电力市场条件下的峰谷电价政策研究

文/罗迈（长沙理工大学经济与管理学院）

一、文献综述

国内外许多学者从不同的角度对制定峰谷电价进行了许多研究；有一部分从供电成本的角度出发，一方面从边际成本的视角入手，长期边际成本定价法理论上能够获得最大的经济效率，但该方法在容量成本分摊方面存在不足，分摊结果只与单一时刻用户用电负荷的大小有关，不能合理地反映出用户用电负荷变化对系统容量成本影响的差异。短期边际成本法注重在较短的时间范围内的经济成本变化，将一天之内由用电负荷变化所导致的发电成本变化，按不同的用户进行差别定价，Schweppe(1988)提出了基于短期边际成本的实时定价模型，该模型考虑了收支平衡约束，虽然损失了部分经济效率，但使实时定价理论的可行性增强，该模型要求掌握详细的电力系统数据，这些数据一般难以获得。另一方面运用平均成本法进行定价，用会计成本法计算不同时段的供电成本，会计成本法是一种传统的定价方法，其主要思路是根据电力企业财务会计记录所记载的成本信息进行归类，并把成本按不同方法分摊到各类用户中的定价方法。此方法主要考虑企业的财务平衡，根据当前的各项开支和成本水平进行定价，运用如施泰勒（1957）运用传统的福利经济学分析方法分析了峰谷两时段的情况，结合拉姆齐定价法给出了定价方案，即在谷段只收取运营成本，而在峰段同时收取运营成本和生产能力成本，但该法则建立在诸多的假设基础上，难以实际运用。温德斯（1975）考虑了多种发电设备用于供电时的情况，拓展了施泰勒的研究结果；张维（2004）运用会计成本法分摊容量成本到不同时段以确定发电侧峰谷价比与丰枯价比，谭忠富（2007）指出发电侧峰谷分时电价可以显著减少发供电成本，使社会资源达到最优化；黄弦超、张粒子（2013）在总结现行发电侧分时电价存在的问题基础上，提出了分时电价浮动比例模型，该模型以动态调整方案替代静态方案，有利于分时电价的长期执行；贾曦、夏清（2013）从发电侧入手，提出了基于有效发电容量成本的分时段发电成本分摊模型，该模型能够较好地反映不同时段的容量价值，但没有详细考虑加入变动成本时的模型计算结果；徐永丰（2015）提出了考虑负荷率的峰谷分时电价定价模型，该定价模型综合反映了用户发、输、配电环节供电成本及其时变特征,具有较好的经济效率与公平性。综上所述，边际成本法可以实现社会福利最大化，但一般难以执行，因为一方面边际成本难以核定，在实际工作中往往还要结合财务指标进行修正（叶泽，2020），另一方面，边际成本法很少考虑到生产能力成本的回收，会导致发电主体亏损。从供电成本的角度出发制定峰谷电价，考虑了供电企业的成本回收，但忽略了用户侧的用电需求，不利于实现社会福利最大化。

另一类考虑用户的需求价格弹性，以满足用户需求为优化目标的分时电价设计，郑斌（2012）从用电满意度出发、以用户满意度为目标，构建多时段电价优化决策模型。丁伟（2005）用多种方法衡量用户的用电满意度，该方法可以在一定程度上评价用户对当前多时段电价策略的满意度，该手段可以保证用户侧的用电体验，同时兼顾电力系统的经济性，但该方法缺乏对用户侧用电行为的纠偏，无法深入释放需求响应潜能。随后，张粒子（2018）又提出了可选择性的峰谷分时定价模型，通过假设不同用户的效用函数，以用户满意度为主要约束，最终得出了用户效益最大时的峰谷电价定价策略。王燕涛（2018）等提出了适用于风电消纳的峰谷电价模型，并强调要在上网侧与销售侧同时联动实施峰谷电价，才能最大程度促进风电消纳。

