中國儲能網訊：電力工業(yè)是基礎產業(yè)，而且資本密集，不管是政府定價還是市場競爭定價，電價合理與否不僅與電力設施的利用狀態(tài)有直接的關系，而且用電成本對國民經濟和社會發(fā)展有重要的影響。改革開放以來特別是2002年電力體制改革以來，我國電價政策先后經歷了上網電價形成機制改革、輸配電價改革、市場競爭定價改革等重要階段，取得了顯著成效，比如通過還本付息電價改革釋放的價格信號迅速吸引了社會資本包括國外資本對電力工業(yè)的投資，緩解了缺電局面；通過光伏和風電補貼政策，促進了非水可再生能源的迅速發(fā)展。但是，由于電價的技術性、系統性和社會性等原因，目前我國電價政策還存在一些亟待解決的深層次問題。認真分析這些問題產生的原因，筆者認為與目前我們對電價存在系統性的誤解有關。這些誤解如果不能及時消除，會對我國電價和電力市場深化改革產生消極影響，造成巨大的直接和間接的經濟損失，甚至阻礙當前電力市場改革和能源革命。
對電價職能的誤解
電價主要有兩個功能：成本補償和資源配置信號。兩個功能通過微觀經濟學定價法則即價格等于成本完美地聯系起來。電力市場改革的核心就是改變原來價格不等于成本的多種情況，在準確、合理地補償電力企業(yè)成本的同時，釋放準確的價格信號，引導發(fā)電企業(yè)生產和用戶用電，并實現資源優(yōu)化配置。電力工業(yè)的基礎產業(yè)屬性和資本密集屬性使價格信號功能比成本補償功能更加重要。成本補償功能可以在政府管理體制下實現，但價格信號功能卻需要在市場體制下實現。
目前我國電價政策主要強調成本補償功能，相對忽視價格信號功能，對信號功能產生的資源配置效益缺乏準確的理解和重視。主要表現在：第一，把電力企業(yè)讓利作為電力市場改革紅利。2015年中發(fā)九號文發(fā)布以來，我國電力市場改革直接把電力企業(yè)特別是發(fā)電企業(yè)讓利作為改革目標，各地中長期交易的核心是發(fā)電企業(yè)降價，政府和媒體直接把發(fā)電企業(yè)降價稱為發(fā)電企業(yè)讓利，直接把發(fā)電企業(yè)讓利當作電力市場改革紅利。甚至在有序用電的月份內，中長期交易價格也低于基準價。雖然2021年10月《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）發(fā)布后，市場交易價格超過了基準價，但是，發(fā)電企業(yè)讓利的思路沒有變，相對于應該傳導的燃料成本，市場交易價格仍然偏低，發(fā)電企業(yè)仍然虧損嚴重。顯然，在面臨保供壓力的情況下讓發(fā)電企業(yè)降價或低價釋放的不是正確的市場價格信號，發(fā)電企業(yè)讓利也不是資源配置效益或電力市場改革紅利。進一步分析，作為國有企業(yè)的發(fā)電企業(yè)讓利是國家層面上的利益調整，這種利益調整在政府管理體制內可以有效地實現，通過市場機制實現的成本反而更高。
第二，市場改革過于強調價格穩(wěn)定。電力市場改革的基本手段就是通過價格變化引導市場主體優(yōu)化經營行為，如果把價格穩(wěn)定作為市場改革的原則和要求，就沒有必要改革。2021年7月國家發(fā)展改革委出臺《關于進一步完善分時電價機制的通知》，提出了最大系統峰谷差率超過40%的省份，峰谷電價價差原則上不低于4∶1和尖峰電價還可以提高20%的具體要求。與這份文件所強調的電價信號功能相比，目前我國電力市場實際交易價格變化總體上相對更小。燃煤電廠是目前電力市場交易中的供方主體。1439號文擴大燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍，由過去的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%。按照這個價格浮動比例所形成的市場交易價格變化明顯較小，以至于1439號等文件提出“加強與分時電價政策銜接”，對于適用分時電價的用戶，結算時購電價格按當地分時電價峰谷時段及浮動比例執(zhí)行。實際結果是大量市場交易電價變化小于政府管制電價變化，造成市場交易卻適用政府管制電價結算這種特殊現象，市場價格信號對市場主體經營行為的調整和引導作用不充分。
