中國儲能網訊：目前，我國電力市場改革似乎陷入了價格穩(wěn)定與充分競爭的“兩難”困境中。2022年8月，國家電網系統(tǒng)省間現(xiàn)貨市場極端高價及電費分攤壓力使市場目標從充分競爭退回到價格穩(wěn)定，省間現(xiàn)貨價格上限從10元/千瓦時調整到3元/千瓦時（據說實際按1.5元/千瓦時執(zhí)行）。各省現(xiàn)貨市場的價格上限只有1.5元/千瓦時，說明各省電力市場更加強調價格穩(wěn)定。一方面堅持推進電力市場特別是現(xiàn)貨市場改革，另一方面卻又不允許充分競爭，讓價格按照經濟規(guī)律變化，這樣自相矛盾的做法使電力市場特別是現(xiàn)貨市場改革形式化。如何正確認識電力市場價格穩(wěn)定與充分競爭的關系并做出合理的政策選擇，是當前我國電力市場深化改革必須正視和解決的問題。筆者認為，目前我國電力市場價格穩(wěn)定與充分競爭的“兩難”矛盾是人為造成的。從統(tǒng)計學角度，價格穩(wěn)定關注價格均值，而充分競爭則強調價格方差。均值與方差的大小并無必然矛盾，充分競爭（大方差）并不必然地導致價格不穩(wěn)定（均值出現(xiàn)較大變化），甚至可能出現(xiàn)價格降低（更低的均值）。因此，電力市場價格穩(wěn)定與充分競爭不僅沒有矛盾，而且還應該是動態(tài)統(tǒng)一的。目前，我國電力市場改革在缺乏科學測算與分析的基礎上，根據經驗甚至主觀判斷簡單地做了相反的理解和政策選擇。遵循市場經濟規(guī)律充分競爭，放開電力市場特別是現(xiàn)貨市場價格，以年度交易均價作為價格穩(wěn)定目標，系統(tǒng)調整相關政策和主要市場規(guī)則，是電力市場深化改革的必然選擇。
電力現(xiàn)貨市場價格為什么變化大
政府決策者可能是把電力市場價格變化與石油、煤炭等市場價格變化等同起來制定政策，如燃煤機組市場交易價格在基準價的基礎上按20%上下浮動等。而事實上，相比于石油、煤炭市場價格變化，幾乎所有的市場因素都會導致電力市場特別是現(xiàn)貨市場價格發(fā)生更大變化。根據系統(tǒng)分時供電成本變化和市場競爭規(guī)律，電力現(xiàn)貨市場交易價格在一天內各交易時點可以成百倍地大幅度變化，而石油、煤炭市場價格則不可能發(fā)生這種變化。
引起電力現(xiàn)貨市場價格變化的市場結構因素
一是電力負荷需求的巨大變化。與石油、煤炭等短期內相對穩(wěn)定的需求相比，電力負荷需求可以由于天氣原因在一天之內甚至幾小時之內提高或降低30%~40%。電力工業(yè)資本密集，較大的生產能力變化必然導致不同時間單位電量容量成本的相應變化，并在市場交易價格中反映出來。比如全年95%最大負荷的利用小時數(shù)可能只有100小時，5%的全部容量成本再疊加其余時段分攤的容量成本后，單位電量的容量成本是其余時段，如低時段的單位電量容量成本的87倍（8760÷100）以上。
二是電力供給剛性和需求響應技術限制。與石油、煤炭等相比，電力供給剛性特征更加明顯。受自然因素影響產生的供給不確定性更大。電力生產經營的同時性和生產的技術因素也增加了用戶及時響應價格變化的困難，使需求短期剛性特征比其他能源更加明顯，從而引起了供求不平衡狀態(tài)轉換及價格大幅度變化。
三是缺乏存貨平衡供求和平抑價格變化機制。石油、煤炭可以儲存，買賣雙方可以根據市場價格變化調整存貨數(shù)量并在一定程度上迅速平抑價格變化。電能無法儲存，抽水蓄能和化學儲能雖然具有存貨的作用，但是由于技術原因，其有效性遠遠不如石油、煤炭存貨。這也是不能把電力市場價格變化與石油、煤炭市場變化等同起來管控的重要原因之一。
電力現(xiàn)貨市場價格形成機制
