電力市場條件下的峰谷電價政策研究

文/羅邁（長沙理工大學經濟與管理學院）

一、文獻綜述

國內外許多學者從不同的角度對制定峰谷電價進行了許多研究；有一部分從供電成本的角度出發，一方面從邊際成本的視角入手，長期邊際成本定價法理論上能夠獲得最大的經濟效率，但該方法在容量成本分攤方面存在不足，分攤結果只與單一時刻用戶用電負荷的大小有關，不能合理地反映出用戶用電負荷變化對系統容量成本影響的差異。短期邊際成本法注重在較短的時間范圍內的經濟成本變化，將一天之內由用電負荷變化所導致的發電成本變化，按不同的用戶進行差別定價，Schweppe(1988)提出了基于短期邊際成本的實時定價模型，該模型考慮了收支平衡約束，雖然損失了部分經濟效率，但使實時定價理論的可行性增強，該模型要求掌握詳細的電力系統數據，這些數據一般難以獲得。另一方面運用平均成本法進行定價，用會計成本法計算不同時段的供電成本，會計成本法是一種傳統的定價方法，其主要思路是根據電力企業財務會計記錄所記載的成本信息進行歸類，并把成本按不同方法分攤到各類用戶中的定價方法。此方法主要考慮企業的財務平衡，根據當前的各項開支和成本水平進行定價，運用如施泰勒（1957）運用傳統的福利經濟學分析方法分析了峰谷兩時段的情況，結合拉姆齊定價法給出了定價方案，即在谷段只收取運營成本，而在峰段同時收取運營成本和生產能力成本，但該法則建立在諸多的假設基礎上，難以實際運用。溫德斯（1975）考慮了多種發電設備用于供電時的情況，拓展了施泰勒的研究結果；張維（2004）運用會計成本法分攤容量成本到不同時段以確定發電側峰谷價比與豐枯價比，譚忠富（2007）指出發電側峰谷分時電價可以顯著減少發供電成本，使社會資源達到最優化；黃弦超、張粒子（2013）在總結現行發電側分時電價存在的問題基礎上，提出了分時電價浮動比例模型，該模型以動態調整方案替代靜態方案，有利于分時電價的長期執行；賈曦、夏清（2013）從發電側入手，提出了基于有效發電容量成本的分時段發電成本分攤模型，該模型能夠較好地反映不同時段的容量價值，但沒有詳細考慮加入變動成本時的模型計算結果；徐永豐（2015）提出了考慮負荷率的峰谷分時電價定價模型，該定價模型綜合反映了用戶發、輸、配電環節供電成本及其時變特征,具有較好的經濟效率與公平性。綜上所述，邊際成本法可以實現社會福利最大化，但一般難以執行，因為一方面邊際成本難以核定，在實際工作中往往還要結合財務指標進行修正（葉澤，2020），另一方面，邊際成本法很少考慮到生產能力成本的回收，會導致發電主體虧損。從供電成本的角度出發制定峰谷電價，考慮了供電企業的成本回收，但忽略了用戶側的用電需求，不利于實現社會福利最大化。

另一類考慮用戶的需求價格彈性，以滿足用戶需求為優化目標的分時電價設計，鄭斌（2012）從用電滿意度出發、以用戶滿意度為目標，構建多時段電價優化決策模型。丁偉（2005）用多種方法衡量用戶的用電滿意度，該方法可以在一定程度上評價用戶對當前多時段電價策略的滿意度，該手段可以保證用戶側的用電體驗，同時兼顧電力系統的經濟性，但該方法缺乏對用戶側用電行為的糾偏，無法深入釋放需求響應潛能。隨后，張粒子（2018）又提出了可選擇性的峰谷分時定價模型，通過假設不同用戶的效用函數，以用戶滿意度為主要約束，最終得出了用戶效益最大時的峰谷電價定價策略。王燕濤（2018）等提出了適用于風電消納的峰谷電價模型，并強調要在上網側與銷售側同時聯動實施峰谷電價，才能最大程度促進風電消納。

