eo記者 姜黎 廣州供電局營(yíng)銷創(chuàng)新與能源管理中心 唐淵 博士
2019年5月15日、5月16日兩天，以及2019年6月20日到6月23日四天，廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)真刀真槍地嘗試了一次。試結(jié)算6天用戶側(cè)日前統(tǒng)一結(jié)算價(jià)均價(jià)算數(shù)平均為302.7元/MWh，與目錄電價(jià)相比，降價(jià)幅度可觀。
只是仔細(xì)測(cè)算便不難發(fā)現(xiàn)，峰谷價(jià)差空間變小了，且電價(jià)敏感型用戶未必能夠享受到大比例的市場(chǎng)紅利。
峰谷分時(shí)電價(jià)是指根據(jù)電網(wǎng)的負(fù)荷變化情況，將每天24小時(shí)劃分為高峰、平段、低谷等多個(gè)時(shí)段，對(duì)各時(shí)段分別制定不同的電價(jià)水平，以鼓勵(lì)用電客戶合理安排用電時(shí)間，削峰填谷，提高電力資源的利用效率。
如果這樣的價(jià)格信號(hào)持續(xù)傳導(dǎo)至用戶，會(huì)不會(huì)逐漸改變用電習(xí)慣，削弱電價(jià)敏感型用戶在低谷時(shí)段用電的動(dòng)力？會(huì)不會(huì)反而增加電網(wǎng)的調(diào)峰壓力？新型能源服務(wù)會(huì)不會(huì)依然找不到發(fā)展空間？
從峰谷電價(jià)到現(xiàn)貨市場(chǎng)
2003年，國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)發(fā)出通知，全面推行峰谷分時(shí)電價(jià)、豐枯電價(jià)、避峰電價(jià)等一系列電價(jià)制度。通知指出，按照用電特點(diǎn)和地區(qū)之間的差別，以移峰填谷為目的，各地峰、谷時(shí)段電價(jià)價(jià)差可在2-5倍之間調(diào)整。
這一年4月1日起，廣東受電變壓器總?cè)萘吭?15kVA及以上的大工業(yè)用戶，按當(dāng)月的抄見用電量，統(tǒng)一實(shí)行峰谷電價(jià)。高峰、平段、低谷各8小時(shí)，高峰時(shí)間段為：7:00-12:00；19:00-22:00，低谷：23:00-次日7:00，平段：12:00-19:00；22:00-23:00。各地大工業(yè)電度電價(jià)為平段電價(jià)，高峰電價(jià)為平段電價(jià)的150%，低谷電價(jià)為平段電價(jià)的50%。
2005年3月，廣東省物價(jià)局和原廣東省經(jīng)濟(jì)貿(mào)易委員會(huì)聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于調(diào)整峰谷電價(jià)的通知》，這次擴(kuò)展了實(shí)施范圍，并按地域調(diào)整了時(shí)段劃分。普通工業(yè)專用變壓器用電（不含自來水生產(chǎn)、煤氣生產(chǎn)和公交、地鐵用電）均實(shí)行峰谷電價(jià)。與此同時(shí)，高峰電價(jià)進(jìn)一步提升為平段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮58%，低谷電價(jià)保持原比例水平不變。
通知還指出，建立峰谷電價(jià)損益調(diào)節(jié)機(jī)制。由省物價(jià)局對(duì)峰谷電價(jià)的執(zhí)行情況每年審核一次，并納入下一年度電價(jià)調(diào)整方案統(tǒng)一考慮。
2016年，廣東正式啟動(dòng)售電側(cè)改革，電廠與用戶“見面”簽訂購(gòu)售電合同，但直到2019年初，市場(chǎng)交易仍采用價(jià)差模式，即發(fā)用雙方申報(bào)交易價(jià)格為上網(wǎng)電價(jià)或目錄電價(jià)的價(jià)差。這意味著雖然歷經(jīng)多年直接交易，用戶側(cè)峰谷平價(jià)格體系并未被“動(dòng)搖”。而現(xiàn)貨市場(chǎng)的出現(xiàn)才徹底帶來了改變。
試結(jié)算日前價(jià)格與目錄電價(jià)的對(duì)比復(fù)盤
2019年5月、6月，南方（以廣東起步）作為首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)之一，選取6天進(jìn)行了結(jié)算試運(yùn)行。廣東電力交易中心公布的日前交易結(jié)果如下：
