中國儲能網訊：2015年，《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號，以下簡稱“中發(fā)9號文”）發(fā)布以來，我國輸配電價改革取得了顯著成效。2018年，輸配電價改革被認為是中發(fā)9號文提出的7個方面28項“近期推進電力體制改革的重點任務”中第一個全面完成的專項改革。由于多種原因，我國輸配電價改革過于強調輸配電價改革的成本補償（收益是資本成本的補償）功能，卻忽視了輸配電價促進電網開放、電力交易和優(yōu)化資源配置的市場功能，僅僅只是“單獨核定輸配電價”，沒有真正融入電力市場改革。如今，在全國統(tǒng)一電力市場體系建設的大背景下，有必要發(fā)現、重視和運用輸配電價的市場功能。下面筆者以跨省跨區(qū)輸電專項工程輸電價格為例，在成本補償相同的前提下，探討兩部制（單一容量）電價相比單一電量電價促進市場交易的功能上有何不同，借鑒國外經驗，提出跨省跨區(qū)輸電專項工程輸電價格由單一電量電價向單一容量電價改革的建議。
兩部制輸電價格定價原理及其市場功能
目前，我國跨省跨區(qū)輸電專項工程輸電價格存在單一電量電價和單一容量電價兩種形式。單一電量電價和單一容量電價是兩部制電價的特殊形式，理解這兩種電價形式必須掌握兩部制定價原理。
單一電量電價和兩部制電價的成本補償機理及其定價效率比較
經濟理論認為價格有成本補償和資源優(yōu)化配置兩種基本功能。在這兩種功能中，由于成本補償功能是前提條件，經濟理論更加關注不同成本補償功能實現形式的條件下，資源優(yōu)化配置效果及其政策選擇。單一電量電價和兩部制電價都可以實現成本補償，選擇單一電量電價還是兩部制電價甚至單一容量電價的標準，完全取決于不同電價形式在優(yōu)化資源配置上的效果。
圖1揭示了單一電量電價和兩部制定價的成本補償機理和資源優(yōu)化配置效果。圖中AC為輸電專項工程的平均成本曲線，MC為邊際成本曲線，D為市場主體購電需求曲線。在滿足成本補償的前提下，單一電量電價采用平均成本定價，得到了E（I、P2）的市場均衡結果。假設不同交易電量規(guī)模下的變動成本或邊際成本相同，為MC；兩部制定價中固定成本通過容量電價回收，變動成本通過電量電價回收。采用兩部制定價時可得到H（J、P1)的市場均衡結果。比較兩種電價形式的成本補償功能和社會福利變化，單一電量電價或平均成本定價與兩部制電價的固定成本補償相同（假設圖中矩形P1P2EG面積與矩形P1BFH面積相等），則變動成本補償與產量有關，分別是MC×OI和MC×OJ，不同電價形式下的變動成本全部得到了補償。這意味著兩種電價形式下輸電專項工程成本得到了全額補償，生產者剩余為零；但是，兩種電價形式下，對于消費者（使用專項工程輸電的市場交易雙方）剩余卻有差異，即：單一電量電價下的消費者剩余為面積AP2E，兩部制定價下的消費者剩余為面積AP1H減去固定費用總額即面積P1BFH或面積P1P2EG。兩者對比，兩部制電價的消費者剩余比單一電量電價的消費者剩余增加了面積EGH。因此，在輸電專項工程的生產者剩余為零（只補償成本）的前提下，兩部制定價與單一電量或平均成本定價相比，增加了市場交易雙方的福利，因而是更有效率的定價。
兩部制定價的市場功能
從圖1中可以直觀地看到，相比單一電量電價，兩部制電價改善市場交易雙方福利的主要途徑是增加了交易電量規(guī)模。單一電量電價下的交易電量只有OI，而兩部制電價下的交易電量卻為OJ，后者明顯大于前者，說明兩部制電價促進了電力交易，有顯著的市場功能。兩部制輸電價格促進電力交易的機理，具體體現在沉沒成本排除決策機制和容量成本分攤機制兩個方面。根據管理會計學原理，容量電費作為沉沒成本后不在交易決策中考慮，市場交易雙方只按變動成本或邊際成本做交易決策，由于邊際成本明顯低于平均成本，交易電價大幅度降低，從而導致交易規(guī)模增加。容量成本分攤機制指在固定的容量電費情況下，市場主體交易電量越大，單位電量電價越低，市場主體有內在的激勵機制擴大電力交易規(guī)模。
