電價體系是對電價組成及其結(jié)構(gòu)的總體描述。隨著電價改革的不斷深入，我國的電價體系已經(jīng)逐漸由傳統(tǒng)的基于“統(tǒng)購統(tǒng)銷”的上網(wǎng)電價和銷售電價模式，向由市場形成的上網(wǎng)（用電）側(cè)交易電價和輸配電價模式轉(zhuǎn)變，電價體系構(gòu)建正處于一個關(guān)鍵的過渡階段。
1、傳統(tǒng)電價體系概述
在電改“9號文”對電價改革提出新的目標之前，電價主要有上網(wǎng)電價和銷售電價兩大類，少數(shù)大用戶直購電試點存在輸配電價。現(xiàn)將廣東省的上網(wǎng)電價和銷售電價情況介紹如下：
1、上網(wǎng)電價
按照電源類型的不同，廣東上網(wǎng)電價的管理范圍主要分為煤電、氣電、水電、核電、可再生能源發(fā)電、外來電等，以在廣東電源結(jié)構(gòu)中裝機占比接近90%的煤電、氣電、核電、水電為例進行分析說明。
（1）燃煤機組
2004年6月以前燃煤機組的上網(wǎng)電價實行一廠一價，價格各不相同；2004年6月以后，國家發(fā)改委對燃煤機組以省為單位實行標桿上網(wǎng)電價政策，目前廣東燃煤機組的標桿電價（裸價）為每千瓦時0.426元。環(huán)保電價則包含四類，分別是：脫硫電價1.5分/kWh、脫硝電價1分/kWh、除塵電價0.2分/kWh，對于超低排放電價標準，2016年1月1日以前已經(jīng)并網(wǎng)運行的現(xiàn)役機組，其統(tǒng)購上網(wǎng)電量加價1分/kWh，對2016年1月1日以后并網(wǎng)運行的新建機組，加價0.5分/kWh。
比較特別地，廣東境內(nèi)的水煤漿及循環(huán)流化床機組上網(wǎng)電價通常高于普通機組。水煤漿機組對煤種要求偏高，制漿過程中需要加入價格昂貴的添加劑，循環(huán)流化床機組鍋爐可以燃燒發(fā)熱量低、揮發(fā)份低的煤種，氮化物生成較少，其生產(chǎn)成本均高于普通燃煤機組，因此上網(wǎng)電價也高于普通燃煤機組。
（2）燃氣機組
廣東省內(nèi)燃氣電廠執(zhí)行單一制上網(wǎng)電價。為落實政府工作報告中提出的“一般工商業(yè)電價降低10%”的目標。2018年9月，廣東省發(fā)改委公布了《關(guān)于降低天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價有關(guān)事項的通知》，要求“燃氣機組上網(wǎng)電價高于0.665元/千瓦時的將統(tǒng)一下調(diào)至0.665元/千瓦時。新投產(chǎn)燃氣機組上網(wǎng)電價統(tǒng)一調(diào)整為0.665元/千瓦時，調(diào)試運行期的上網(wǎng)電價為商業(yè)運行期上網(wǎng)電價的80%，即0.532元/千瓦時”。
不同于廣東燃氣機組的單一電度上網(wǎng)電價，浙江燃氣機組施行的為兩部制上網(wǎng)電價，其中容量電價為360-680元/kW·年，電量電價為0.73-0.79元/kWh。浙江在設(shè)計電價機制中考慮采用了容量電價對高價機組固定成本進行補償，與浙江燃氣機組的利用小時數(shù)較低有一定關(guān)系。
（3）核電機組
2013年，國家發(fā)改委對核電上網(wǎng)電價機制進行了完善，明確核電上網(wǎng)電價不高于所在省燃煤標桿上網(wǎng)電價，同時對承擔技術(shù)引進、自主創(chuàng)新、重大專項設(shè)備國產(chǎn)化任務(wù)的首臺或首批核電機組或示范工程，上網(wǎng)電價可適當提高。
廣東現(xiàn)役的核電站有大亞灣核電站、嶺澳核電站一期項目、嶺澳核電站二期項目、陽江核電及襟島核電廠，綜合投產(chǎn)年份和堆型不同，核電機組上網(wǎng)電價也不同，詳見表1。
表1 廣東境內(nèi)核電機組上網(wǎng)電價
（4）水電