第三，價格信號對引導發(fā)電和電網投資的作用更有限。由于電力生產與使用的特殊性，一般情況下，電力短期價格供給彈性和價格需求彈性相對較小，對發(fā)電企業(yè)和用戶用電行為的調整相對較小，所產生的資源優(yōu)化配置可能不明顯。但是，電價的長期供給與需求彈性相對較大，對發(fā)電和電網投資的引導作用也較大，合理的價格信號能夠形成適度的電力投資。由于電力工業(yè)資本密集，適度投資的經濟效益十分顯著。但是，目前我國燃煤發(fā)電市場交易價格和輸配電價顯然不能發(fā)揮引導投資的作用，近年來發(fā)電央企和電網央企主營業(yè)務虧損或微利的狀態(tài)，與發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)持續(xù)增加的投資規(guī)模難以建立理性的邏輯關系，說明電力市場改革并沒有釋放合理的長期價格信號。由于電力企業(yè)都是央企，這種非管制非市場秩序產生的利益調整并不重要，重要的是可能引起電力短缺或過剩兩種極端狀態(tài)在國家層面上造成巨大的經濟損失。特別是過剩狀態(tài)，目前還沒有建立識別機制，又符合地方政府和電力企業(yè)的潛在利益需求，更容易發(fā)生并給用戶帶來更大的電費負擔。2021年廣東省最大負荷與發(fā)電裝機容量規(guī)模大致接近，但是，部分省份發(fā)電裝機規(guī)?？梢赃_到最大負荷的2倍，雖然有許多因素影響這個比值，但是，也不是缺電就要建電廠，市場價格信號的作用可以通過最小的發(fā)電裝機規(guī)模來解決問題，這就是電力市場改革的原因。
對電價制定方法或形成機制的誤解
市場經濟理論指出，在完全競爭假設下，當邊際成本等于邊際收益時，企業(yè)資源實現最優(yōu)配置，企業(yè)利潤最大化，社會福利同時也最大化。由于邊際收益可以理解為商品價格，因此，價格等于邊際成本就成為經濟學最優(yōu)定價法則。邊際成本在概念上容易理解，但是，在電價制定或形成中非常復雜，主要有五點：一是歷史成本和未來成本。邊際成本定價基于未來企業(yè)生產經營的成本定價，強調價格信號功能；會計成本定價則以歷史成本為依據，強調價格的成本補償功能。二是長期邊際成本和短期邊際成本，長期邊際成本包括了固定成本，法國20世紀60年代曾經應用長期邊際成本定價；目前現貨市場價格形成以短期邊際成本為依據，同時也就產生了固定成本或容量成本補償問題。三是會計成本與經濟成本。會計成本是企業(yè)會計活動中真實發(fā)生并記錄和核算的成本支出，而經濟成本包括機會成本，實際計算結果可能與會計成本有較大的差異。四是社會成本與企業(yè)成本。社會成本包括了外部性的企業(yè)成本，企業(yè)成本指企業(yè)實際發(fā)生的成本。在電價制定或形成中，社會成本除了要考慮環(huán)境成本與收益等外部性外，還表現為系統成本，即電價是由整個電力系統的生產經營成本決定的，而不是某個發(fā)電企業(yè)的生產經營成本決定的。集中撮合交易中的統一價格出清機制就反映了系統成本的概念。五是分時成本。電力系統在不同時段由于電源結構、供求平衡狀態(tài)等因素不同，其發(fā)生的會計成本、機會成本和社會成本不同，因此有不同甚至差異很大的分時成本。
