用戶報裝容量大但使用不足，形成資源閑置損失，并推高輸配電價。第三，兩部制電價機制使用不充分。國外在兩部制電價的基礎(chǔ)上普遍實施可選擇電價，可選擇電價機制有效地解決了用戶用電信息不對稱的問題，可以更好地改進(jìn)用戶福利。由于對兩部制電價機制認(rèn)識不充分，而且容量電價和電量電價沒有科學(xué)設(shè)計，我國電價政策中基于兩部制電價的用戶選擇機制十分有限，用戶僅在最大需量和最大容量中選擇，沒有對容量電價和電量電價套餐選擇。2016年國家為了減輕停產(chǎn)、半停產(chǎn)企業(yè)的經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)，促進(jìn)企業(yè)轉(zhuǎn)型和降低工業(yè)企業(yè)用電成本，將原來容量電價的執(zhí)行周期由1年調(diào)整為3個月，2020年又進(jìn)一步縮短執(zhí)行周期。其實，用戶停產(chǎn)、半停產(chǎn)等生產(chǎn)狀態(tài)可以用負(fù)荷率指標(biāo)反映，如果建立基于負(fù)荷率的可選擇電價機制，就可以合理而有效地解決這個問題。相反，由于針對專門用戶的輸配電容量不可能隨時形成和取消，任意縮短執(zhí)行周期并不符合經(jīng)濟(jì)規(guī)律。比如，根據(jù)我們對某省可選擇負(fù)荷率銷售電價的測算，220千伏用戶按最大需量執(zhí)行可選擇負(fù)荷率電價，低負(fù)荷率用戶的容量電價只有 1.83元 /(千瓦·月)，而高負(fù)荷率用戶的容量電價為 16.75 元/(千瓦·月)；同時，低負(fù)荷率用戶的電量電價為0.6746 元/千瓦時，而高負(fù)荷率用戶的電量電價為 0.2585 元/千瓦時。從不同負(fù)荷率用戶容量電價和電量電價的比價關(guān)系可以看出電價結(jié)構(gòu)的效率改進(jìn)機制。
對電價變化的誤解
電力市場價格變化大是客觀經(jīng)濟(jì)規(guī)律。與石油、天然氣和煤炭等能源不同，電力產(chǎn)供用在瞬間同時完成，市場主體不能通過存貨調(diào)整供求平衡差異，現(xiàn)有的儲能電廠包括化學(xué)儲能不管在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)還是用戶側(cè)，在響應(yīng)瞬間平衡差異上都存在一定的時滯。在這種情況下，電價可能在瞬間上升很快和很高，如果發(fā)電側(cè)和用電側(cè)在15鐘甚至更短時間如5分鐘就可以響應(yīng)，電價又會迅速回落，從而形成電力現(xiàn)貨市場特有的“價格釘（price spike)”，如圖2所示。由于電價瞬間很高是電力市場規(guī)律的客觀反映，國外政府、市場主體和公眾對短期或時段性很高的電價保持理性態(tài)度。美國德州現(xiàn)貨市場價格上限高達(dá)10美元/千瓦時，約是批發(fā)市場平均交易價格的100倍，并沒有引起不良反應(yīng)。事實上，從圖中可以看出，現(xiàn)貨市場電價雖然可以很高，但是，由于持續(xù)時間很短，很高電價產(chǎn)生的電費變化其實并不大。
電價變化不僅在現(xiàn)貨市場存在，在中長期市場中，由于不同季節(jié)不同時段電源結(jié)構(gòu)差異和用電負(fù)荷變化較大等原因，電價在一年內(nèi)也會出現(xiàn)較大幅度的變化，圖3是我們測算的某省全年8760小時的小時發(fā)電成本，從圖形上可以直觀看出，不同小時的發(fā)電成本相差較大，其中最大成本為1.101元/千瓦時，最小成本為0.0667元/千瓦時,兩者相差約16.5倍，大約是國家分時電價政策中規(guī)定的峰谷價差比的4倍。如引入用戶失負(fù)荷價值定價機制，最大成本為7.8231元/千瓦時，則最大成本是最小成本的117倍，是國家分時電價政策中規(guī)定的峰谷價差比的29倍。