進一步分析，假設單位電量產值或經濟增加值不變，電力交易規(guī)模的增加間接地等同于產值或經濟增加值的提高。這樣，相比于單一電量輸電價格，兩部制輸電價格在不改變輸電專項工程生產者福利（成本補償相同）或平均電價水平的前提下，由于擴大了電力交易規(guī)模，從而可以提高市場交易雙方的產值或經濟增加值。長期以來，我國電價政策主要關注電價水平，卻相對忽視電價形式或結構。上面的理論分析揭示，僅僅改變電價形式或結構，也可以產生經濟效益。
成本結構是電價形式選擇的根本依據
不同電價形式選擇的依據是什么？目前電價政策主要從輸電專項工程的功能進行解釋，如送電工程采用單一電量電價，而聯網工程則采用容量電價。事實上，電價形式與功能無關，成本結構才是電價形式選擇的根本依據。
從圖1中可以直觀地看出，兩部制電價相比于單一電量電價在資源優(yōu)化配置效果上的不同，僅僅與企業(yè)成本結構有關，固定成本越大，單一電量電價的市場均衡結果E點越靠近縱軸；變動成本越小，兩部制電價的市場均衡結果H點越往右偏移。對兩種變化趨勢綜合分析，說明成本結構中固定成本占比越大或變動成本占比越小，在滿足相同的成本補償功能的前提下，兩部制電價相比單一電量或平均成本定價所增加的消費者剩余越大或資源優(yōu)化配置效益越大。因此，固定成本占比越大，就越應該選擇兩部制定價。
經濟理論也從其他方面說明價格形式的形成原因，比如從資產專用性角度說明成本補償機理和資源優(yōu)化配置效果。如果資產具有高度專用化，資產流動困難，退出成本很高，生產經營周期長，這種情況下固定成本完全變成沉沒成本，投資者在單一電量價格形式下面臨實際產量變化引起的收入風險。從吸引投資和保證供給的角度，兩部制定價比單一電量電價能提供更充分的成本補償機制，降低投資者收入風險，是更適合的價格形式選擇。
單一電量電價和兩部制電價的投資約束機制比較
對固定成本占比大的商品或服務定價，兩部制電價較之單一電量定價雖然成本補償的出發(fā)點相同，但是，前者卻降低了生產者收入或收益的不確定風險，因此，也會給生產者帶來福利改善。在極端情況下，由于兩部制電價制度下生產者風險很低，會產生投資過剩的逆向選擇問題。比較單一電量電價和兩部制電價給企業(yè)帶來的不確定風險，可以看出兩部制電價的風險幾乎為零，而單一電量電價的風險卻較高，因此，單一電量電價相比兩部制電價具有更好的內在的投資約束機制。這可能是我國電價政策更多采用單一電量電價的深層次原因。不過，由于不確定性產生的責任界定困難和信息不對稱等原因，事實上政府定價中很難運用這種投資約束機制，比如我國輸配電價定價辦法中設計了校核或平滑機制，幫助投資者規(guī)避單一電量電價制度下電量變化產生的財務風險，同時也限制投資者可能獲得的超額收益。因此，表面上單一電量電價比兩部制電價有更好的投資約束機制，實際上，目前我國兩種電價形式的投資約束機制基本相同。
國外輸電價格促進電力交易的經驗借鑒
與我國輸配電價改革與電力市場改革分別進行不同，國外輸配電價改革在實現電網開放、促進電力交易和市場化定價三個方面真正融入了電力市場改革。
輸電價格實現電網開放
我國把單獨制定輸配電價與輸配電網開放分隔開來，比如我國制定了跨省跨區(qū)輸電專項工程單一電量電價輸電價格，但是，相應的輸電工程并沒有完全對發(fā)電企業(yè)和大用戶開放，甚至也沒有逐步開放的時間表。國外認為既然已經制定了獨立的輸配電價，相應的輸配電網就要對全部市場主體開放，否則輸配電價就失去了意義。美國電力市場改革經歷了“放開發(fā)電側→制定跨州輸電價格→電網開放→獨立于電網和市場主體的地區(qū)調度交易機構或獨立操作系統(tǒng)按市場規(guī)則統(tǒng)一運行電網→獨立的跨地區(qū)區(qū)域輸電組織按市場規(guī)則統(tǒng)一運行電網”的市場化改革過程。