现货市场下的广东电价体系流变：从哪里来，到哪里去

电价体系是对电价组成及其结构的总体描述。随着电价改革的不断深入，我国的电价体系已经逐渐由传统的基于“统购统销”的上网电价和销售电价模式，向由市场形成的上网（用电）侧交易电价和输配电价模式转变，电价体系构建正处于一个关键的过渡阶段。

1、传统电价体系概述

在电改“9号文”对电价改革提出新的目标之前，电价主要有上网电价和销售电价两大类，少数大用户直购电试点存在输配电价。现将广东省的上网电价和销售电价情况介绍如下：

1、上网电价

按照电源类型的不同，广东上网电价的管理范围主要分为煤电、气电、水电、核电、可再生能源发电、外来电等，以在广东电源结构中装机占比接近90%的煤电、气电、核电、水电为例进行分析说明。

（1）燃煤机组

2004年6月以前燃煤机组的上网电价实行一厂一价，价格各不相同；2004年6月以后，国家发改委对燃煤机组以省为单位实行标杆上网电价政策，目前广东燃煤机组的标杆电价（裸价）为每千瓦时0.426元。环保电价则包含四类，分别是：脱硫电价1.5分/kWh、脱硝电价1分/kWh、除尘电价0.2分/kWh，对于超低排放电价标准，2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，其统购上网电量加价1分/kWh，对2016年1月1日以后并网运行的新建机组，加价0.5分/kWh。

比较特别地，广东境内的水煤浆及循环流化床机组上网电价通常高于普通机组。水煤浆机组对煤种要求偏高，制浆过程中需要加入价格昂贵的添加剂，循环流化床机组锅炉可以燃烧发热量低、挥发份低的煤种，氮化物生成较少，其生产成本均高于普通燃煤机组，因此上网电价也高于普通燃煤机组。

（2）燃气机组

广东省内燃气电厂执行单一制上网电价。为落实政府工作报告中提出的“一般工商业电价降低10%”的目标。2018年9月，广东省发改委公布了《关于降低天然气发电上网电价有关事项的通知》，要求“燃气机组上网电价高于0.665元/千瓦时的将统一下调至0.665元/千瓦时。新投产燃气机组上网电价统一调整为0.665元/千瓦时，调试运行期的上网电价为商业运行期上网电价的80%，即0.532元/千瓦时”。

不同于广东燃气机组的单一电度上网电价，浙江燃气机组施行的为两部制上网电价，其中容量电价为360-680元/kW·年，电量电价为0.73-0.79元/kWh。浙江在设计电价机制中考虑采用了容量电价对高价机组固定成本进行补偿，与浙江燃气机组的利用小时数较低有一定关系。

（3）核电机组

2013年，国家发改委对核电上网电价机制进行了完善，明确核电上网电价不高于所在省燃煤标杆上网电价，同时对承担技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程，上网电价可适当提高。

广东现役的核电站有大亚湾核电站、岭澳核电站一期项目、岭澳核电站二期项目、阳江核电及襟岛核电厂，综合投产年份和堆型不同，核电机组上网电价也不同，详见表1。

表1 广东境内核电机组上网电价

（4）水电

我国曾经实行过水电标杆电价政策，但是由于不同水电站开发成本差异较大，统一水电标杆电价政策难以满足水电弥补实际成本需求，因此，各地水电标杆电价政策后来逐步取消。目前，广东5万千瓦以下的水电站根据省人大和省政府的规定，执行上网电价最低保护价政策，5万千瓦以上的水电站则由省发改委单独定价。

水电上网电价存在峰谷分时电价及丰枯电价。峰谷分时电价主要为刺激发电企业采取措施缓解紧张、挖掘低谷市场，而丰枯电价则是为了应对丰水期大量弃水、枯水期严重缺电的情况，广东、四川等省份存在丰枯电价和峰谷分时电价。例如，广东清远地区上网的小水电执行丰、枯水期的峰谷电价，丰水期指4至9月，其余为枯水期，峰期指每天8至23时，其余为谷期。水电上网电价在丰水期和枯水期存在一定的上下浮动。