二、存在的問題

從文獻綜述中可以總結出以往峰谷電價中制定過程中存在的問題：

（一）從經驗角度制定峰谷電價，缺乏客觀依據

過去，我國峰谷分時電價政策制定與調整往往在已經發生的分時段電量統計的基礎上，通過任意調整不同時段電價的價差比例，在總電費支出不變的前提下制定。這種方法簡單易行，但是，卻沒有遵循經濟學定價規律。經濟學最優定價的基本原則是邊際收益或價格等于邊際成本，實際中經常簡化為價格等于平均成本。根據經濟學原理，我們提出測算分時段用電成本的思路，并以此作為不同時段定價水平或不同時段價差的客觀依據。

（二）峰谷價比差距不大，沒有充分發揮其削峰的作用

目前我國峰谷分時電價政策往往分為三個或四個負荷階段，把負荷分為低谷、平段、高峰和尖峰四個時段。由于實際電價政策制定中并沒有測算不同時段的供電成本，因此，難以準確判斷各負荷水平電價政策的合理性。在實際工作中，現行的峰谷電價無法有效的轉移尖峰負荷，這主要是因為過小的價差不能對用戶產生足夠的激勵，無法最大程度將高峰負荷轉向低谷時段，通過進一步擴大峰谷價差，對于部分敏感性較低的用戶會在短期內增加其電費支出。從長期來看，高峰負荷的轉移能夠節約大量的容量成本。

（三）峰谷價格水平存在問題，不利于實現資源最優化配置

由于不合理的價格水平導致用戶產生了不合理的用電需求，尤其是在尖、高峰時段，在這些時間段往往通過新建電源滿足短時間的用電需求，造成容量投資成本高、全年利用率低，發電企業效益無法體現而目錄電價又居高不下的問題。

三、問題分析

峰谷分時電價的差異本質上取決于不同時段電力生產成本的差異，在負荷高峰時段，發電和電網生產能力需求大，即固定成本大，同時利用小時又相對低于平段或谷段，單位電量分攤的固定成本明顯更大。因此，國內外普遍采用峰谷分時電價政策。峰谷分時電價原理上與目前電力現貨市場定價相近，理論上，如果把峰谷分時電價的時段劃分更細，如每15分鐘一個時段，峰谷分時電價就接近電力現貨市場。因此，可以把制定和執行合理的峰谷分時電價當作電力市場改革的組成部分。通過以上分析，電力市場與分時電價并不是不可兼容的，如智利為促進可再生能源消納并加強市場的競爭，允許發電機在一天中針對特定的時段進行投標，而不是限定必須24小時供應電力。在我國，由于只有部分省份開展了電力現貨市場的試運行，大部分省份并沒有配套的現貨市場，所采用的分時電價機制以改革前的分時電價為主，2021年7月，國家發改委印發《關于進一步完善分時電價的通知》（以下簡稱《通知》），對我國分時電價政策提出了新的調整意見，其中指出，要完善中長期市場交易規則，指導市場主體在簽訂中長期交易合同時申報用電曲線、反映各時段價格，即“分時段帶曲線交易”。江西、山西等省已經響應政策提出了分時段交易的細則。總之，峰谷電價是為積極應對用電高峰時期電力供應的緊張形勢、有效利用市場化手段引導電源調峰和用戶削峰填谷而進行的大膽嘗試，對缺電局面的緩解應有相當的促進作用。

除此之外，峰谷電價的制定還需要考慮電力市場下的價格形成機制特點。根據經濟學原理，價格可以傳遞多種信息，通過價格信號市場主體可以做出最有利于自身的行為變化；電力市場改革的目的便是發揮與挖掘電力的商品屬性，發揮市場的潛力，讓市場主體根據供需雙方達成的交易價格參與市場交易。但在目前的條件下，電能商品依舊存在無法存儲、生產與消費同時發生、需求決定供給等特點，導致實時的電價處于波動狀態。電力中長期交易雖然可以起到穩定價格的作用，但是由于中長期交易存在時間較長、需求不確定等因素，但也給市場成員可操作空間，導致發電側在縮小電力系統峰谷差方面起到消極作用，電價峰谷差無法放大。因此，部分試點省份開展電力中長期分時段交易，通過時段劃分區別體現不同時段的電能價值，在電力短缺時，利用高價抑制電力需求，在電力富余時，利用低價引導需求。