在這個過程中，基于輸電價格的電網開放起了重要作用。1996年，美國聯邦管制委員會出臺888號法令和889號法令，主要解決了以輸電價格為基礎的跨州電力市場中的電網開放問題。888號法令內容豐富，有754頁，其中的第RM95-8-000條款，強調通過公用事業(yè)公司提供無歧視的開放接入輸電服務以促進批發(fā)市場競爭；在第RM94-7-001條款中，規(guī)定對由此給公用事業(yè)公司或輸電公司產生的擱淺成本進行補償。此外，在上面有關開放接入和擱淺成本補償的條款中，還提出了與開放接入配套的開放接入同時信息系統(tǒng)和行為標準規(guī)則及其他配套措施。
單一容量輸電價格促進電力交易
與我國跨省跨區(qū)輸電專項工程全部采用單一電量電價相比，國外類似的輸電工程幾乎全部采用單一容量電價。單一容量電價促進電力交易的道理十分簡單，交易決策中不考慮容量電費后，不同地區(qū)市場主體通過輸電工程交易的交易成本為零，市場交易必然最大化。美國PJM市場輸電服務包括共用網絡輸電服務和點對點輸電服務。共用網絡輸電服務指電力公司為PJM市場內部電力用戶提供的輸電服務，采用單一容量電價形式定價。PJM市場內部22個互聯輸電區(qū)域的共用網絡輸電服務費率各不相同，一般根據輸電區(qū)域各輸電公司的年度傳輸準許收入總和與輸電區(qū)域年最大同時負荷進行計算。點對點輸電服務是電力公司為跨市場交易主體提供的輸電服務，也采用單一制容量電價形式，采用峰荷責任法定價，用戶根據其用電負荷對于整個系統(tǒng)負荷高峰時段的最高用電負荷的貢獻程度支付輸電費用。歐洲跨國輸電服務通過兩種機制回收成本，但都以容量作為依據?？鐕旊姰a生的潮流穿越造成的各國內部的輸電線路網損成本和輸電設施使用成本通過跨國輸電補償機制（Inter TSO Compensation Mechanism，ITC）回收，并以容量電費的方式分攤到市場主體；跨國輸電通道的投資和運行維護成本則根據跨國輸電容量的分配機制以市場化方式進行回收。英國是較早進行電力市場化改革的國家，2007年進入BETTA階段以后建立了新的輸電價格體系，輸電價格由接入價、輸電網使用費和平衡服務費組成，采用單一容量電價形式；為了反映電源與負荷逆向分布的特點，輸電價格由發(fā)電側和用戶側雙方按27：73的比例支付。
輸電價格的市場化
最近，國家發(fā)改委出臺的《電力市場運行基本規(guī)則》對2005年制定的《電力市場運營基本規(guī)則》進行了修訂，其中一個重要變化是刪除了輸電權交易的內容。與我國輸配電價改革與電力市場改革越走越遠相反，國外電力市場改革不僅在發(fā)電側和銷售側引入了市場機制，在自然壟斷的輸電環(huán)節(jié)也引入了市場定價機制。在電力市場改革背景下，輸電價格可以根據會計信息按“準許成本+合理收益”的原則定價，但是，這種定價在不同的輸電通道利用狀態(tài)下并不能反映其真實的市場價值。因此，從市場公平和引導輸電合理投資的多重角度，國外通過輸電權交易對輸電資產進行市場化定價，并與其他市場融合，向市場主體傳遞完整的包括輸電資產時間和空間價值的價格信號。
歐洲統(tǒng)一電力市場建設過程中的跨國輸電通道分配與市場化定價機制特別值得借鑒。1993年歐洲提出建立統(tǒng)一電力市場改革目標后，先后經歷了國家電力市場、區(qū)域電力市場以及跨國電力市場三個發(fā)展階段。在國家電力市場階段，歐洲跨國輸電容量分配采取“先到先得”原則，輸電系統(tǒng)運營商根據郵票法核定的容量價格，按照市場申報時序出清輸電容量。在區(qū)域電力市場發(fā)展階段，隨著跨國輸電容量在負荷高峰時段的稀缺性增加，“先到先得”分配方式無法正常反映輸電資源的市場價值。2001年歐洲各國輸電系統(tǒng)運營商引入“顯式拍賣”機制，以市場機制回收跨國輸電通道的投資和運行維護成本。在跨國電力市場發(fā)展階段，針對可再生能源發(fā)電的隨機性、間歇性和波動性引起的跨國輸電通道的送電潮流頻繁變化及“顯式拍賣”機制運行效率降低等問題，許多歐洲國家采用基于跨國輸電通道容量與跨國能量聯合優(yōu)化出清的“隱式拍賣”機制來分配輸電通道，同時通過輸電阻塞盈余回收跨國輸電通道的投資與運維成本，輸電價格與電力市場高度融為一體。