目前我們在電價制定方法或形成機制方面存在的誤解主要有：第一，輸配電價制定方法的誤解。輸配電價改革是我國電價改革的重要成就之一，但是也存在方法上的認識誤區(qū)。我國輸配電價明確按“準許成本+合理收益”確定，而“準許成本+合理收益”定價在方法上來源于國外適用于私人投資者的投資回報率定價，這種定價機制的核心是投資回報率，其中主要是權益報酬率的核算與調整，包括政府基于電網運營能力評估的權益報酬率選擇機制，比如針對潛在的輸電堵塞風險時政府會選擇更高的權益報酬率等。由于電網企業(yè)屬于國家所有，權益報酬率形成機制實際上意義不大，因此，實際輸配電價制定與執(zhí)行中以成本監(jiān)審和準許收入核定為主，缺乏基于電網運營能力的權益報酬率形成機制及其核算與調整機制，在定價方法與成本加成定價更加接近。
第二， 中長期分時段交易價格形成機制的誤解。國外分時段交易通過現貨市場實現，中長期市場分時段交易是我國電力市場改革的創(chuàng)新。2020年底國家布置2021年中長期市場交易工作時提出分時段簽約中長期合同的要求，但是，并沒有對中長期分時段交易價格形成機制做出說明。在中長期交易價格中引入時間信號是必要的，國外通過把中長期交易轉變?yōu)榻鹑诤贤绮顑r合同和現貨市場全電量競爭間接地實現，我國卻要在中長期物理交易合同中反映分時價格信號，這至少面臨三個技術難題：一是與交易方式相聯系的系統負荷與用戶負荷的差異怎么處理？比如雙邊協商的年度交易用戶是根據用戶負荷時段制定價格交易還是根據系統負荷時段交易？用戶只知道自己的負荷時段特性，但是，根據自己的負荷特性形成的分時價格信號可能會產生與系統負荷時段不一致的價格信號，比如用戶的高峰卻是系統的平段甚至低谷，用戶交易的高電價在系統看來產生相反的價格信號。二是用戶預測自己負荷特性的技術性困難。即使不考慮系統負荷特性與用戶負荷特性的差異，在目前經濟環(huán)境變化較大的情況下，參與市場的工商業(yè)用戶要合理預測自己的年、月負荷特性其實非常困難。三是分時段交易價格形成不僅與用戶負荷特性有關，也與發(fā)電企業(yè)出力有關。對水電、風電和光電等可再生能源來說，預測幾天內的發(fā)電出力都困難，預測多年、年和月出力簡直不可思議。因此，中長期分時段交易價格信號不可能在物理交易的框架內形成。如果要強調分時價格信號，可以直接讓中長期市場交易合同執(zhí)行目錄分時電價，而不必要求市場主體按時段分解中長期交易合同和約定負荷曲線。
第三，零售市場電價套餐機制沒有形成。由于用戶效用的多樣性與信息不對稱性，零售市場價格不能通過集中交易形成；甚至在用戶數量很多的情況下，雙邊協商交易實施成本太高。根據經濟機制設計理論，零售市場價格適合菜單定價機制，即售電公司設計并提供電價套餐由用戶選擇形成。國外零售市場售電公司可以提供幾百種電價套餐，讓用戶在網上通過第三方機構提供的專門比價信息服務進行選擇。目前我國零售市場交易價格以傳導批發(fā)市場交易價差為主，售電公司沒有針對零售市場用戶及其特征進行獨立的產品或服務及電價套餐設計，政府也沒有進行相應的政策引導，用戶幾乎沒有選擇權。
對電價水平的誤解
不管是政府管制定價，還是市場競爭定價，可能的電價水平及其形成機制有三種：基于邊際成本的低水平電價、基于平均成本的中等或正常水平電價和基于用戶失負荷價值或稀缺電價的高電價。對于這三種電價水平，經濟學理論認為，基于發(fā)電企業(yè)邊際成本的低水平電價和基于用戶失負荷價值高水平電價最有效率，是社會福利最大化的最優(yōu)定價；相反，基于平均成本的中等水平定價存在效率損失，是次最優(yōu)定價。兩種最優(yōu)定價的適用場景或形成機理不同，雖然都是福利最大化定價，但是，福利在生產者與消費者之間分布完全不同?