我國電力市場相關文件雖然強調電力市場價格形成機制，但卻從來沒有系統(tǒng)地明確過市場價格究竟按什么規(guī)則或方法形成。比如最近出臺的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）指出，“市場限價應綜合考慮邊際機組成本、電力供需情況、失負荷價值、經濟發(fā)展水平等因素，經科學測算后按規(guī)則規(guī)定合理確定，并適時調整”。但是并沒有明確不同市場限價的具體計算方法。相反，我國電力市場特別強調競價方式，以為價格就是競價方式決定的。與一般商品市場一樣，不管競價方式如何，電力市場價格原則上仍然由成本決定，這是市場經濟規(guī)律，比如在不設置供需比和沒有合謀的情況下，供給過剩一定會導致發(fā)電企業(yè)按變動成本報價等。不過，與一般商品市場不同的是，電力市場中影響和決定價格的成本因素更多、更復雜；有時要根據會計成本計算，有時卻要根據機會成本或經濟成本計算；計算結果差異很大，如果一天內系統(tǒng)供求平衡經歷了供不應求和嚴重供給過剩兩種極端狀態(tài)，不考慮發(fā)電側成本變化，兩種極端狀態(tài)下根據機會成本形成的價格可能相差百倍。對于電力現(xiàn)貨市場價格形成機制，一般我們講邊際成本定價，以為就是邊際機組變動成本。其實，根據斯威普（F.C.Schweppe）1988年提出的實時電價計算公式，短期邊際成本除發(fā)電和輸配電的邊際成本外，還有質量成本、收益平衡成本和維護成本。表1列出了不同供求平衡狀態(tài)下的電力現(xiàn)貨市場價格形成機制。
電力現(xiàn)貨市場價格變化的程度及合理性分析
變化程度。從表1可以看出，電力現(xiàn)貨市場價格變化在很大程度上取決于市場供求平衡狀態(tài)。當市場供求平衡時，電力現(xiàn)貨市場價格按系統(tǒng)供電平均成本形成，假設燃煤基準價或政府核定其他電源價格水平反映了相應電源的供電成本（包括資本成本即收益），那么，由此所形成的現(xiàn)貨市場價格水平就與燃煤基準價或政府核定的價格水平相對應。但是，在兩種極端情況下，電力現(xiàn)貨市場價格按機會成本決定后會產生很大的價格差。由于電力市場結構的特殊性，這種價格差可以在一年內的不同時間出現(xiàn)，也可能在一個月的不同時間甚至一天內的不同時段出現(xiàn)。國外電力現(xiàn)貨市場價格變化結果已經證明了這種變化程度的真實性。
極端高價或極端低價的持續(xù)時間。極端高價或者極端低價看起來很可怕，但是，由于其在現(xiàn)貨市場中持續(xù)時間很短，因此，對市場主體利益的影響并不大。為什么極端高價或低價持續(xù)時間這么短，這與電力現(xiàn)貨市場機制設計有關。一般情況下，由于發(fā)電出力爬坡速度限制和用戶響應時滯而產生的供求不平衡只能在現(xiàn)貨市場中解決，相應的價格機制才具有經濟意義，即現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格。國外電力現(xiàn)貨市場規(guī)則中會設置極端高價（國外沒有價格下限）的持續(xù)時間，如不超過1小時甚至半小時，超過這個時間的電力供求不平衡會在容量市場解決而不在現(xiàn)貨市場解決。這樣，即使電力供應短缺，電力現(xiàn)貨市場極端高價往往持續(xù)時間較短，在價格變化曲線形成一個釘子樣的圖形，稱為“價格釘”。從這個角度看，容量補償費用與現(xiàn)貨市場極端高價其實具有相同的經濟意義。我國省級電力市場可以接受幾百億元的容量補償，卻不能接受一小時的極端高價，根本原因是沒有認識到兩者相同的本質屬性。
為什么要有極端高價和極端低價？極端高價與極端低價是客觀經濟規(guī)律作用的結果，比如按用戶失負荷價值形成的極端高價是供不應求狀態(tài)下的最優(yōu)定價。電力工業(yè)資本密集，用戶負荷需求變化大，系統(tǒng)最大負荷決定了系統(tǒng)供電成本，極端高價雖然會給用戶帶來暫時性的電費增加，但是同時也會有效降低利用小時數(shù)很低的最大負荷，節(jié)省發(fā)電和電網配套投資，產生比增加的電費更多的經濟效益。我國發(fā)電裝機容量約28億千瓦，但全年尖峰負荷只有13億千瓦，相對過剩的發(fā)電及電網配套投資形成的成本負擔最后都要用戶承擔。通過極端高價和極端低價引導市場主體削峰填谷，是不影響總用電量或經濟發(fā)展水平的最優(yōu)途徑。在發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)收益不變的假設下，這部分效益最終會由用戶分享。相反，如果在這種情況下不選擇極端高價，就需要建設較大規(guī)模的全年利用小時數(shù)很低的燃煤機組，建設大量的抽水蓄能電站和化學儲能；這些投資和運行成本肯定比采用極端高價時增加的電費更多，假設發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)的收益不變，增加的投資和運行成本最終會全部由用戶分攤，用戶會承擔比極端高價更大的經濟損失。圖片