跨省跨區(qū)輸電專項工程采用單一容量電價的改革建議及模擬測算
消除對兩部制（單一容量）電價的誤解
與國外強調促進電力市場的輸配電價機制設計不同，目前我國輸配電價整體上還停留在政府管制定價階段，輸配電價采用“準許成本+合理收益”原則，較少考慮如何適應電力市場需要，比如反映時間和空間信號及用戶用電特性等，甚至還對兩部制電價有嚴重的誤解。
用戶較少用電卻要支付相對較高的固定容量電費，是否定兩部制的主要理由。事實上，這個問題可以從兩個角度解釋和解決，一是從公平角度看，用戶少用電卻要支付較高的固定容量電費從用戶角度看是不公平的，但是，從電網企業(yè)的角度看卻沒有不公平。雖然用戶少用甚至不用電，但是電網企業(yè)提供的供電生產能力或供電成本是客觀存在的，電網企業(yè)并不能因為用戶少用或不用電而把為用戶提供的供電生產能力改作他用。因此，不管用戶怎么用電，用戶承擔供電生產能力的成本對雙方是公平的。好比我們購房不住卻依然要承擔成本如還房貸一樣。二是從效率角度來看，用戶少用電表明實際使用的供電生產能力較小，應該根據用戶實際用電成本確定電價。2016年，國家發(fā)改委發(fā)布的《關于完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式的通知》（發(fā)改辦價格〔2016〕1583號）中提出將“基本電價計費方式變更周期從現行按年調整為按季變更”，通過縮短容量電費計價周期減少用戶容量電費。其實，這種辦法對電網企業(yè)不公平，也不合理。因為電網企業(yè)供電能力不可能按季度調整，至少要按用戶年最大用電負荷提供供電能力；而且三個月的計價周期也沒有科學依據。事實上，用戶用電少表現為用戶負荷率低，基于用戶負荷率（同時率）的定價方法可以有效地解決這個問題，低負荷率用戶執(zhí)行低容量電價和高電量電價，才是既公平又有效率的定價方案。
目前跨省跨區(qū)輸電專項工程單一電量電價政策分析
國家發(fā)改委發(fā)布的《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2021〕1455號，以下簡稱1455號文）規(guī)定輸電價格采用經營期定價法按單一電量電價形式核定，即以彌補成本、獲取合理收益為原則，按照資本金內部收益率對工程經營期內年度凈現金流進行折現，在整個經營期現金流收支平衡基礎上核定輸電價格。文件第二十條提出“建立定期校核機制”，規(guī)定“每5年期滿后，對跨省跨區(qū)專項工程開展新一輪成本監(jiān)審，并對專項工程的實際功能效果、輸電價格執(zhí)行情況、主要運營參數、分享機制執(zhí)行情況等進行評估。專項工程功能發(fā)生根本性變化、實際利用小時超出設計利用小時40%以上、實際成本或收入與核價時存在嚴重偏差的，對輸電價格進行調整。”
目前，我國跨省跨區(qū)輸電專項工程輸電價格采用單一電量電價形式，不能形成兩部制甚至單一容量電價促進電力交易的效果。同時，由于存在定期校核機制，單一電量電價對專項輸電工程功能發(fā)揮程度的內在約束機制實際上也不存在。雖然文件規(guī)定只對實際參數與核價參數有較大偏差的情況進行價格調整，但是，較小偏差產生的實際收入在不同項目和同一項目的不同時間有正有負，相互沖抵后實際收入與準許收入的差異不會太大。因此，目前我國跨省跨區(qū)輸電專項工程價格機制既不利于促進交易或輸電功能，也不利于規(guī)避投資風險。難以實現“進一步提升跨省跨區(qū)專項工程輸電價格核定的科學性、合理性，支持新能源跨省跨區(qū)消納，更好服務區(qū)域電力市場交易，促進電力資源在更大范圍內優(yōu)化配置”的定價目標。
