eo記者 姜黎 廣州供電局營銷創(chuàng)新與能源管理中心 唐淵 博士
2019年5月15日、5月16日兩天，以及2019年6月20日到6月23日四天，廣東電力現(xiàn)貨市場真刀真槍地嘗試了一次。試結(jié)算6天用戶側(cè)日前統(tǒng)一結(jié)算價均價算數(shù)平均為302.7元/MWh，與目錄電價相比，降價幅度可觀。
只是仔細測算便不難發(fā)現(xiàn)，峰谷價差空間變小了，且電價敏感型用戶未必能夠享受到大比例的市場紅利。
峰谷分時電價是指根據(jù)電網(wǎng)的負荷變化情況，將每天24小時劃分為高峰、平段、低谷等多個時段，對各時段分別制定不同的電價水平，以鼓勵用電客戶合理安排用電時間，削峰填谷，提高電力資源的利用效率。
如果這樣的價格信號持續(xù)傳導(dǎo)至用戶，會不會逐漸改變用電習(xí)慣，削弱電價敏感型用戶在低谷時段用電的動力？會不會反而增加電網(wǎng)的調(diào)峰壓力？新型能源服務(wù)會不會依然找不到發(fā)展空間？
從峰谷電價到現(xiàn)貨市場
2003年，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)出通知，全面推行峰谷分時電價、豐枯電價、避峰電價等一系列電價制度。通知指出，按照用電特點和地區(qū)之間的差別，以移峰填谷為目的，各地峰、谷時段電價價差可在2-5倍之間調(diào)整。
這一年4月1日起，廣東受電變壓器總?cè)萘吭?15kVA及以上的大工業(yè)用戶，按當月的抄見用電量，統(tǒng)一實行峰谷電價。高峰、平段、低谷各8小時，高峰時間段為：7:00-12:00；19:00-22:00，低谷：23:00-次日7:00，平段：12:00-19:00；22:00-23:00。各地大工業(yè)電度電價為平段電價，高峰電價為平段電價的150%，低谷電價為平段電價的50%。
2005年3月，廣東省物價局和原廣東省經(jīng)濟貿(mào)易委員會聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于調(diào)整峰谷電價的通知》，這次擴展了實施范圍，并按地域調(diào)整了時段劃分。普通工業(yè)專用變壓器用電（不含自來水生產(chǎn)、煤氣生產(chǎn)和公交、地鐵用電）均實行峰谷電價。與此同時，高峰電價進一步提升為平段電價基礎(chǔ)上上浮58%，低谷電價保持原比例水平不變。
通知還指出，建立峰谷電價損益調(diào)節(jié)機制。由省物價局對峰谷電價的執(zhí)行情況每年審核一次，并納入下一年度電價調(diào)整方案統(tǒng)一考慮。
2016年，廣東正式啟動售電側(cè)改革，電廠與用戶“見面”簽訂購售電合同，但直到2019年初，市場交易仍采用價差模式，即發(fā)用雙方申報交易價格為上網(wǎng)電價或目錄電價的價差。這意味著雖然歷經(jīng)多年直接交易，用戶側(cè)峰谷平價格體系并未被“動搖”。而現(xiàn)貨市場的出現(xiàn)才徹底帶來了改變。
試結(jié)算日前價格與目錄電價的對比復(fù)盤
2019年5月、6月，南方（以廣東起步）作為首批電力現(xiàn)貨試點之一，選取6天進行了結(jié)算試運行。廣東電力交易中心公布的日前交易結(jié)果如下：
試結(jié)算6天用戶側(cè)日前均價算數(shù)平均約302.7元/MWh，遠低于目錄電價。
為測算目錄電價與現(xiàn)貨市場試結(jié)算日價格的變化，筆者選取典型地區(qū)和典型用戶的價格案例進行對比后發(fā)現(xiàn)，日前現(xiàn)貨市場試結(jié)算結(jié)果呈現(xiàn)出的用戶側(cè)峰谷價差空間縮?。徊煌愋陀脩羲@市場紅利程度不一，電價敏感型工業(yè)用戶享受到的紅利可能低于城市商業(yè)類用戶。
峰谷價差空間縮小
筆者選取城市規(guī)模較大的廣州和高載能工業(yè)用戶較為密集的云浮目錄電價作為比照數(shù)據(jù)，結(jié)果如圖1所示。
說明：為方便展示，圖中“現(xiàn)貨日前”價格為6天試結(jié)算出清日前電價的算數(shù)平均值，分別加上廣州以及云浮兩市1-10kV大工業(yè)電價輸配電價以及相應(yīng)基金（暫不考慮阻塞盈余分攤以及其他費用）。統(tǒng)調(diào)負荷為6天試結(jié)算期間負荷算術(shù)平均，折算一定數(shù)額后以方便比較。
數(shù)據(jù)來源：綜合廣東省物價局公開發(fā)布的目錄電價信息及電力運行、交易機構(gòu)向市場主體公布的信息
由圖1可見，現(xiàn)貨出清價格基本趨勢與統(tǒng)調(diào)負荷保持一致，變動比率略高于統(tǒng)調(diào)負荷變化比率，但與原有目錄電價相比則有較大差距。以過去6天試結(jié)算出清結(jié)果看，廣州夜間平均只有1個小時現(xiàn)貨電價低于原定目錄電價。白天以及傍晚電價雖然同負荷特性呈現(xiàn)三峰特征，但峰值電價僅550元/MWh左右，遠低于原目錄電價峰段電價的1007.2元/MWh，甚至低于平段的610.4元/MWh?，F(xiàn)貨日前價格高峰與低谷價差最大也僅253元/MWh，遠低于原目錄電價的702元/MWh。