我國曾經(jīng)實行過水電標桿電價政策，但是由于不同水電站開發(fā)成本差異較大，統(tǒng)一水電標桿電價政策難以滿足水電彌補實際成本需求，因此，各地水電標桿電價政策后來逐步取消。目前，廣東5萬千瓦以下的水電站根據(jù)省人大和省政府的規(guī)定，執(zhí)行上網(wǎng)電價最低保護價政策，5萬千瓦以上的水電站則由省發(fā)改委單獨定價。
水電上網(wǎng)電價存在峰谷分時電價及豐枯電價。峰谷分時電價主要為刺激發(fā)電企業(yè)采取措施緩解緊張、挖掘低谷市場，而豐枯電價則是為了應(yīng)對豐水期大量棄水、枯水期嚴重缺電的情況，廣東、四川等省份存在豐枯電價和峰谷分時電價。例如，廣東清遠地區(qū)上網(wǎng)的小水電執(zhí)行豐、枯水期的峰谷電價，豐水期指4至9月，其余為枯水期，峰期指每天8至23時，其余為谷期。水電上網(wǎng)電價在豐水期和枯水期存在一定的上下浮動。
2、銷售電價
銷售電價是電網(wǎng)公司對終端用戶銷售電能的價格，由上網(wǎng)電價、網(wǎng)損、輸配電價（不含網(wǎng)損）、政府基金及附加疊加而成。一般來說，居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電，實行單一制電度電機。兩部制電價由電度電價和基本電價兩部分構(gòu)成。工商業(yè)及其他用戶中受電變壓器容量在100千伏安或用電設(shè)備裝接容量100千瓦及以上的用戶，實行兩部制電價。受電變壓器容量或用電設(shè)備裝接容量小于100千伏安的實行單一電度電價，條件具備的也可實行兩部制電價。
廣東的兩部制銷售電價體系中，電度電價通常實施峰谷分時電價，將一天24小時分成高峰時段、平時段、低谷時段，執(zhí)行不同價格。
圖1 廣東珠三角大工業(yè)用電分時電價時段劃分
這樣的價格機制能夠利用價格手段一定程度影響用電行為，緩和電力供應(yīng)緊張。例如水泥行業(yè)，其用戶用電負荷大，生產(chǎn)性質(zhì)一般為三班制連續(xù)作業(yè)，且不受時段、季節(jié)、氣候影響。水泥行業(yè)充分利用了峰平谷分時電價，峰谷倒置明顯，夜間負荷較高且持續(xù)穩(wěn)定。
圖2 水泥行業(yè)負荷特性
根據(jù)廣東省物價局《關(guān)于我省居民生活用電試行階梯電價有關(guān)問題的通知》(［粵價2012］135號)相關(guān)規(guī)定：居民用戶在實行居民階梯電價的同時，可自主選擇是否執(zhí)行峰谷電價政策。居民峰谷分時電價政策的平段電價以各地現(xiàn)行居民電價水平為基礎(chǔ)，峰段、平段、谷段的電價比價（不含政府性基金及附加）為1.65:1:0.5。
2、現(xiàn)貨市場環(huán)境下的電價重構(gòu)
按照電改“9號文”確立的“管住中間，放開兩頭”的改革架構(gòu)，電價體系隨之發(fā)生改變。在傳統(tǒng)電價體系下，政府部門核定上網(wǎng)電價和銷售電價，電網(wǎng)公司賺取二者差價。此輪改革的目標則是由政府核定輸配電價，電能量價格由市場競爭形成，最終電力消費者支付的電價由電能量價格、輸配電價（含網(wǎng)損）、政府基金及附加疊加而成。
1、電能量價格
按時間尺度劃分，電力市場可以劃分為中長期市場和現(xiàn)貨市場。中長期價格主要通過協(xié)商、競價和掛牌等方式形成。此處主要介紹現(xiàn)貨市場電能量價格的形成。
計劃調(diào)度模式下，機組發(fā)多少電，是由調(diào)度依據(jù)政府下達的發(fā)電計劃決定的，機組的上網(wǎng)電價也是由政府制定的。電力市場完全改變了這種決策方式，機組能否開機、發(fā)多少電以及上網(wǎng)電價，都是由發(fā)電商在現(xiàn)貨市場上自行申報，按照現(xiàn)貨市場交易規(guī)則集中競爭決定的，充分體現(xiàn)發(fā)電商的生產(chǎn)意愿。
現(xiàn)貨市場集中競爭簡化模型如下：
（1）發(fā)電商針對某交易時段，以機組為單位提供發(fā)電報價，標明發(fā)電出力與對應(yīng)的價格。所有機組的報價按照從低到高的順序排列，得到一條價格與累計發(fā)電出力關(guān)系的函數(shù)曲線，稱作發(fā)電量價曲線。