；诎l(fā)電邊際成本的低水平定價的社會福利全部由消費者分享，生產者福利為零；而基于用戶失負荷價值定價所產生的社會福利則全部歸生產者所有，消費者福利為零?；诎l(fā)電邊際成本的低水平定價雖然實現了社會福利最大化，但同時產生了固定成本補償的問題。值得注意的是，電價水平的政策選擇不是主觀隨意的，而是有適應的情景和條件。總體上看，基于發(fā)電邊際成本的低水平電價適用于兩種情景或條件：一是生產能力過剩情景，在這種情況下，低水平電價釋放的價格信號會抑制發(fā)電投資，自然增長的用電需求逐漸消化過剩的發(fā)電生產能力，直到發(fā)電生產能力與需求回到基本平衡的正常狀態(tài)。二是如果可以不考慮固定成本補償，基于發(fā)電邊際成本的低水平電價最有利于消費者，是政府電價政策的優(yōu)先選擇?；谟脩羰ж摵蓛r值的高水平定價顯然只適用于電力短缺的情景，在這種情況下，高電價能夠刺激發(fā)電投資，在最短的時間內增加生產能力并回到生產能力與需求基本平衡的正常狀態(tài)。實際上，如果考慮發(fā)電機組的啟停成本、補貼等因素，還有一種發(fā)電生產能力過剩情況下的發(fā)電機組失負荷價值定價，比如風電企業(yè)享受0.20元/千瓦時的補貼，在可能棄風的情況下，風電企業(yè)即使按-0.19元/千瓦時交易也可以獲利。
目前我國電價政策在電價水平選擇上缺乏理論依據和系統設計。主要表現在：第一，對低電價政策缺乏政策解釋和支持。目前我國電價政策在電價水平選擇上有明顯的傾向性，為配合供給側改革和適應國民經濟發(fā)展需要，對燃煤、燃氣發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)采用低水平電價；為促進發(fā)電環(huán)節(jié)的能源革命，對水電、光伏發(fā)電和風電企業(yè)采用中等或合理水平定價。電價水平的政策選擇本身沒有錯，但是，要有相應的政策解釋和制度安排，比如“雙碳”背景下燃煤、燃氣機組裝機容量相對過剩，低水平電價下對發(fā)電和電網央企財務指標考核的調整等。第二，缺乏基于情景的電價水平靈活調整機制。由于對電價水平的理論基礎認識不夠，實際政府管制定價和市場交易電價中都相對忽視了電價水平的情景因素，沒有建立基于情景的電價水平靈活調整機制。1439號文為全國燃煤機組交易價格劃定了統一的變化范圍，許多省份多種中長期交易品種都按價格上限交易，不考慮市場供求平衡狀態(tài)等因素，應該采用高電價或低電價的情景也按中等或正常電價交易。特別是針對潛在的有序用電，沒有充分運用失負荷價值定價機制，有序用電時期的電價與正常供求平衡狀態(tài)時的電價沒有差異。部分省97%和95%系統最大負荷持續(xù)時間很短，一年只有20~50小時，為了滿足這種負荷的需求還在新建燃煤電廠，極低利用小時燃煤電廠的成本進一步增加了用戶電價負擔。因此，暫時或時段性的高電價與長期的較低電價具有替代性。如果針對有序用電還不采用高電價，那就會面臨更高的平均成本定價。
對電價結構的誤解
經濟學定價理論認為，對于固定成本占比大的商品定價，兩部制定價的效率大于基于平均成本的一部制定價的效率。如圖1所示，假設矩形BFHP1面積為固定成本，且矩形BFHP1面積與矩形P2EGP1的面積相等，在滿足固定成本和變動成本回收的前提下，兩部制定價的容量電價是B，電量電價是P1，產量是J；而基于平均成本的一部制定價的電價是P2，對應的產量是I點。在實現成本補償功能的前提下，兩部制定價比單一產量定價有更大的均衡產量，這意味著兩部制電價比一部制電價更能促進生產；同時，與一部制電價相比，兩部制電價為消費者增加了陰影線面積的福利。綜合來看，兩部制定價對生產者是中性的，但是對消費者卻是積極的，可以通過提高產量為消費者增加福利。由于這個原因，兩部制電價在國外電價中普遍應用。最近幾年來，我國電價政策強調降電價促進用戶生產。