電力現(xiàn)貨市場充分競爭對價格穩(wěn)定的影響測算及其分析
電力現(xiàn)貨市場充分競爭，即價格按表1所示的經濟規(guī)律形成，對價格穩(wěn)定會有什么影響？通過簡單的測算或估算就可以得出基本結論。
省級電力系統(tǒng)分時發(fā)電成本測算及分析
在充分競爭的前提下，比如不設置供需比和基于價格管制的價格上、下限等，市場價格最終會以成本為基礎形成。因此，理解電力市場價格變化必須計算電力系統(tǒng)分時發(fā)電成本。
全年分時發(fā)電成本測算及分析。筆者團隊根據某省2021年實際數(shù)據，對該省全年8760小時發(fā)電成本進行過測算。因為電力供求平衡狀態(tài)缺乏數(shù)據支撐難以界定，測算中沒有考慮機會成本定價，也沒有考慮收益、稅收和廠用電率等，僅計算不同負荷水平下單位電量容量成本和變動成本，結果如圖1所示。可以看出，系統(tǒng)全年分時發(fā)電成本變化很大，全年平均成本約為0.25元/千瓦時，最大成本為8.613元/千瓦時,最小成本為0.15元/千瓦時,最大是最小的57.42倍。不同季度的成本差異較大，冬夏兩季顯著大于春秋兩季，其中夏季單位成本比冬季更高。日均成本變化相對年度、季度變化較小，但在特定日期會形成極端高額成本，其中7月、8月形成了明顯的“雙高峰”。
分月發(fā)電平均成本測算及分析。對分月發(fā)電平均成本進行統(tǒng)計，可以得出圖2?？梢钥闯?，雖然各月最大度電成本變化較大，但是，各月平均度電成本變化并不大，與全年平均度電成本的差異也不大。
綜合圖1和圖2的結果，如果市場價格按成本形成，雖然價格變化很大，即方差較大，但均值變化并不大，即電力市場充分競爭與價格穩(wěn)定并無矛盾。
考慮機會成本定價后的模擬估算
如果考慮機會成本定價的三種情景，假設某省系統(tǒng)全年8760小時中零點至早7點為低谷負荷時期，這個時期有2005小時的電力供給處于簡單過剩狀態(tài)，550小時處于嚴重供給過剩狀態(tài)。每天其他時段為負荷高峰需求時段，其中有20小時處于電力供不應求狀態(tài)，6185小時處于電力供求平衡狀態(tài)。為計算方便，假設該省電力系統(tǒng)發(fā)電機組全部為單機60萬千瓦的燃煤火電機組，基準價為0.40元/千瓦時，其中燃料成本0.24元/千瓦時。假設該省用戶失負荷價值為10元/千瓦時。假設60萬千瓦機組最小出力為30萬千瓦，低谷負荷發(fā)電量為30×7=210萬千瓦時，燃煤機組停機調峰后的熱啟動成本為每次60萬元，熱啟動成本分攤到低谷負荷發(fā)電量的度電成本約為0.29元千瓦時（60÷210)，燃煤機組停機調峰時的失出力價值為-0.05元/千瓦時（0.24-0.29）。按照表1的市場價格形成機制定價，假設供不應求時的負荷需求（系統(tǒng)出力）為4000萬千瓦，供求平衡時的負荷需求（系統(tǒng)出力）為3000萬千瓦，簡單供過于求時的負荷需求（系統(tǒng)出力）為2000萬千瓦，系統(tǒng)嚴重供過于求時的負荷需求（系統(tǒng)出力）為1500萬千瓦，則全年結算電量、電價和電費如表2所示?？梢钥闯觯m然不同市場供求平衡狀態(tài)下電力市場交易或結算價格差異很大，但是，全年結算價格均值與基準價十分接近，只提高了0.0041元/千瓦時（0.4041-0.40）。這也證明電力市場充分競爭，即價格完全按經濟規(guī)律形成，與價格穩(wěn)定并不沖突。
對2022年8月國家電網系統(tǒng)省間現(xiàn)貨高價的解釋