二、存在的问题

从文献综述中可以总结出以往峰谷电价中制定过程中存在的问题：

（一）从经验角度制定峰谷电价，缺乏客观依据

过去，我国峰谷分时电价政策制定与调整往往在已经发生的分时段电量统计的基础上，通过任意调整不同时段电价的价差比例，在总电费支出不变的前提下制定。这种方法简单易行，但是，却没有遵循经济学定价规律。经济学最优定价的基本原则是边际收益或价格等于边际成本，实际中经常简化为价格等于平均成本。根据经济学原理，我们提出测算分时段用电成本的思路，并以此作为不同时段定价水平或不同时段价差的客观依据。

（二）峰谷价比差距不大，没有充分发挥其削峰的作用

目前我国峰谷分时电价政策往往分为三个或四个负荷阶段，把负荷分为低谷、平段、高峰和尖峰四个时段。由于实际电价政策制定中并没有测算不同时段的供电成本，因此，难以准确判断各负荷水平电价政策的合理性。在实际工作中，现行的峰谷电价无法有效的转移尖峰负荷，这主要是因为过小的价差不能对用户产生足够的激励，无法最大程度将高峰负荷转向低谷时段，通过进一步扩大峰谷价差，对于部分敏感性较低的用户会在短期内增加其电费支出。从长期来看，高峰负荷的转移能够节约大量的容量成本。

（三）峰谷价格水平存在问题，不利于实现资源最优化配置

由于不合理的价格水平导致用户产生了不合理的用电需求，尤其是在尖、高峰时段，在这些时间段往往通过新建电源满足短时间的用电需求，造成容量投资成本高、全年利用率低，发电企业效益无法体现而目录电价又居高不下的问题。

三、问题分析

峰谷分时电价的差异本质上取决于不同时段电力生产成本的差异，在负荷高峰时段，发电和电网生产能力需求大，即固定成本大，同时利用小时又相对低于平段或谷段，单位电量分摊的固定成本明显更大。因此，国内外普遍采用峰谷分时电价政策。峰谷分时电价原理上与目前电力现货市场定价相近，理论上，如果把峰谷分时电价的时段划分更细，如每15分钟一个时段，峰谷分时电价就接近电力现货市场。因此，可以把制定和执行合理的峰谷分时电价当作电力市场改革的组成部分。通过以上分析，电力市场与分时电价并不是不可兼容的，如智利为促进可再生能源消纳并加强市场的竞争，允许发电机在一天中针对特定的时段进行投标，而不是限定必须24小时供应电力。在我国，由于只有部分省份开展了电力现货市场的试运行，大部分省份并没有配套的现货市场，所采用的分时电价机制以改革前的分时电价为主，2021年7月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价的通知》（以下简称《通知》），对我国分时电价政策提出了新的调整意见，其中指出，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体在签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格，即“分时段带曲线交易”。江西、山西等省已经响应政策提出了分时段交易的细则。总之，峰谷电价是为积极应对用电高峰时期电力供应的紧张形势、有效利用市场化手段引导电源调峰和用户削峰填谷而进行的大胆尝试，对缺电局面的缓解应有相当的促进作用。

除此之外，峰谷电价的制定还需要考虑电力市场下的价格形成机制特点。根据经济学原理，价格可以传递多种信息，通过价格信号市场主体可以做出最有利于自身的行为变化；电力市场改革的目的便是发挥与挖掘电力的商品属性，发挥市场的潜力，让市场主体根据供需双方达成的交易价格参与市场交易。但在目前的条件下，电能商品依旧存在无法存储、生产与消费同时发生、需求决定供给等特点，导致实时的电价处于波动状态。电力中长期交易虽然可以起到稳定价格的作用，但是由于中长期交易存在时间较长、需求不确定等因素，但也给市场成员可操作空间，导致发电侧在缩小电力系统峰谷差方面起到消极作用，电价峰谷差无法放大。因此，部分试点省份开展电力中长期分时段交易，通过时段划分区别体现不同时段的电能价值，在电力短缺时，利用高价抑制电力需求，在电力富余时，利用低价引导需求。