兩部制定價理論揭示，在不降價的前提下，調整電價結構也可以促進生產。兩部制電價中固定成本通過容量電價和電量電價回收的比例與用戶的負荷率或同時率（兩者存在經驗上的正相關關系）有關，一般情況下，用戶負荷率（同時率）越高，分攤的固定成本比例越大，單位電量的固定成本越大，但電量電價相對越低，單位電量的總電費越低。因此，兩部制電價為用戶提供了一種用電成本節(jié)約的激勵機制，能夠促進用戶提高負荷率，通過提高電力設施利用率產生的成本節(jié)約滿足降低電價的需求，最后促進國民經濟發(fā)展。兩部制電價能夠提供電力企業(yè)和用戶“雙贏”的降電價機制，是一種適應電力企業(yè)和國民經濟高質量發(fā)展的電價。
目前我國電價政策在電價結構上的誤解主要表現在：第一，目前我國電價結構以單一電量電價為主。不同電源市場交易電價和政府確定的上網電價都采用單一電量電價，現貨市場試點中開始探討通過容量電費補償機制實施兩部制電價。輸配電價以單一電量電價為主；省級電網輸配電價中只有部分工業(yè)用戶采用兩部制電價，容量電費收入一般不超過準許收入的10%；區(qū)域電網輸電價格采用兩部制電價，而且容量電費比例相對較高；專線工程輸電價格采用單一電量電價。零售市場用戶電價套餐目前基本上參照用戶目錄電價執(zhí)行，售電公司沒有設計和采用獨立的兩部制電價機制。因此，由于我們沒有自覺認識到電價結構的福利改進效應，目前我國電價政策在電價結構上主要采用單一電量電價；相比于近幾年主要通過降電價促進生產的做法，通過電價結構調整促進國民經濟發(fā)展的潛力非常大，而且長期內不會降低電力企業(yè)的電價或收益。第二，容量電價沒有合理確定，水平明顯偏低，對提高用戶負荷率或用電設備利用率激勵機制不夠。省級電網固定成本比例超過90%，而目前容量電費占準許收入比例不足10%，固定成本分攤到容量電費的比例不足造成用戶對電力設施的低成本利用，用戶負荷率不能有效提高，用戶報裝容量大但使用不足，形成資源閑置損失，并推高輸配電價。第三，兩部制電價機制使用不充分。國外在兩部制電價的基礎上普遍實施可選擇電價，可選擇電價機制有效地解決了用戶用電信息不對稱的問題，可以更好地改進用戶福利。由于對兩部制電價機制認識不充分，而且容量電價和電量電價沒有科學設計，我國電價政策中基于兩部制電價的用戶選擇機制十分有限，用戶僅在最大需量和最大容量中選擇，沒有對容量電價和電量電價套餐選擇。2016年國家為了減輕停產、半停產企業(yè)的經濟負擔，促進企業(yè)轉型和降低工業(yè)企業(yè)用電成本，將原來容量電價的執(zhí)行周期由1年調整為3個月，2020年又進一步縮短執(zhí)行周期。其實，用戶停產、半停產等生產狀態(tài)可以用負荷率指標反映，如果建立基于負荷率的可選擇電價機制，就可以合理而有效地解決這個問題。相反，由于針對專門用戶的輸配電容量不可能隨時形成和取消，任意縮短執(zhí)行周期并不符合經濟規(guī)律。比如，根據我們對某省可選擇負荷率銷售電價的測算，220千伏用戶按最大需量執(zhí)行可選擇負荷率電價，低負荷率用戶的容量電價只有 1.83元 /(千瓦·月)，而高負荷率用戶的容量電價為 16.75 元/(千瓦·月)；同時，低負荷率用戶的電量電價為0.6746 元/千瓦時，而高負荷率用戶的電量電價為 0.2585 元/千瓦時。從不同負荷率用戶容量電價和電量電價的比價關系可以看出電價結構的效率改進機制。
對電價變化的誤解
