争鸣 | 再议分区电价的适用性

赵克斌

本轮电力市场化改革推进已八年有余。近期，期待已久的《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《基本规则》）出台，成为行业内外的关注焦点。其中，吸引大家的一个话题是中长期电力交易结算参考点的本质及其影响。本文试图结合理论与实践，探讨电力现货市场建设有关的现实难题。

以发电侧为例，《基本规则》未出台前，大多采用以下两种结算公式。

差量结算公式： R _发电 =R _{中长期合约电费} +R _{日前偏差电量电费} +R _{实时偏差电量电费} = Q _中长期 ×P _中长期  +（ Q _日前 -Q _中长期 ）×P _日前 +（Q _实时 -Q _日前 ）×P _实时

差价结算公式：   R _发电 = R _{实时全电量电费} +R _{日前差价电费} +R _{中长期差价电费} =Q _实时 ×P _实时 + Q _日前 ×（P _日前 -P _实时 ） + Q _中长期 ×（ P _中长期 -P _日前 ）

从差量结算公式可以推导出差价结算公式，两种结算公式是等效的。这两种公式在采用系统边际电价出清方式下是没有问题的。

假如 ： P _日前 =P _实时 ， 则公式简化为：  Q _实时 ×P _实时   + Q _中长期 ×（ P _中长期 -P _实时 ）。 如果中长期价格等于现货价格，即 P _中长期 =P _实时 ， 则公式进一步简化为：  Q _实时 ×P _实时 ， 发电企业的电费收入实际上就是全部发电量按照现货价格结算电费；如果 Q _实时 =   Q _中长期 ， 则公式进一步简化为： Q _中长期 × P _中长期 ， 发电企业的电费收入实际上就是全部发电量按照中长期合约价格结算电费。

公式简化后，就可以清晰地看到中长期价格与现货价格的关系，中长期市场才是电力交易的“主战场”，而现货价格是中长期价格的“风向标”。参与交易的市场主体当中，谁对现货市场中现货价格走势预测得更准确，谁就可以在中长期市场更加精准地控制量价仓位，从而更好发挥中长期市场“锁定收益，规避风险”的作用。

《基本规则》给出了两种新的结算公式，如下所示：

差价结算公式： R _发电 = R _{日前全电量电费} +R _{实时偏差电量电费} +R _{中长期差价合约电费}   =Q _日前 ×P _日前 +（Q _实时 -Q _日前 ）×P _实时  + Q _中长期 ×（ P _中长期 -P _{中长期结算参考点现货电价} ）

差量结算公式 ： R _发电 = R _{中长期合约电费} +R _{日前电能量电费} +R _{实时电能量电费} =Q _中长期 ×（P _中长期 +   P _{日前节点/分区边际电价} -P _{中长期结算参考点现货电价} ）+（ Q _日前 -Q _中长期 ）×P _{日前节点/分区边际电价} +（Q _实时 -Q _日前 ）×P _{实时节点/分区边际电价}

两种结算公式也是等效的。与原公式不同之处在于中长期差价合约电费结算，原结算（差价）公式为 Q _中长期 ×（ P _中长期 -P _日前 ）  ， 现结算（差价）公式为 Q _中长期 ×（ P _中长期 -P _{中长期结算参考点现货电价} ）。 当 P _日前 ＞ P _{中长期结算参考点现货电价} ， 即节点电价高于参考点现货电价时，现结算公式下， R _{中长期差价合约电费} 就相对高； 当 P _日前 ＜ P _{中长期结算参考点现货电价} ， 即节点电价低于参考点现货电价时，现结算公式下， R _{中长期差价合约电费} 就相对低。可以看出，现结算公式体现了电价的“时间+空间”价值特性，反映了阻塞费用。

以G省为例，采用集中式市场模式，发电侧实行节点电价机制，用户侧实行东、西分区电价机制。东区现货电价高（假定为350元/兆瓦时）、西区电价低（假定为250元/兆瓦时），原结算公式下，东区、西区发电机组均签订300元/兆瓦时的中长期合同，由于没有约定中长期结算参考点，结算结果是东区发电机组相对亏50元/兆瓦时，西区发电机组均相对赚50元/兆瓦时。

一般情况下，东区用户和发电机组的中长期合同价格会以东区现货价格为“风向标”，使得中长期合约价格尽量接近东区现货价格，并约定中长期结算参考点为东区；西区用户和发电机组的中长期合同价格会以西区现货价格为“风向标”，使得中长期合约价格尽量接近西区现货价格，并约定中长期结算参考点为西区。

因此，最新结算公式下，假如东区、西区发电机组仍然都签订了300元/兆瓦时的中长期合同，那么，用户一般会在合同中与东区、西区发电机组约定中长期结算参考点为东区，这样结算结果就是东区、西区发电机组都相对亏50元/兆瓦时。

《基本规则》提出，可根据电网结构和阻塞等情况，选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等机制。对于电网阻塞程度较为严重、输电能力受限的地区，宜采用节点边际电价机制。对于存在明显阻塞断面的地区，宜采用分区边际电价机制。同时，提出现货市场出清时，以市场内统一边际价格作为系统电价的，可不区分节点或价区。

事实上，电价出清机制的选择不能以电网阻塞为唯一考量。仍然以G省为例，发电侧实行节点电价机制，用户侧实行东、西分区电价机制，这本身说明电价出清机制的选择是一个社会经济问题。

业界有观点认为，用户侧采取分区电价模式的初衷是引导新增发用电企业的投资选址。从G省的实际运行效果看，尽管东、西分区度电价差已达到0.1元以上，其投资引导作用不仅非常有限，而且造成A地区用电企业用电成本大幅上涨，B地区新增光伏发电的收益则难以支撑其可持续发展。企业投资选址受发展背景以及资源条件等复杂因素影响，需综合决策，分区电价的影响程度有限。用户侧采用分区电价对存量用户的用电成本造成了较大影响。此外，讨论节点或分区电价机制时，却较少提及线路规划建设，不利于实际减轻电网阻塞。

笔者认为，由计划向市场转型初期采用统一的系统边际电价机制不失为一个稳妥的方法。对G省而言，如果分区电价推进过快，会造成较大利益调整。阻塞本身就会导致利用小时数下降或弃电率大幅提升，这是阻塞的基本“功用”。因此，阻塞本质上也是一种配置资源的方式，即便同样的价格，如果有人仍然愿意到阻塞严重的地区投资，说明投资者愿意接受低利用率或高弃电率。

一是水电机组如何公平进入市场。市场化改革启动至今，业界对此探讨较少，针对性的规则政策也较少。

二是峰谷价差比不低于3：1是针对非现货市场的过渡性目录电价政策。现货市场运行条件下，不应对中长期市场进行峰谷价差限定。如G省2023年1-7月份东区现货峰、平、谷段价格比值为0.98：1：0.89，西区现货峰、平、谷段价格比值为0.92：1：0.63，而G省中长期峰谷价差则为3：1，两者难以衔接。

三是现货市场价格体现“时空”价值，“同电力同价格”一个隐含的条件就是同时间同位置。那么节点/分区电价机制下的中长期电价一定是不同的，更不能统一约束或规定中长期限价。

在政府主导的市场模式下，市场运作之道在于均势。均势市场以中位价值为基础，中位价值追求更大范围的公平优先于小范围的公平。探索实践均势理论，既要防范政府调控缺陷，又要修正市场失灵现象。

（作者为电力行业从业者）

编辑 姜黎

审核 冯洁