2022年8月，全國范圍內出現(xiàn)不同程度的電力供不應求狀況，導致國家電網系統(tǒng)內省間現(xiàn)貨市場出現(xiàn)了超過7元/千瓦時的極端高價，省間現(xiàn)貨月平均交易價格達到2.5元/千瓦時左右，造成許多省電網公司外購電超過本省基準價部分的電費在用戶中分攤困難，甚至引起了一些矛盾。實際上，省間現(xiàn)貨極端高價雖然有價格上限高的原因，但高價主要還是計劃保供造成的。事實上，當時各省在省間現(xiàn)貨市場購電是為了執(zhí)行不能停電的計劃任務，省間現(xiàn)貨極端高價在剛性需求情景下形成。如果遵循市場規(guī)律讓用戶直接參與，可能在現(xiàn)貨市場價格達到2元/千瓦時，就會有部分用戶響應市場價格而減少用電需求后，市場就實現(xiàn)了供求平衡，這樣現(xiàn)貨市場價格就不會漲到7元/千瓦時以上。在這種情況下，2元/千瓦時至7元/千瓦時之間的電費是計劃造成的，理論上確實不應該由用戶承擔?？赡苡腥苏J為2元/千瓦時也太高，但按照表1所示供不應求狀態(tài)下的電力市場價格形成機制，這個價格是供求平衡時邊際用戶的失負荷價值。在這個價格水平，首先，電力市場供求實現(xiàn)了平衡；其次，主動停電或減少用電的用戶（失負荷價值低于2元/千瓦時）和還沒有主動停電或減少用電的用戶（失負荷價值高于2元/千瓦時）都獲得了福利改進，符合經濟學最優(yōu)消費規(guī)則。因此，從市場經濟規(guī)律角度，用戶應該承擔2元/千瓦時的高價。當然，政府也可以對其進行價格下限管制，如不能超過基準價，如同經濟理論所揭示的，價格下限管制必然導致消費者過度消費和生產者抑制生產，結果會在原有社會福利水平上產生社會福利凈損失。圖片
相關政策建議
對電力市場價格穩(wěn)定政策概念給出準確的界定
政府相關部門要對電力市場價格穩(wěn)定的政策概念的內涵和外延做出明確的界定，避免實際操作過程中產生混淆和誤用，比如用現(xiàn)貨市場價格上限偷換價格穩(wěn)定的概念，把現(xiàn)貨市場價格上限確定在目錄分時電價中尖峰電價的水平上。建議把價格穩(wěn)定的內涵界定為全年市場交易均價不超過一定比例，如用各省或者全國全年各市場交易品種按電量加權的平均價格作為衡量電力市場價格穩(wěn)定的指標，參照相關政策，以上下浮動不超過20%作為價格穩(wěn)定的評價指標。把年度中長期交易價格、月度中長期交易價格和日前市場交易價格等界定為價格穩(wěn)定的外延。明確價格穩(wěn)定政策只適用年度交易均價，不適用具體交易品種。把市場與政府監(jiān)管分開，不同交易品種價格按經濟規(guī)律形成，價格穩(wěn)定在維護市場充分競爭的前提下作為政府監(jiān)管政策可以采用平衡賬戶等形式發(fā)揮作用。
明確具體的電力市場交易價格形成機制
建議政府相關文件中參照表1內容明確不同供求平衡狀態(tài)下電力市場價格形成機制，即供不應求時的用戶失負荷價值，供求平衡時的系統(tǒng)平均供電成本（不包括輸配電價），簡單供過于求時的系統(tǒng)邊際成本，嚴重供過于求時的燃煤機組失出力價值。提出電力供需平衡狀態(tài)的判別方法，如現(xiàn)貨市場下基于日前、日內市場供求雙方申報負荷數(shù)據的分時點供需平衡狀態(tài)的判斷指標及計算程序等，分別測算系統(tǒng)平均發(fā)電成本，不同季節(jié)或運行方式的系統(tǒng)邊際成本，煤電機組發(fā)電失出力價值，與有序用電方案相對應的用戶失負荷價值，作為電力現(xiàn)貨市場運行的基本參數(shù)。
瞄準供需不平衡狀態(tài)，深化電力現(xiàn)貨市場改革
目前，我國電力市場改革中市場機制與計劃機制不分。如表2所示，從電力供需平衡價格機制維度，電力現(xiàn)貨市場與傳統(tǒng)計劃調度的核心差異主要體現(xiàn)在電力供需不平衡狀態(tài)下的價格機制及其有效性和經濟性上。在電力供需平衡狀態(tài)下，電力現(xiàn)貨市場與計劃調度的價格形成機制，水平及其有效性、經濟性基本相同，但是，在電力供不應求、簡單供過于求和嚴重供過于求三種狀態(tài)中，電力現(xiàn)貨市場的有效性和經濟性都明顯優(yōu)于計劃調度。因此，電力現(xiàn)貨市場本質上是解決電力供需不平衡的有效機制。目前我國似乎總在電力供需平衡狀態(tài)下搞市場，又通過價格上下限管制等措施，把市場機制排除在其他三種不平衡狀態(tài)之外。應該重點瞄準供需不平衡的三種狀態(tài)推進電力現(xiàn)貨市場深化改革，充分發(fā)揮電力現(xiàn)貨市場優(yōu)越性，比如明確把現(xiàn)貨市場機制納入電力保供中。