目前我國電價政策對電價變化采取相對保守的態(tài)度。第一，國家相關(guān)政策對中長期市場交易價格變化給出了較小的范圍。如上所述，一方面，1439號文規(guī)定燃煤電廠市場化交易價格只能在基準(zhǔn)價20%的范圍內(nèi)上下浮動；另一方面，從2021起，為發(fā)揮中長期市場交易的價格風(fēng)險規(guī)避作用，國家要求大比例簽約年度交易電量合同。各省年度交易價格執(zhí)行國家政策的結(jié)果，使目前省級中長期市場價格變化相對較小。實際上，國家價格政策的主要目標(biāo)是限制平均價格變化，應(yīng)該以年均交易價格為控制指標(biāo)，允許市場交易價格在較大范圍內(nèi)變化。第二，許多省份中長期市場交易規(guī)則對集中交易價格設(shè)計了上下限。上下限價格雖然考慮了情景，但是，并沒有完全建立在經(jīng)濟(jì)學(xué)定價理論的基礎(chǔ)上，價格變化幅度仍然相對較小。部分省份對集中交易價格還通過供需比、標(biāo)準(zhǔn)發(fā)電利用小時等機制實行了間接控制。第三，適應(yīng)價格風(fēng)險的配套政策不足。國外電力市場允許電價符合經(jīng)濟(jì)規(guī)律地大幅度變化，同時通過建立電力金融市場體系和引入金融工具為市場主體規(guī)避價格風(fēng)險提供工具。我國電價政策中沒有提供市場主體規(guī)避價格風(fēng)險的市場體系與金融工具，所以選擇強制性地限制價格變化。由此產(chǎn)生的結(jié)果是雖然采用了市場交易方式，卻沒有獲得資源優(yōu)化配置效益。
對居民用電交叉補貼的誤解
居民用電由于處于電壓等級最末端，輸配電成本最高，線路損失最大；而且最大負(fù)荷與系統(tǒng)最大負(fù)荷重疊，應(yīng)該承擔(dān)較大的固定成本和線路損失。由于居民用電成本明顯高于其他用戶用電成本，國外居民電價往往明顯高于其他用戶，如工商業(yè)用戶電價。根據(jù)有關(guān)資料，2020年世界28個國家居民電價與工業(yè)電價的比值平均為1.91，而我國居民電價與工業(yè)電價的比值僅為0.92。如果我國居民電價參照國外居民電價與工業(yè)電價的比值確定，我國居民電價應(yīng)該是工業(yè)電價的2倍。電價交叉補貼指電價政策中人為地降低居民電價和提高其他用戶如工商業(yè)用戶電價，讓工商業(yè)用戶承擔(dān)居民用電的成本。交叉補貼并不只是居民與工商業(yè)用戶之間利益的平衡調(diào)整，其所形成的價格機制會抑制工商業(yè)用戶的生產(chǎn)，同時促使居民過度用電，兩種情況下都會造成社會福利損失。交叉補貼越嚴(yán)重，造成的社會福利損失也越大。交叉補貼不僅不公平，而且還產(chǎn)生社會福利凈損失，國外電價政策中很少使用交叉補貼，少數(shù)國家有程度較輕的交叉補貼。
不考慮交叉補貼的公平性，我國電價政策中對居民電價交叉補貼的誤解主要體現(xiàn)在居民電價交叉補貼是否真正有利于民生這個前提上。長期以來，各級政府以關(guān)注民生的名義，對居民用電實施交叉補貼，目前交叉補貼越來越嚴(yán)重。表面上看，居民由于交叉補貼確實節(jié)省了電費支出，交叉補貼靜態(tài)分析是有利于民生。但是，經(jīng)濟(jì)是一個相互作用的系統(tǒng)，承擔(dān)補貼的工商業(yè)用戶必然把額外成本以更高的商品或服務(wù)價格傳導(dǎo)給居民，在工商業(yè)企業(yè)工作的居民也必然以薪酬減少甚至失業(yè)等形式承擔(dān)這部分額外成本。由于交叉補貼還會產(chǎn)生社會福利損失，居民作為一個整體，不僅要直接或間接地承擔(dān)曾經(jīng)享受的工商業(yè)用戶補貼所帶來的經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)，還要承擔(dān)由此引起的社會福利凈損失。因此，居民用電交叉補貼政策充其量只是關(guān)注了居民的短期利益和個別居民的利益，長期內(nèi)會使居民作為一個整體承受更大的損失。對于交叉補貼產(chǎn)生的長、短期利益和整體利益與個體利益的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)問題，居民用戶可以不理性，但是，政府不能不理性。