同時還要注意電力工業也具有特殊性：電力市場與其他商品市場相同，具有市場經濟的一般規律性，即按照市場自由競爭機制、一定的市場規則、以追求利潤最大為目的進行商品交易。同時電力市場還有其特殊性，主要是由電力商品的特殊性所決定的，電力商品具有產銷同時性和公益性。電力商品的瞬時性特點要求在同一電力市場中電力商品時刻保持供需平衡，換言之，也就是電力發供用是瞬間同時完成的。正是由于電力不能大量存儲，電力商品也就不能像其他商品可以任意獲取。電力商品的公益性表現在電力工業是國民經濟中有普遍影響的基礎產業，電力為各行各業提供基本的能源，在社會公眾中會造成較大影響，電力市場的不穩定不但會給國家經濟發展帶來經濟影響，同時還會影響輿論。因而，進行電力體制改革不僅是要遵循一般市場規則、建立電力商品的價格形成機制，更要充分考慮其特殊性，從而保證電力市場運行的穩定。

四、對策建議

（一）依據成本定價

電力市場上的競爭很大程度表現為電力價格的競爭，電價是調控整個電力市場的杠桿。成本加合理的利潤構成了電能這一商品的價值，電價直接反映成本，成本是電力進入市場的決定因素，有效競爭的途徑即努力降低生產成本，準確的成本分析是進行策略競價的先決條件。峰谷電價只有在準確地反映供電成本的基礎上，才能有效地促進電力市場上的資源優化配置效果，發電企業需要在評估電力市場環境變化的條件下加強自身的成本控制，依據用戶的用電需求變化實行動態成本管理，在市場交易規則的基礎上合理分攤成本，得出最適合的競價策略。

（二）擴大峰谷電價執行范圍

現有的峰谷電價政策只在用戶側執行，隨著電力市場改革的推進，在發電側也可執行峰谷電價。國家出臺分時段帶曲線交易也說明了將發電企業納入分時段交易中也是貫徹落實電改9號文件“放開兩頭，管住中間”思想的舉措，有利于減少電力市場體制中的錯配關系，減少相關不平衡資金的發生，促進電力市場良好穩定發展。

（三）合理設置峰谷時段，拉大峰谷價差

隨著經營性用戶發用電計劃的全面放開，電力市場成交電量占總電量比重不斷上升，而原有的峰谷電價是在基于目錄銷售電價的基礎上制定的，適用于原先的非經營性用戶，與電力市場用戶的用電習慣差異較大。在電力市場不斷完善的條件下，應當根據市場用戶的用電量、用電時間等特性，同時考慮市場用戶的價格響應能力合理劃分峰谷時段。峰谷電價可以看作是電力市場實時交易的一種簡易模式，具體價格可以參照已經實行了現貨市場交易的省份的日成交價格峰谷差作為峰谷電價的峰谷價比。通過峰谷分時電價的優化，將高峰負荷向低谷轉移，能夠避免發電側的過度投資。同時，通過在高峰缺電時段購買外省電的方式彌補短期內電力不足的問題，外購電成本與新增裝機容量及發電成本進行比較，可以確定最大外購電量與電價水平。在此基礎上，由于經濟增長帶來的電力需求可進一步消化現有容量，能夠充分將現有裝機充分提高利用率，降低平均容量成本，優化資源配置。

（四）推行可中斷電價作為峰谷電價的補充機制

針對負荷尖峰化及其可能導致的缺電問題，以實際供電成本為依據，電力企業可以通過可中斷電價，在用戶自行中止尖峰負荷需求和建設新電廠及其輸配電設施之間做出理性選擇，這也是運用電價機制解決缺電問題的有效手段。目前許多省制定了用戶需求側響應方案，通過對供電緊張情況下用戶自行中止負荷給予一定經濟補償，實現尖峰負荷需求下的電力電量平衡。對于經濟補償水平的確定，建議以等于實際分時供電成本為依據，這樣實現最有效率的可中斷負荷。

（五）建立峰谷電價的動態調整機制

峰谷電價的制定周期往往較長，有些省份的峰谷電價時段劃分甚至5到6年沒有變過，而電力市場價格變化頻率相當快。峰谷電價的動態調整機制是峰谷電價政策的內在要求，有必要建立峰谷電價政策的定期評估與調整機制。調整的內容包括時段劃分、執行主體的范圍和峰谷價差比例等，以實現峰谷電價“削峰填谷”和優化資源配置的功能。