（2）按照機組報價由低到高的順序依次成交，直至累計的發(fā)電出力恰好等于該時段全系統(tǒng)的預(yù)測負荷，形成初步的發(fā)電計劃，這個過程稱作機組組合決策。
（3）調(diào)用電網(wǎng)安全分析程序，對機組組合進行安全校核。如果未通過安全校核，則以總發(fā)電成本最低為原則，將有關(guān)發(fā)電出力從量價曲線中扣除，形成新的發(fā)電量價曲線。
（4）重復(fù)第（2）、（3）步，也就是機組組合與安全校核相互迭代、反復(fù)求解，直到機組組合方案通過安全校核，則該組合方案中最后被調(diào)用的機組稱為邊際機組，其發(fā)電報價就是市場邊際價格，也就是電能的現(xiàn)貨價格。
如果對全天96個時段（每15分鐘一個時段）都按照上述規(guī)則進行交易出清，就完成了全天的市場出清。也就是通過日前現(xiàn)貨交易，制定次日的發(fā)電運行計劃，實現(xiàn)了較為精準的電力電量平衡和電網(wǎng)安全管理，同時發(fā)現(xiàn)了不同時刻的電力價格。
圖3 現(xiàn)貨市場出清價格形成示意簡圖
事實上，成熟的電力市場，電能量市場和輔助服務(wù)市場是聯(lián)合優(yōu)化、同時出清的，從而實現(xiàn)電能與輔助服務(wù)供應(yīng)總成本的最小化。發(fā)電商除了要申報能量價格/數(shù)量外，還要申報機組成本特性（啟停成本、空載成本等）以及一些技術(shù)參數(shù)（爬坡速率、最低出力、最大出力等）。此時，現(xiàn)貨市場出清就不能只將報價進行簡單累加形成量價曲線，而需要通過復(fù)雜的優(yōu)化算法（國際成熟市場通常采用混合整數(shù)優(yōu)化算法）尋找最優(yōu)解，以實現(xiàn)在滿足電網(wǎng)安全約束的條件下總運行成本最小，解決好哪些機組開機組合、機組出力分配、電力電量平衡、調(diào)頻、備用等系統(tǒng)運行和資源優(yōu)化配置問題。
現(xiàn)貨市場出清過程，其本質(zhì)是一個多要素、單目標的系統(tǒng)優(yōu)化求解過程。優(yōu)化要素非常多，總體可分為兩大類，一類是影響電網(wǎng)安全性的，包括：電網(wǎng)安全約束（電網(wǎng)靜態(tài)穩(wěn)定、暫態(tài)穩(wěn)定、動態(tài)穩(wěn)定、熱穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定問題）、電力電量平衡；另一類是影響市場經(jīng)濟性的，主要是機組運行特性（爬坡速率、最大最小出力、啟停時間）、運行成本報價（能量報價、調(diào)頻、調(diào)壓、備用報價、啟停報價）等。優(yōu)化目標，就是在滿足電網(wǎng)安全和電力供應(yīng)的前提下，實現(xiàn)系統(tǒng)總運行成本最低。
截至目前，南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場（以下簡稱“廣東現(xiàn)貨市場”）已開展三次試結(jié)算。以廣東電力交易中公布的廣東現(xiàn)貨市場10月22日日前交易實際數(shù)據(jù)為例，批發(fā)市場上出清的發(fā)電側(cè)平均價格在時間維度上與統(tǒng)調(diào)負荷曲線趨勢接近，供需關(guān)系影響總體價格走勢；在空間維度上則體現(xiàn)出阻塞斷面對局部節(jié)點電價的影響，體現(xiàn)了節(jié)點電價的空間價值。但試結(jié)算由于多種原因疊加，造成價格始終不高。
圖4 節(jié)點電價時間特性示意簡圖
圖5 節(jié)點電價空間特性示意簡圖
2、輸配電價
輸配電價環(huán)節(jié)由政府定價。輸配電價制定以電網(wǎng)企業(yè)投資形成的資產(chǎn)為基礎(chǔ)，按照“準許成本加合理收益”的原則確定準許收入和輸配電價，電網(wǎng)企業(yè)按照政府核定的價格收取過網(wǎng)費。