電力市場價格變化大是客觀經濟規(guī)律。與石油、天然氣和煤炭等能源不同，電力產供用在瞬間同時完成，市場主體不能通過存貨調整供求平衡差異，現有的儲能電廠包括化學儲能不管在發(fā)電側、電網側還是用戶側，在響應瞬間平衡差異上都存在一定的時滯。在這種情況下，電價可能在瞬間上升很快和很高，如果發(fā)電側和用電側在15鐘甚至更短時間如5分鐘就可以響應，電價又會迅速回落，從而形成電力現貨市場特有的“價格釘（price spike)”，如圖2所示。由于電價瞬間很高是電力市場規(guī)律的客觀反映，國外政府、市場主體和公眾對短期或時段性很高的電價保持理性態(tài)度。美國德州現貨市場價格上限高達10美元/千瓦時，約是批發(fā)市場平均交易價格的100倍，并沒有引起不良反應。事實上，從圖中可以看出，現貨市場電價雖然可以很高，但是，由于持續(xù)時間很短，很高電價產生的電費變化其實并不大。
電價變化不僅在現貨市場存在，在中長期市場中，由于不同季節(jié)不同時段電源結構差異和用電負荷變化較大等原因，電價在一年內也會出現較大幅度的變化，圖3是我們測算的某省全年8760小時的小時發(fā)電成本，從圖形上可以直觀看出，不同小時的發(fā)電成本相差較大，其中最大成本為1.101元/千瓦時，最小成本為0.0667元/千瓦時,兩者相差約16.5倍，大約是國家分時電價政策中規(guī)定的峰谷價差比的4倍。如引入用戶失負荷價值定價機制，最大成本為7.8231元/千瓦時，則最大成本是最小成本的117倍，是國家分時電價政策中規(guī)定的峰谷價差比的29倍。
目前我國電價政策對電價變化采取相對保守的態(tài)度。第一，國家相關政策對中長期市場交易價格變化給出了較小的范圍。如上所述，一方面，1439號文規(guī)定燃煤電廠市場化交易價格只能在基準價20%的范圍內上下浮動；另一方面，從2021起，為發(fā)揮中長期市場交易的價格風險規(guī)避作用，國家要求大比例簽約年度交易電量合同。各省年度交易價格執(zhí)行國家政策的結果，使目前省級中長期市場價格變化相對較小。實際上，國家價格政策的主要目標是限制平均價格變化，應該以年均交易價格為控制指標，允許市場交易價格在較大范圍內變化。第二，許多省份中長期市場交易規(guī)則對集中交易價格設計了上下限。上下限價格雖然考慮了情景，但是，并沒有完全建立在經濟學定價理論的基礎上，價格變化幅度仍然相對較小。部分省份對集中交易價格還通過供需比、標準發(fā)電利用小時等機制實行了間接控制。第三，適應價格風險的配套政策不足。國外電力市場允許電價符合經濟規(guī)律地大幅度變化，同時通過建立電力金融市場體系和引入金融工具為市場主體規(guī)避價格風險提供工具。我國電價政策中沒有提供市場主體規(guī)避價格風險的市場體系與金融工具，所以選擇強制性地限制價格變化。由此產生的結果是雖然采用了市場交易方式，卻沒有獲得資源優(yōu)化配置效益。
對居民用電交叉補貼的誤解
居民用電由于處于電壓等級最末端，輸配電成本最高，線路損失最大；而且最大負荷與系統最大負荷重疊，應該承擔較大的固定成本和線路損失。由于居民用電成本明顯高于其他用戶用電成本，國外居民電價往往明顯高于其他用戶，如工商業(yè)用戶電價。根據有關資料，2020年世界28個國家居民電價與工業(yè)電價的比值平均為1.91，而我國居民電價與工業(yè)電價的比值僅為0.92。如果我國居民電價參照國外居民電價與工業(yè)電價的比值確定，我國居民電價應該是工業(yè)電價的2倍。電價交叉補貼指電價政策中人為地降低居民電價和提高其他用戶如工商業(yè)用戶電價，讓工商業(yè)用戶承擔居民用電的成本。交叉補貼并不只是居民與工商業(yè)用戶之間利益的平衡調整，其所形成的價格機制會抑制工商業(yè)用戶的生產，同時促使居民過度用電，兩種情況下都會造成社會福利損失。交叉補貼越嚴重，造成的社會福利損失也越大。交叉補貼不僅不公平，而且還產生社會福利凈損失，國外電價政策中很少使用交叉補貼，少數國家有程度較輕的交叉補貼。