試結(jié)算6天用戶側(cè)日前均價(jià)算數(shù)平均約302.7元/MWh，遠(yuǎn)低于目錄電價(jià)。
為測(cè)算目錄電價(jià)與現(xiàn)貨市場(chǎng)試結(jié)算日價(jià)格的變化，筆者選取典型地區(qū)和典型用戶的價(jià)格案例進(jìn)行對(duì)比后發(fā)現(xiàn)，日前現(xiàn)貨市場(chǎng)試結(jié)算結(jié)果呈現(xiàn)出的用戶側(cè)峰谷價(jià)差空間縮??；不同類型用戶所獲市場(chǎng)紅利程度不一，電價(jià)敏感型工業(yè)用戶享受到的紅利可能低于城市商業(yè)類用戶。
峰谷價(jià)差空間縮小
筆者選取城市規(guī)模較大的廣州和高載能工業(yè)用戶較為密集的云浮目錄電價(jià)作為比照數(shù)據(jù)，結(jié)果如圖1所示。
說明：為方便展示，圖中“現(xiàn)貨日前”價(jià)格為6天試結(jié)算出清日前電價(jià)的算數(shù)平均值，分別加上廣州以及云浮兩市1-10kV大工業(yè)電價(jià)輸配電價(jià)以及相應(yīng)基金（暫不考慮阻塞盈余分?jǐn)傄约捌渌M(fèi)用）。統(tǒng)調(diào)負(fù)荷為6天試結(jié)算期間負(fù)荷算術(shù)平均，折算一定數(shù)額后以方便比較。
數(shù)據(jù)來源：綜合廣東省物價(jià)局公開發(fā)布的目錄電價(jià)信息及電力運(yùn)行、交易機(jī)構(gòu)向市場(chǎng)主體公布的信息
由圖1可見，現(xiàn)貨出清價(jià)格基本趨勢(shì)與統(tǒng)調(diào)負(fù)荷保持一致，變動(dòng)比率略高于統(tǒng)調(diào)負(fù)荷變化比率，但與原有目錄電價(jià)相比則有較大差距。以過去6天試結(jié)算出清結(jié)果看，廣州夜間平均只有1個(gè)小時(shí)現(xiàn)貨電價(jià)低于原定目錄電價(jià)。白天以及傍晚電價(jià)雖然同負(fù)荷特性呈現(xiàn)三峰特征，但峰值電價(jià)僅550元/MWh左右，遠(yuǎn)低于原目錄電價(jià)峰段電價(jià)的1007.2元/MWh，甚至低于平段的610.4元/MWh?，F(xiàn)貨日前價(jià)格高峰與低谷價(jià)差最大也僅253元/MWh，遠(yuǎn)低于原目錄電價(jià)的702元/MWh。
從電網(wǎng)運(yùn)行的角度看，負(fù)荷供需平衡主要由發(fā)電機(jī)的出力調(diào)節(jié)來實(shí)現(xiàn)的。我們通常認(rèn)為，只要高峰可以“頂”過去，低谷時(shí)調(diào)低發(fā)電功率即可。實(shí)際的情況是：同樣困難。廣東燃煤電廠裝機(jī)容量占省調(diào)裝機(jī)容量過半。一臺(tái)60萬及以上容量的大型燃煤電廠最低運(yùn)行點(diǎn)通常不會(huì)低于額定發(fā)電功率的30%-40%。小型燃煤電廠的最低工作點(diǎn)將更高，但此類發(fā)電廠的啟停時(shí)間和燃料成本同樣很高，對(duì)于電廠來說，寧愿虧錢發(fā)電運(yùn)行也不愿選擇停機(jī)。
低谷時(shí)段電價(jià)的總體上升或會(huì)挫傷用戶夜間生產(chǎn)的積極性，夜間負(fù)荷過低將導(dǎo)致電網(wǎng)低谷調(diào)峰困難，增加系統(tǒng)整體運(yùn)行成本；同時(shí)，高峰電價(jià)的相對(duì)下降將促進(jìn)用戶在白天多用電，造成尖峰更尖，可能導(dǎo)致高峰缺電的情況出現(xiàn)。
隨著工業(yè)轉(zhuǎn)型升級(jí)，生產(chǎn)勞動(dòng)的一線參與者趨向年輕化，這些從業(yè)者熬夜倒班的源動(dòng)力相較改革開放初期已明顯減弱。如果電價(jià)敏感型行業(yè)的生產(chǎn)廠商測(cè)算后得出結(jié)論：夜間生產(chǎn)和白天生產(chǎn)的成本投入差異縮小，但白天人力生產(chǎn)效率將提高，那其選擇不言而喻。
從用戶側(cè)綜合能源服務(wù)的角度分析，分布式光伏、用戶側(cè)儲(chǔ)能等業(yè)務(wù)都將受到一定影響。以深圳為例，原先電儲(chǔ)能每充放一度電可獲得的最大價(jià)差約為0.7元（根據(jù)2019年7月1日后執(zhí)行的深圳工商業(yè)電價(jià)信息測(cè)算），投資方再與用戶對(duì)這個(gè)收益進(jìn)行分成，如果最大價(jià)差縮小，很可能導(dǎo)致用戶側(cè)儲(chǔ)能投資“入不敷出”，進(jìn)而削弱靈活性電源的投資動(dòng)力。