對市場交易價格上下限管制的誤解
經(jīng)濟(jì)理論認(rèn)為，市場價格管制包括上限管制和下限管制都會產(chǎn)生社會福利損失。如圖4所示，在供不應(yīng)求時市場交易價格應(yīng)該較高，如果通過價格上限圖片管制使實際交易價格低于真實的市場出清價格P*，生產(chǎn)者將把產(chǎn)量減少至q，結(jié)果產(chǎn)生E+F面積的社會福利損失。相應(yīng)地，在供過于求時市場價格應(yīng)該較低，如果采用價格下限使實際交易價格高于真實的市場出清價格P*，也會產(chǎn)生類似的社會福利損失。因此，價格上下限不是有效的政策工具。國外現(xiàn)貨市場也有價格上限，但是，這種價格上限有完全不同的形成機理。如同上面指出的一樣，國外價格上限以限制市場勢力為目標(biāo)，價格上限以最大的用戶失負(fù)荷價值為依據(jù)，相當(dāng)于以全年甚至多年日前市場和實時市場的最大交易價格為上限，即把各種市場情景包括供不應(yīng)求情景考慮在內(nèi)后從7萬多個交易價格[2個市場×365（一年天數(shù)）×96（每天出清次數(shù)）]找出的最大值。
目前我國價格上下限管制存在的誤解主要體現(xiàn)在：第一，價格上限的形成機理不明確，簡單地參考各省目錄分時電價中的尖峰電價確定。目前我國試點現(xiàn)貨市場的價格上限不超過1.5元/千瓦時，與目錄電價中的尖峰電價基本相當(dāng)。尖峰電價基本上是各省根據(jù)國家規(guī)定的價差比例以平段電價為基礎(chǔ)上下浮動后測算出來的，并沒有合理的形成機制，更沒有根據(jù)用戶失負(fù)荷價值制定。實際上，基于失負(fù)荷價值的廣東現(xiàn)貨市場價格上限可以達(dá)到26元/千瓦時，是目前1.5元/千瓦時的17倍。價格上限管制不僅通過生產(chǎn)者產(chǎn)量限制降低了市場交易效率，即減少了不同效率發(fā)電企業(yè)的電量替代，而且還造成額外的社會福利損失。與國外現(xiàn)貨市場價格上限政策在防止市場主體使用市場勢力的前提下促進(jìn)市場充分競爭的功能相比，我國電力市場價格上下限政策限制了市場充分競爭。
第二，價格下限形成機理不好解釋。國外電力市場沒有價格下限，對政府管制機構(gòu)來說，價格越低越好，限制低價交易沒有理論依據(jù)。我國電力市場特殊的價格下限管制政策與發(fā)電企業(yè)國有產(chǎn)權(quán)的特征有關(guān)，價格下限管制在一定程度上維護(hù)了發(fā)電企業(yè)的利益。不過，與價格上限管制產(chǎn)生的效果相似，這種政策也通過降低消費者需求及其替代限制了用戶側(cè)市場競爭，產(chǎn)生了社會福利損失。國外現(xiàn)貨市場經(jīng)常出現(xiàn)負(fù)電價，相比于國外嚴(yán)格監(jiān)管的投資機制及其市場供求平衡狀態(tài)，我國暫時性或時段性供過于求的情景更多，根據(jù)發(fā)電失負(fù)荷價值的負(fù)電價出現(xiàn)的情景更多，但是，我國電力市場沒有出現(xiàn)負(fù)電價?？傊?，目前我國電價上下限管制政策使市場交易價格該高不高，該低不低，限制了市場充分競爭和資源優(yōu)化配置。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年05期，作者單位：長沙理工大學(xué)