同时还要注意电力工业也具有特殊性：电力市场与其他商品市场相同，具有市场经济的一般规律性，即按照市场自由竞争机制、一定的市场规则、以追求利润最大为目的进行商品交易。同时电力市场还有其特殊性，主要是由电力商品的特殊性所决定的，电力商品具有产销同时性和公益性。电力商品的瞬时性特点要求在同一电力市场中电力商品时刻保持供需平衡，换言之，也就是电力发供用是瞬间同时完成的。正是由于电力不能大量存储，电力商品也就不能像其他商品可以任意获取。电力商品的公益性表现在电力工业是国民经济中有普遍影响的基础产业，电力为各行各业提供基本的能源，在社会公众中会造成较大影响，电力市场的不稳定不但会给国家经济发展带来经济影响，同时还会影响舆论。因而，进行电力体制改革不仅是要遵循一般市场规则、建立电力商品的价格形成机制，更要充分考虑其特殊性，从而保证电力市场运行的稳定。

四、对策建议

（一）依据成本定价

电力市场上的竞争很大程度表现为电力价格的竞争，电价是调控整个电力市场的杠杆。成本加合理的利润构成了电能这一商品的价值，电价直接反映成本，成本是电力进入市场的决定因素，有效竞争的途径即努力降低生产成本，准确的成本分析是进行策略竞价的先决条件。峰谷电价只有在准确地反映供电成本的基础上，才能有效地促进电力市场上的资源优化配置效果，发电企业需要在评估电力市场环境变化的条件下加强自身的成本控制，依据用户的用电需求变化实行动态成本管理，在市场交易规则的基础上合理分摊成本，得出最适合的竞价策略。

（二）扩大峰谷电价执行范围

现有的峰谷电价政策只在用户侧执行，随着电力市场改革的推进，在发电侧也可执行峰谷电价。国家出台分时段带曲线交易也说明了将发电企业纳入分时段交易中也是贯彻落实电改9号文件“放开两头，管住中间”思想的举措，有利于减少电力市场体制中的错配关系，减少相关不平衡资金的发生，促进电力市场良好稳定发展。

（三）合理设置峰谷时段，拉大峰谷价差

随着经营性用户发用电计划的全面放开，电力市场成交电量占总电量比重不断上升，而原有的峰谷电价是在基于目录销售电价的基础上制定的，适用于原先的非经营性用户，与电力市场用户的用电习惯差异较大。在电力市场不断完善的条件下，应当根据市场用户的用电量、用电时间等特性，同时考虑市场用户的价格响应能力合理划分峰谷时段。峰谷电价可以看作是电力市场实时交易的一种简易模式，具体价格可以参照已经实行了现货市场交易的省份的日成交价格峰谷差作为峰谷电价的峰谷价比。通过峰谷分时电价的优化，将高峰负荷向低谷转移，能够避免发电侧的过度投资。同时，通过在高峰缺电时段购买外省电的方式弥补短期内电力不足的问题，外购电成本与新增装机容量及发电成本进行比较，可以确定最大外购电量与电价水平。在此基础上，由于经济增长带来的电力需求可进一步消化现有容量，能够充分将现有装机充分提高利用率，降低平均容量成本，优化资源配置。

（四）推行可中断电价作为峰谷电价的补充机制

针对负荷尖峰化及其可能导致的缺电问题，以实际供电成本为依据，电力企业可以通过可中断电价，在用户自行中止尖峰负荷需求和建设新电厂及其输配电设施之间做出理性选择，这也是运用电价机制解决缺电问题的有效手段。目前许多省制定了用户需求侧响应方案，通过对供电紧张情况下用户自行中止负荷给予一定经济补偿，实现尖峰负荷需求下的电力电量平衡。对于经济补偿水平的确定，建议以等于实际分时供电成本为依据，这样实现最有效率的可中断负荷。

（五）建立峰谷电价的动态调整机制

峰谷电价的制定周期往往较长，有些省份的峰谷电价时段划分甚至5到6年没有变过，而电力市场价格变化频率相当快。峰谷电价的动态调整机制是峰谷电价政策的内在要求，有必要建立峰谷电价政策的定期评估与调整机制。调整的内容包括时段划分、执行主体的范围和峰谷价差比例等，以实现峰谷电价“削峰填谷”和优化资源配置的功能。