從電網(wǎng)運行的角度看，負荷供需平衡主要由發(fā)電機的出力調(diào)節(jié)來實現(xiàn)的。我們通常認為，只要高峰可以“頂”過去，低谷時調(diào)低發(fā)電功率即可。實際的情況是：同樣困難。廣東燃煤電廠裝機容量占省調(diào)裝機容量過半。一臺60萬及以上容量的大型燃煤電廠最低運行點通常不會低于額定發(fā)電功率的30%-40%。小型燃煤電廠的最低工作點將更高，但此類發(fā)電廠的啟停時間和燃料成本同樣很高，對于電廠來說，寧愿虧錢發(fā)電運行也不愿選擇停機。
低谷時段電價的總體上升或會挫傷用戶夜間生產(chǎn)的積極性，夜間負荷過低將導(dǎo)致電網(wǎng)低谷調(diào)峰困難，增加系統(tǒng)整體運行成本；同時，高峰電價的相對下降將促進用戶在白天多用電，造成尖峰更尖，可能導(dǎo)致高峰缺電的情況出現(xiàn)。
隨著工業(yè)轉(zhuǎn)型升級，生產(chǎn)勞動的一線參與者趨向年輕化，這些從業(yè)者熬夜倒班的源動力相較改革開放初期已明顯減弱。如果電價敏感型行業(yè)的生產(chǎn)廠商測算后得出結(jié)論：夜間生產(chǎn)和白天生產(chǎn)的成本投入差異縮小，但白天人力生產(chǎn)效率將提高，那其選擇不言而喻。
從用戶側(cè)綜合能源服務(wù)的角度分析，分布式光伏、用戶側(cè)儲能等業(yè)務(wù)都將受到一定影響。以深圳為例，原先電儲能每充放一度電可獲得的最大價差約為0.7元（根據(jù)2019年7月1日后執(zhí)行的深圳工商業(yè)電價信息測算），投資方再與用戶對這個收益進行分成，如果最大價差縮小，很可能導(dǎo)致用戶側(cè)儲能投資“入不敷出”，進而削弱靈活性電源的投資動力。
不同類型用戶分享的改革紅利不等
對比圖1中廣州與云浮電價可以發(fā)現(xiàn)，云浮夜間日前現(xiàn)貨價格相比目錄電價下降幅度較廣州更大，這主要是因為原目錄電價在計算“谷段”以及“峰段”電價時，統(tǒng)一采用平段價格按一定比例相乘獲得。即原來已經(jīng)對各個時段的能量價格以及輸配電價成分（甚至基金附加）均乘以了“峰谷平系數(shù)”，而這在目前的輸配電價體系中是缺失的。
數(shù)據(jù)來源：綜合電力運行、交易機構(gòu)向市場主體公布的信息計算、制圖
具體到用戶，如圖2所示，為最大化降低用能成本，該企業(yè)在主要在原谷期電費時段開工生產(chǎn)。原有目錄電價模式下，單日電費為5492.2元，平均單價為402.5元/MWh?，F(xiàn)貨模式下，采用試結(jié)算6天數(shù)據(jù)計算（不考慮中長期合約，僅采用日前出清均價計算），單日電費將上漲至5558.6元，漲幅約1.21%，平均單價達到407.4元/MWh。
數(shù)據(jù)來源：綜合電力運行、交易機構(gòu)向市場主體公布的信息計算、制圖
圖3所示為一電費不敏感型用戶某日負荷曲線。該類企業(yè)可能由于其業(yè)務(wù)特征約束或者用工成本考慮只能在日內(nèi)開展生產(chǎn)。計算可得在原有目錄電價模式下，單日電費為10.02萬元，平均單價為748.9元/MWh。而現(xiàn)貨模式下同日電費大幅下降至6.72萬元，降幅接近三分之一，平均單價降至502.4元/MWh。
由以上算例得知，目前的現(xiàn)貨價格對原有峰谷平電價結(jié)構(gòu)下不同類用戶帶來完全不同的影響，一部分用戶可享受33%的電費降幅，而另一部分需求彈性強的用戶反而無法享受更多紅利。
以上測算只選取了日前市場的試結(jié)算日結(jié)果，樣本數(shù)量有限，未考慮結(jié)算后“場外”補貼，并且未將中長期交易價格納入考慮范圍中，筆者認為并不能全面代表市場化之后的價格格局。但由于現(xiàn)貨市場與中長期價格相互影響，目前日前與日內(nèi)價格對明年的中長期交易有著很強的指導(dǎo)意義，因此也應(yīng)重視它們釋放出的信號。
目前，廣東現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)最高、最低限價是用原先目錄電價體系下峰谷分時電價倒推而得，發(fā)電側(cè)節(jié)點電價傳導(dǎo)至需求側(cè)后，最終結(jié)算采用統(tǒng)一加權(quán)平均電價，相當于對發(fā)電側(cè)的競爭結(jié)果進行了擬合，使得價格波動被平抑。
此外，目錄電價模式下，能量價格和輸配電價（甚至政府性附加、基金）都按照峰谷比例進行了折算，包含了時間特性。但在目前的現(xiàn)貨市場模式下，輸配電價采用分區(qū)電價，僅體現(xiàn)了地理特性。
發(fā)電側(cè)報價最高、最低限價如何確定；統(tǒng)籌考慮市場對源-網(wǎng)-荷端的影響，如何在市場外進行“二次分配”，緩解價格體系變動帶來的“錯亂”；輸配電價結(jié)構(gòu)如何才能與電力市場交易進一步匹配等等，都是接下來電力市場建設(shè)需要面對的課題。