2、销售电价

销售电价是电网公司对终端用户销售电能的价格，由上网电价、网损、输配电价（不含网损）、政府基金及附加叠加而成。一般来说，居民生活、农业生产用电，实行单一制电度电机。两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。工商业及其他用户中受电变压器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的用户，实行两部制电价。受电变压器容量或用电设备装接容量小于100千伏安的实行单一电度电价，条件具备的也可实行两部制电价。

广东的两部制销售电价体系中，电度电价通常实施峰谷分时电价，将一天24小时分成高峰时段、平时段、低谷时段，执行不同价格。

图1 广东珠三角大工业用电分时电价时段划分

这样的价格机制能够利用价格手段一定程度影响用电行为，缓和电力供应紧张。例如水泥行业，其用户用电负荷大，生产性质一般为三班制连续作业，且不受时段、季节、气候影响。水泥行业充分利用了峰平谷分时电价，峰谷倒置明显，夜间负荷较高且持续稳定。

图2 水泥行业负荷特性

根据广东省物价局《关于我省居民生活用电试行阶梯电价有关问题的通知》(［粤价2012］135号)相关规定：居民用户在实行居民阶梯电价的同时，可自主选择是否执行峰谷电价政策。居民峰谷分时电价政策的平段电价以各地现行居民电价水平为基础，峰段、平段、谷段的电价比价（不含政府性基金及附加）为1.65:1:0.5。

2、现货市场环境下的电价重构

按照电改“9号文”确立的“管住中间，放开两头”的改革架构，电价体系随之发生改变。在传统电价体系下，政府部门核定上网电价和销售电价，电网公司赚取二者差价。此轮改革的目标则是由政府核定输配电价，电能量价格由市场竞争形成，最终电力消费者支付的电价由电能量价格、输配电价（含网损）、政府基金及附加叠加而成。

1、电能量价格

按时间尺度划分，电力市场可以划分为中长期市场和现货市场。中长期价格主要通过协商、竞价和挂牌等方式形成。此处主要介绍现货市场电能量价格的形成。

计划调度模式下，机组发多少电，是由调度依据政府下达的发电计划决定的，机组的上网电价也是由政府制定的。电力市场完全改变了这种决策方式，机组能否开机、发多少电以及上网电价，都是由发电商在现货市场上自行申报，按照现货市场交易规则集中竞争决定的，充分体现发电商的生产意愿。

现货市场集中竞争简化模型如下：

（1）发电商针对某交易时段，以机组为单位提供发电报价，标明发电出力与对应的价格。所有机组的报价按照从低到高的顺序排列，得到一条价格与累计发电出力关系的函数曲线，称作发电量价曲线。

（2）按照机组报价由低到高的顺序依次成交，直至累计的发电出力恰好等于该时段全系统的预测负荷，形成初步的发电计划，这个过程称作机组组合决策。

（3）调用电网安全分析程序，对机组组合进行安全校核。如果未通过安全校核，则以总发电成本最低为原则，将有关发电出力从量价曲线中扣除，形成新的发电量价曲线。

（4）重复第（2）、（3）步，也就是机组组合与安全校核相互迭代、反复求解，直到机组组合方案通过安全校核，则该组合方案中最后被调用的机组称为边际机组，其发电报价就是市场边际价格，也就是电能的现货价格。

如果对全天96个时段（每15分钟一个时段）都按照上述规则进行交易出清，就完成了全天的市场出清。也就是通过日前现货交易，制定次日的发电运行计划，实现了较为精准的电力电量平衡和电网安全管理，同时发现了不同时刻的电力价格。