不同類型用戶分享的改革紅利不等
對(duì)比圖1中廣州與云浮電價(jià)可以發(fā)現(xiàn)，云浮夜間日前現(xiàn)貨價(jià)格相比目錄電價(jià)下降幅度較廣州更大，這主要是因?yàn)樵夸涬妰r(jià)在計(jì)算“谷段”以及“峰段”電價(jià)時(shí)，統(tǒng)一采用平段價(jià)格按一定比例相乘獲得。即原來已經(jīng)對(duì)各個(gè)時(shí)段的能量?jī)r(jià)格以及輸配電價(jià)成分（甚至基金附加）均乘以了“峰谷平系數(shù)”，而這在目前的輸配電價(jià)體系中是缺失的。
數(shù)據(jù)來源：綜合電力運(yùn)行、交易機(jī)構(gòu)向市場(chǎng)主體公布的信息計(jì)算、制圖
具體到用戶，如圖2所示，為最大化降低用能成本，該企業(yè)在主要在原谷期電費(fèi)時(shí)段開工生產(chǎn)。原有目錄電價(jià)模式下，單日電費(fèi)為5492.2元，平均單價(jià)為402.5元/MWh?，F(xiàn)貨模式下，采用試結(jié)算6天數(shù)據(jù)計(jì)算（不考慮中長(zhǎng)期合約，僅采用日前出清均價(jià)計(jì)算），單日電費(fèi)將上漲至5558.6元，漲幅約1.21%，平均單價(jià)達(dá)到407.4元/MWh。
數(shù)據(jù)來源：綜合電力運(yùn)行、交易機(jī)構(gòu)向市場(chǎng)主體公布的信息計(jì)算、制圖
圖3所示為一電費(fèi)不敏感型用戶某日負(fù)荷曲線。該類企業(yè)可能由于其業(yè)務(wù)特征約束或者用工成本考慮只能在日內(nèi)開展生產(chǎn)。計(jì)算可得在原有目錄電價(jià)模式下，單日電費(fèi)為10.02萬元，平均單價(jià)為748.9元/MWh。而現(xiàn)貨模式下同日電費(fèi)大幅下降至6.72萬元，降幅接近三分之一，平均單價(jià)降至502.4元/MWh。
由以上算例得知，目前的現(xiàn)貨價(jià)格對(duì)原有峰谷平電價(jià)結(jié)構(gòu)下不同類用戶帶來完全不同的影響，一部分用戶可享受33%的電費(fèi)降幅，而另一部分需求彈性強(qiáng)的用戶反而無法享受更多紅利。
以上測(cè)算只選取了日前市場(chǎng)的試結(jié)算日結(jié)果，樣本數(shù)量有限，未考慮結(jié)算后“場(chǎng)外”補(bǔ)貼，并且未將中長(zhǎng)期交易價(jià)格納入考慮范圍中，筆者認(rèn)為并不能全面代表市場(chǎng)化之后的價(jià)格格局。但由于現(xiàn)貨市場(chǎng)與中長(zhǎng)期價(jià)格相互影響，目前日前與日內(nèi)價(jià)格對(duì)明年的中長(zhǎng)期交易有著很強(qiáng)的指導(dǎo)意義，因此也應(yīng)重視它們釋放出的信號(hào)。
目前，廣東現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)電側(cè)最高、最低限價(jià)是用原先目錄電價(jià)體系下峰谷分時(shí)電價(jià)倒推而得，發(fā)電側(cè)節(jié)點(diǎn)電價(jià)傳導(dǎo)至需求側(cè)后，最終結(jié)算采用統(tǒng)一加權(quán)平均電價(jià)，相當(dāng)于對(duì)發(fā)電側(cè)的競(jìng)爭(zhēng)結(jié)果進(jìn)行了擬合，使得價(jià)格波動(dòng)被平抑。
此外，目錄電價(jià)模式下，能量?jī)r(jià)格和輸配電價(jià)（甚至政府性附加、基金）都按照峰谷比例進(jìn)行了折算，包含了時(shí)間特性。但在目前的現(xiàn)貨市場(chǎng)模式下，輸配電價(jià)采用分區(qū)電價(jià)，僅體現(xiàn)了地理特性。
發(fā)電側(cè)報(bào)價(jià)最高、最低限價(jià)如何確定；統(tǒng)籌考慮市場(chǎng)對(duì)源-網(wǎng)-荷端的影響，如何在市場(chǎng)外進(jìn)行“二次分配”，緩解價(jià)格體系變動(dòng)帶來的“錯(cuò)亂”；輸配電價(jià)結(jié)構(gòu)如何才能與電力市場(chǎng)交易進(jìn)一步匹配等等，都是接下來電力市場(chǎng)建設(shè)需要面對(duì)的課題。