輸配電價制定的首要原則是能夠彌補輸配電投資成本和運維成本，以維持對電網(wǎng)的合理投資和電網(wǎng)企業(yè)正常生產(chǎn)運營。同時，輸配電價在彌補合理成本之外，還需要有合理收益，滿足電網(wǎng)企業(yè)服務(wù)經(jīng)濟社會發(fā)展需要。
為推動落后地區(qū)的經(jīng)濟技術(shù)發(fā)展，解決農(nóng)村用戶的基本用電問題，實現(xiàn)電力普遍服務(wù)的職能，廣東省內(nèi)采取了發(fā)達地區(qū)對欠發(fā)達地區(qū)、城市地區(qū)對農(nóng)村地區(qū)進行輸配電價交叉補貼的做法。珠三角5市、江門市、惠州市和深圳市為廣東省較為發(fā)達的地區(qū)，東西兩翼地區(qū)和粵北山區(qū)為欠發(fā)達地區(qū)。如表2所示，發(fā)達地區(qū)各電壓等級大工業(yè)用戶的輸配電價和一般工商業(yè)用戶的輸配電價均高于欠發(fā)達地區(qū)。
不僅如此，廣東省東西兩翼地區(qū)220kV的大工業(yè)用戶的電量電價為-0.06分/kWh；粵北山區(qū)10kV、35kV、110kV 和220kV大工業(yè)用戶的電量輸配電價分別為-0.16分/kWh、-2.66分/kWh、-2.66分/kWh和-5.16分/kWh。但這并不意味著電網(wǎng)企業(yè)需要向大工業(yè)用戶支付電價，這部分電價實際來源于廣東省發(fā)達地區(qū)的大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶，即廣東省珠三角對粵北山區(qū)和東西兩翼地區(qū)進行輸配電價交叉補貼。
表2 廣東省電網(wǎng)各價區(qū)輸配電價表（不含深圳市）
3、思考：過渡階段的電價疏導(dǎo)挑戰(zhàn)
廣東省內(nèi)存在多類不同成本的發(fā)電機組，現(xiàn)貨市場環(huán)境下，不同機組按照絕對能量價格同平臺競爭發(fā)電，發(fā)電成本高的機組（以燃氣機組為主）由于缺乏價格優(yōu)勢，難以在市場中獲利，從而影響其正常生產(chǎn)經(jīng)營，可能進一步影響高峰時段的電力供應(yīng)。因此，廣東選擇對高成本機組進行一定的補貼，保證其在現(xiàn)貨市場中有適當?shù)母偁幜Α?
在規(guī)則上對高成本機組做出專門設(shè)計與廣東的實際情況有關(guān)。目前燃氣機組占廣東省內(nèi)裝機約20%，已經(jīng)不僅是調(diào)峰電源，而是主力發(fā)電機組。這些成本較高的發(fā)電機組對于滿足系統(tǒng)安全和經(jīng)濟社會發(fā)展的需要是必不可少的，主要的原因包括：高峰電力供應(yīng)、調(diào)峰調(diào)頻、網(wǎng)絡(luò)頂峰等安全要求；省內(nèi)欠發(fā)達地區(qū)、革命老區(qū)經(jīng)濟發(fā)展的需要；帶動上游天然氣產(chǎn)業(yè)，發(fā)展氣電等清潔能源的需要。
在2019年10月份南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場的按周試結(jié)算中，燃氣機組、資源綜合利用機組、水煤漿機組、自建專線上網(wǎng)機組等被列入高成本機組補貼范圍，根據(jù)高成本機組現(xiàn)行核定上網(wǎng)電價與燃煤機組標桿電價之差，制定各類型高成本機組的度電補貼標準。
補貼機制緩解了高成本機組的經(jīng)營壓力，也引出了高成本機組的電價疏導(dǎo)問題。按照廣東現(xiàn)貨市場建設(shè)的本來設(shè)計，對于燃氣機組的補貼為結(jié)算后補貼，由市場用戶按用電量分攤。但在2019年10月的結(jié)算試運行中，這部分成本沒有加諸用戶，而是由電網(wǎng)公司承擔，以便于試運行的推進。