不考慮交叉補貼的公平性，我國電價政策中對居民電價交叉補貼的誤解主要體現在居民電價交叉補貼是否真正有利于民生這個前提上。長期以來，各級政府以關注民生的名義，對居民用電實施交叉補貼，目前交叉補貼越來越嚴重。表面上看，居民由于交叉補貼確實節(jié)省了電費支出，交叉補貼靜態(tài)分析是有利于民生。但是，經濟是一個相互作用的系統，承擔補貼的工商業(yè)用戶必然把額外成本以更高的商品或服務價格傳導給居民，在工商業(yè)企業(yè)工作的居民也必然以薪酬減少甚至失業(yè)等形式承擔這部分額外成本。由于交叉補貼還會產生社會福利損失，居民作為一個整體，不僅要直接或間接地承擔曾經享受的工商業(yè)用戶補貼所帶來的經濟負擔，還要承擔由此引起的社會福利凈損失。因此，居民用電交叉補貼政策充其量只是關注了居民的短期利益和個別居民的利益，長期內會使居民作為一個整體承受更大的損失。對于交叉補貼產生的長、短期利益和整體利益與個體利益的統籌協調問題，居民用戶可以不理性，但是，政府不能不理性。
對市場交易價格上下限管制的誤解
經濟理論認為，市場價格管制包括上限管制和下限管制都會產生社會福利損失。如圖4所示，在供不應求時市場交易價格應該較高，如果通過價格上限圖片管制使實際交易價格低于真實的市場出清價格P*，生產者將把產量減少至q，結果產生E+F面積的社會福利損失。相應地，在供過于求時市場價格應該較低，如果采用價格下限使實際交易價格高于真實的市場出清價格P*，也會產生類似的社會福利損失。因此，價格上下限不是有效的政策工具。國外現貨市場也有價格上限，但是，這種價格上限有完全不同的形成機理。如同上面指出的一樣，國外價格上限以限制市場勢力為目標，價格上限以最大的用戶失負荷價值為依據，相當于以全年甚至多年日前市場和實時市場的最大交易價格為上限，即把各種市場情景包括供不應求情景考慮在內后從7萬多個交易價格[2個市場×365（一年天數）×96（每天出清次數）]找出的最大值。
目前我國價格上下限管制存在的誤解主要體現在：第一，價格上限的形成機理不明確，簡單地參考各省目錄分時電價中的尖峰電價確定。目前我國試點現貨市場的價格上限不超過1.5元/千瓦時，與目錄電價中的尖峰電價基本相當。尖峰電價基本上是各省根據國家規(guī)定的價差比例以平段電價為基礎上下浮動后測算出來的，并沒有合理的形成機制，更沒有根據用戶失負荷價值制定。實際上，基于失負荷價值的廣東現貨市場價格上限可以達到26元/千瓦時，是目前1.5元/千瓦時的17倍。價格上限管制不僅通過生產者產量限制降低了市場交易效率，即減少了不同效率發(fā)電企業(yè)的電量替代，而且還造成額外的社會福利損失。與國外現貨市場價格上限政策在防止市場主體使用市場勢力的前提下促進市場充分競爭的功能相比，我國電力市場價格上下限政策限制了市場充分競爭。
第二，價格下限形成機理不好解釋。國外電力市場沒有價格下限，對政府管制機構來說，價格越低越好，限制低價交易沒有理論依據。我國電力市場特殊的價格下限管制政策與發(fā)電企業(yè)國有產權的特征有關，價格下限管制在一定程度上維護了發(fā)電企業(yè)的利益。不過，與價格上限管制產生的效果相似，這種政策也通過降低消費者需求及其替代限制了用戶側市場競爭，產生了社會福利損失。國外現貨市場經常出現負電價，相比于國外嚴格監(jiān)管的投資機制及其市場供求平衡狀態(tài)，我國暫時性或時段性供過于求的情景更多，根據發(fā)電失負荷價值的負電價出現的情景更多，但是，我國電力市場沒有出現負電價?？傊壳拔覈妰r上下限管制政策使市場交易價格該高不高，該低不低，限制了市場充分競爭和資源優(yōu)化配置。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年05期，作者單位：長沙理工大學