图3 现货市场出清价格形成示意简图

事实上，成熟的电力市场，电能量市场和辅助服务市场是联合优化、同时出清的，从而实现电能与辅助服务供应总成本的最小化。发电商除了要申报能量价格/数量外，还要申报机组成本特性（启停成本、空载成本等）以及一些技术参数（爬坡速率、最低出力、最大出力等）。此时，现货市场出清就不能只将报价进行简单累加形成量价曲线，而需要通过复杂的优化算法（国际成熟市场通常采用混合整数优化算法）寻找最优解，以实现在满足电网安全约束的条件下总运行成本最小，解决好哪些机组开机组合、机组出力分配、电力电量平衡、调频、备用等系统运行和资源优化配置问题。

现货市场出清过程，其本质是一个多要素、单目标的系统优化求解过程。优化要素非常多，总体可分为两大类，一类是影响电网安全性的，包括：电网安全约束（电网静态稳定、暂态稳定、动态稳定、热稳定、电压稳定、频率稳定问题）、电力电量平衡；另一类是影响市场经济性的，主要是机组运行特性（爬坡速率、最大最小出力、启停时间）、运行成本报价（能量报价、调频、调压、备用报价、启停报价）等。优化目标，就是在满足电网安全和电力供应的前提下，实现系统总运行成本最低。

截至目前，南方（以广东起步）电力现货市场（以下简称“广东现货市场”）已开展三次试结算。以广东电力交易中公布的广东现货市场10月22日日前交易实际数据为例，批发市场上出清的发电侧平均价格在时间维度上与统调负荷曲线趋势接近，供需关系影响总体价格走势；在空间维度上则体现出阻塞断面对局部节点电价的影响，体现了节点电价的空间价值。但试结算由于多种原因叠加，造成价格始终不高。

图4 节点电价时间特性示意简图

图5 节点电价空间特性示意简图

2、输配电价

输配电价环节由政府定价。输配电价制定以电网企业投资形成的资产为基础，按照“准许成本加合理收益”的原则确定准许收入和输配电价，电网企业按照政府核定的价格收取过网费。

输配电价制定的首要原则是能够弥补输配电投资成本和运维成本，以维持对电网的合理投资和电网企业正常生产运营。同时，输配电价在弥补合理成本之外，还需要有合理收益，满足电网企业服务经济社会发展需要。

为推动落后地区的经济技术发展，解决农村用户的基本用电问题，实现电力普遍服务的职能，广东省内采取了发达地区对欠发达地区、城市地区对农村地区进行输配电价交叉补贴的做法。珠三角5市、江门市、惠州市和深圳市为广东省较为发达的地区，东西两翼地区和粤北山区为欠发达地区。如表2所示，发达地区各电压等级大工业用户的输配电价和一般工商业用户的输配电价均高于欠发达地区。

不仅如此，广东省东西两翼地区220kV的大工业用户的电量电价为-0.06分/kWh；粤北山区10kV、35kV、110kV 和220kV大工业用户的电量输配电价分别为-0.16分/kWh、-2.66分/kWh、-2.66分/kWh和-5.16分/kWh。但这并不意味着电网企业需要向大工业用户支付电价，这部分电价实际来源于广东省发达地区的大工业用户和一般工商业用户，即广东省珠三角对粤北山区和东西两翼地区进行输配电价交叉补贴。

表2 广东省电网各价区输配电价表（不含深圳市）

3、思考：过渡阶段的电价疏导挑战

广东省内存在多类不同成本的发电机组，现货市场环境下，不同机组按照绝对能量价格同平台竞争发电，发电成本高的机组（以燃气机组为主）由于缺乏价格优势，难以在市场中获利，从而影响其正常生产经营，可能进一步影响高峰时段的电力供应。因此，广东选择对高成本机组进行一定的补贴，保证其在现货市场中有适当的竞争力。