這反映了一種兩難的局面。按照市場機制，發(fā)電成本應(yīng)該體現(xiàn)在終端銷售電價中有所體現(xiàn)，但若高價機組成本完全疏導(dǎo)至用戶側(cè)，可能導(dǎo)致用戶側(cè)價格上漲。若電網(wǎng)負擔高價機組（例如燃氣機組）高出煤機標桿電價部分，那么輸配電價核定準許收入又無法正常收回。根據(jù)廣東能源發(fā)展規(guī)劃，未來燃氣機組投產(chǎn)規(guī)模將逐年增加，到2020年底燃氣機組裝機將會達到3000萬千瓦，到2023年預(yù)計將達到4327萬千瓦。隨著燃氣機組裝機容量逐年提高且進入市場競爭，這一問題將越發(fā)突出。
除了高價機組存在疏導(dǎo)問題，市場與非市場并行也帶來疏導(dǎo)問題。
按照國家有關(guān)部門要求，南方（以廣東起步）現(xiàn)貨市場需在2020年1月1日前具備現(xiàn)貨試結(jié)算條件。在市場用戶和非市場用戶同時存在情況下，如現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算運行，市場采用絕對價格模式，電網(wǎng)公司的準許收入回收主要來自于兩部分：一部分是來自進入電力市場的用戶，電網(wǎng)公司按照國家核定的輸配電價向市場用戶收取過網(wǎng)費；另一部分是來自沒有進入市場的用戶，電網(wǎng)企業(yè)仍向其收取銷售目錄電價，按照批復(fù)上網(wǎng)電價支付購電費，即對于沒有進入市場的用戶按照購銷價差回收準許收入。
若市場外用戶為低價用戶（如居民、農(nóng)業(yè)等）、而市場外購電機組為高價機組，則就產(chǎn)生了高買低賣，相當于在市場外電網(wǎng)企業(yè)收不到應(yīng)收的準許收入，而市場內(nèi)又是按照輸配電價收取收入，這樣會導(dǎo)致政府給電網(wǎng)企業(yè)核定的準許收入無法回收。
根據(jù)國家發(fā)展改革委2019年印發(fā)的《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見》，實施“基準價+上下浮動”價格機制的省份，2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。當前廣東的情況是，上網(wǎng)側(cè)高價的燃氣機組不斷增加，而銷售電價按照政府要求又只降不升，按照現(xiàn)行的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式，電網(wǎng)企業(yè)輸配電價勢必會受到擠壓。
擠壓會帶來的結(jié)果之一可能是交叉補貼難以維持。為更好扶持粵東西北發(fā)展和產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移的戰(zhàn)略部署，廣東省在銷售電價設(shè)置上，將全省電價分為六個價區(qū)（珠三角5市、深圳市、惠州市、江門、東西兩翼地區(qū)、粵北山區(qū)），價區(qū)間目錄電價差距大，存在珠三角地區(qū)用戶補貼粵東西北地區(qū)用戶的情況。除此之外，省內(nèi)還存在高電壓等級用戶補貼低電壓等級用戶，工商業(yè)用戶補貼居民農(nóng)業(yè)用戶等。市場化不斷擴大后，電網(wǎng)公司收取的交叉補貼將減少，原有的交叉補貼格局必然受到?jīng)_擊。
根據(jù)廣東省發(fā)改委、南方能監(jiān)局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于做好2020年廣東電力市場中長期交易合同簽訂工作的通知》，要求廣東2020年電力市場中長期交易按“價差合同+曲線”的模式組織。筆者認為，該方式確屬綜合各種復(fù)雜因素之后、在現(xiàn)貨市場建設(shè)過渡時期的不易之舉，按照價差模式組織交易，廣東后續(xù)市場化高價機組不斷進入，乃至全量進入后，銷售電價面臨疏導(dǎo)困難的問題將非常棘手。
（董超、董鍇供職于廣東電網(wǎng)公司電力調(diào)度控制中心，劉琳供職于廣東電網(wǎng)公司計劃與財務(wù)部。本文僅代表個人觀點，不代表所在單位，亦不代表本刊立場。）