由單一電量電價改為單一容量電價的原因及具體做法
跨省跨區(qū)專項工程是指以送電功能為主，送受端相對明確且潮流方向相對固定的輸電工程。跨省跨區(qū)輸電專項工程項目的成本結構除輸電損耗外幾乎全部為固定成本，與輸送電量無關。另外，跨省跨區(qū)專項輸電工程的資產高度專用化，一旦形成不能流動和改作其他用途。從這兩個角度分析，跨省跨區(qū)輸電專項工程特別適合采用單一容量電價。如果考慮全國統(tǒng)一電力市場體系建設的需要，把目前的單一電量電價改為單一容量電價后，對于送受電雙方特別是受電方而言，容量電費是沉沒成本，不應在交易決策中考慮，相當于受電省落地價減少了原來的單一電量電價，交易成本大幅度降低，必然促進送受雙方對跨省跨區(qū)輸電工程的最大限度利用，從而促進跨省跨區(qū)電力交易和全國統(tǒng)一電力市場體系建設。
跨省跨區(qū)輸電專項工程輸電價格由單一電量電價改為單一容量電價操作十分簡單，把目前按經營期法計算的專項工程年均折現現金流出作為年容量電費，按現有的輸電價格結算規(guī)則如由受電省承擔，將年容量電費除12個月，每月納入受電省電力市場系統(tǒng)運行費，由受電省全體工商業(yè)用戶分攤。
模擬測算
假設某輸電專項工程采用單一電量電價。經營期內每年折現現金流出12億元，輸電量年均200億千瓦時，單一電量價格為0.06元/千瓦時（12÷200）。根據定價辦法中的校核機制，如果定價周期內年實際輸電量只有100億千瓦時，項目實際輸電收入為6億元（100×0.06），項目實際收入遠低于準許收入，下個定價周期國家啟動校核機制，相應輸電量的輸電價格會提高到0.12元/千瓦時，保證項目實際收入達到準許收入12億元（100×0.12）。相反，如果實際輸電量300億千瓦時，則項目實際收入為18億元（300×0.06）；下個定價周期國家啟動校核機制，相應輸電量的輸電價格會降低到0.04元/千瓦時，保證項目實際收入為準許收入12億元（300×0.04）。因此，考慮校核機制后，采用單一電量電價的實際電量價格是變化的，而且變化的方向不利于促進電力交易，即實際交易量大于核價電量或利用小時后會降低電量電價，而實際交易量小于核價電量或利用小時后卻會提高電量電價。
如果采用單一容量電價，把項目經營期內每年的折現平均現金流出作為容量電費，除以12個月形成單一容量電價，每月以系統(tǒng)運行費的形式分攤到原單一電量電價承擔省的工商業(yè)用電交易價格中。這樣就形成了與1455號文的單一電量電價政策邊界相同的單一容量電價。假設以上算例中的單一電量電價全部由受電省承擔，則該項目每年12億元的容量電費（或每月1億元的容量電價）直接通過受端省電力市場系統(tǒng)運行費回收。根據管理會計原理，由于容量電費與電量無關，可作為沉沒成本；沉沒成本不影響經營決策，即不在交易價格中考慮。這樣，采用單一電量價，落地省電價=交易電價（0.20）+送出省輸配電價（0.03）+專項工程輸電價格（0.06）+受端省輸配電價（0.14）=0.43元/千瓦時；而采用單一容量電價，落地省電價=交易電價（0.20）+送出省輸配電價（0.03）+受端省輸配電價（0.14）=0.37元/千瓦時。采用不同的電價制度，項目年收入相同，同為12億元，但落地省價格卻降低了0.06元/千瓦時。落地省價格降低會促進跨省跨區(qū)專項輸電工程的充分利用，比如輸送電量從200億千瓦時增加到300億千瓦時，由此產生的資源優(yōu)化配置結果是，在項目實際收入不變的前提下，多送出了電量100億千瓦時，受電方不僅多獲得了電能，更重要的是降低了購入電能的單位電量成本，由原來的0.06元/千瓦時（12÷200）降低到0.04元/千瓦時（12÷300）。單一容量電價相比單一電量電價，不僅促進了電力交易，而且降低了單位電量成本。