在规则上对高成本机组做出专门设计与广东的实际情况有关。目前燃气机组占广东省内装机约20%，已经不仅是调峰电源，而是主力发电机组。这些成本较高的发电机组对于满足系统安全和经济社会发展的需要是必不可少的，主要的原因包括：高峰电力供应、调峰调频、网络顶峰等安全要求；省内欠发达地区、革命老区经济发展的需要；带动上游天然气产业，发展气电等清洁能源的需要。

在2019年10月份南方（以广东起步）电力现货市场的按周试结算中，燃气机组、资源综合利用机组、水煤浆机组、自建专线上网机组等被列入高成本机组补贴范围，根据高成本机组现行核定上网电价与燃煤机组标杆电价之差，制定各类型高成本机组的度电补贴标准。

补贴机制缓解了高成本机组的经营压力，也引出了高成本机组的电价疏导问题。按照广东现货市场建设的本来设计，对于燃气机组的补贴为结算后补贴，由市场用户按用电量分摊。但在2019年10月的结算试运行中，这部分成本没有加诸用户，而是由电网公司承担，以便于试运行的推进。

这反映了一种两难的局面。按照市场机制，发电成本应该体现在终端销售电价中有所体现，但若高价机组成本完全疏导至用户侧，可能导致用户侧价格上涨。若电网负担高价机组（例如燃气机组）高出煤机标杆电价部分，那么输配电价核定准许收入又无法正常收回。根据广东能源发展规划，未来燃气机组投产规模将逐年增加，到2020年底燃气机组装机将会达到3000万千瓦，到2023年预计将达到4327万千瓦。随着燃气机组装机容量逐年提高且进入市场竞争，这一问题将越发突出。

除了高价机组存在疏导问题，市场与非市场并行也带来疏导问题。

按照国家有关部门要求，南方（以广东起步）现货市场需在2020年1月1日前具备现货试结算条件。在市场用户和非市场用户同时存在情况下，如现货连续结算运行，市场采用绝对价格模式，电网公司的准许收入回收主要来自于两部分：一部分是来自进入电力市场的用户，电网公司按照国家核定的输配电价向市场用户收取过网费；另一部分是来自没有进入市场的用户，电网企业仍向其收取销售目录电价，按照批复上网电价支付购电费，即对于没有进入市场的用户按照购销价差回收准许收入。

若市场外用户为低价用户（如居民、农业等）、而市场外购电机组为高价机组，则就产生了高买低卖，相当于在市场外电网企业收不到应收的准许收入，而市场内又是按照输配电价收取收入，这样会导致政府给电网企业核定的准许收入无法回收。

根据国家发展改革委2019年印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。当前广东的情况是，上网侧高价的燃气机组不断增加，而销售电价按照政府要求又只降不升，按照现行的统购统销模式，电网企业输配电价势必会受到挤压。

挤压会带来的结果之一可能是交叉补贴难以维持。为更好扶持粤东西北发展和产业转移的战略部署，广东省在销售电价设置上，将全省电价分为六个价区（珠三角5市、深圳市、惠州市、江门、东西两翼地区、粤北山区），价区间目录电价差距大，存在珠三角地区用户补贴粤东西北地区用户的情况。除此之外，省内还存在高电压等级用户补贴低电压等级用户，工商业用户补贴居民农业用户等。市场化不断扩大后，电网公司收取的交叉补贴将减少，原有的交叉补贴格局必然受到冲击。

根据广东省发改委、南方能监局联合发布的《关于做好2020年广东电力市场中长期交易合同签订工作的通知》，要求广东2020年电力市场中长期交易按“价差合同+曲线”的模式组织。笔者认为，该方式确属综合各种复杂因素之后、在现货市场建设过渡时期的不易之举，按照价差模式组织交易，广东后续市场化高价机组不断进入，乃至全量进入后，销售电价面临疏导困难的问题将非常棘手。

（董超、董锴供职于广东电网公司电力调度控制中心，刘琳供职于广东电网公司计划与财务部。本文仅代表个人观点，不代表所在单位，亦不代表本刊立场。）