增加電力市場價格透明度，精準引導市場主體行為
如表3所示，電力現(xiàn)貨市場的核心是釋放合理而準確的價格信號并精準引導市場主體行為，短期內通過發(fā)電替代和用電替代，長期內通過削峰填谷來節(jié)省發(fā)電和電網投資，實現(xiàn)電力供求平衡的有效性和經濟性等，這不僅要求電力市場價格按經濟規(guī)律形成，而且相關交易特別是價格信息還要公開化或透明化。目前，我國電力交易機構公開的信息十分有限，有些交易只公布電量數(shù)據而不公布價格信息，這種做法只會降低電力市場的有效性和經濟性。建議在按市場經濟規(guī)律定價的前提下，向市場主體甚至社會釋放準確而充分的交易信息特別是價格信息，主動傳遞引導市場主體行為的價格信號。比如2022年8月的省間現(xiàn)貨交易價格公開后，可向發(fā)電企業(yè)傳遞夏季可能出現(xiàn)高價的信息，引導發(fā)電企業(yè)夏季多儲煤和合理安排檢修計劃等；更重要的是，同時也會向用戶傳導用電成本信息，引導用戶合理安排生產計劃。
設置電力現(xiàn)貨市場報價合理性檢測和處置機制
政府相關部門和電力交易機構可能擔心，如果電力現(xiàn)貨市場價格上限按用戶失負荷價值形成，那么發(fā)電企業(yè)合謀申報高價將使電力市場價格大幅度提高并難以控制。目前，就存在發(fā)電企業(yè)利用上下浮動20%的政策申報超過實際燃煤成本價格變化幅度價格的問題。這個問題其實不難處置，國外電力市場就很少出現(xiàn)發(fā)電企業(yè)獲取壟斷超額利潤的情況。電力批發(fā)市場是不完全競爭的市場，在放棄傳統(tǒng)計劃管理體制的同時，應該實施基于電力市場的政府管制。以電力現(xiàn)貨市場為例，可以在不同電力供求平衡狀態(tài)下價格形成的成本測算基礎上，在交易規(guī)則中明確對不同時段市場主體的報價進行合理性的檢測，并進行相應的處置。
分三步開展電力金融市場機制建設
經濟理論為價格變化提供了有效和成熟的金融工具和金融市場。國外電力現(xiàn)貨市場建設和發(fā)展始終與金融工具、金融市場相伴而行。我國電力市場改革已經實施20多年，目前仍然停留在物理交易和政府通過價格變化范圍限制為市場主體控制風險的階段，顯得初級而不合理。建議分三步開展電力金融市場機制建設。第一，把中長期交易等作為金融交易。金融交易即只用于結算的交易。根據電力系統(tǒng)規(guī)律，中長期交易甚至日前市場交易都只是金融交易，不需要物理執(zhí)行，也就不需要分解等，而目前，交易、調度機構卻忙于分解各種交易合同，建議對電力市場包括現(xiàn)貨市場下用于結算的交易和需要物理執(zhí)行的交易進行準確界定，并相應規(guī)范電力交易管理工作。第二，在現(xiàn)貨市場還沒有完全到位的情況下，集中開展金融性市場建設，比如，由北京電力交易中心組織省間現(xiàn)貨的期權交易市場，為省間現(xiàn)貨極端高價提供風險管理工具；由省級電力交易機構組織金融性、市場買賣雙方參與的中長期合同交易市場，解決中長期合同交易價格與現(xiàn)貨市場價格的差異問題；各省現(xiàn)貨市場試點中明確和強化現(xiàn)貨市場全電量物理出清下的差價合同機制，改變目前把差價合同作為偏差結算方法的做法；由北京和廣州電力交易中心在省間輸電通道分配中引入輸電金融權機制，探討市場化的輸電通道使用機制；在跨省跨區(qū)政府合同中引入金融性的合同交易機制，通過發(fā)電權或用電權交易，促進計劃合同與市場機制的有機銜接，在更大范圍內優(yōu)化配置資源。第三，在電力現(xiàn)貨市場正式運行中，由專門的期貨交易機構組織電力期貨、期權等交易市場。電力交易機構組織的電力金融性市場根據實際需要保留和并入電力金融市場。
