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南方能源观察
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eo记者 姜黎 广州供电局营销创新与能源管理中心 唐渊 博士
2019年5月15日、5月16日两天，以及2019年6月20日到6月23日四天，广东电力现货市场真刀真枪地尝试了一次。试结算6天用户侧日前统一结算价均价算数平均为302.7元/MWh，与目录电价相比，降价幅度可观。
只是仔细测算便不难发现，峰谷价差空间变小了，且电价敏感型用户未必能够享受到大比例的市场红利。
峰谷分时电价是指根据电网的负荷变化情况，将每天24小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。
如果这样的价格信号持续传导至用户，会不会逐渐改变用电习惯，削弱电价敏感型用户在低谷时段用电的动力？会不会反而增加电网的调峰压力？新型能源服务会不会依然找不到发展空间？
从峰谷电价到现货市场
2003年，国家发展和改革委员会发出通知，全面推行峰谷分时电价、丰枯电价、避峰电价等一系列电价制度。通知指出，按照用电特点和地区之间的差别，以移峰填谷为目的，各地峰、谷时段电价价差可在2-5倍之间调整。
这一年4月1日起，广东受电变压器总容量在315kVA及以上的大工业用户，按当月的抄见用电量，统一实行峰谷电价。高峰、平段、低谷各8小时，高峰时间段为：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。各地大工业电度电价为平段电价，高峰电价为平段电价的150%，低谷电价为平段电价的50%。
2005年3月，广东省物价局和原广东省经济贸易委员会联合发布《关于调整峰谷电价的通知》，这次扩展了实施范围，并按地域调整了时段划分。普通工业专用变压器用电（不含自来水生产、煤气生产和公交、地铁用电）均实行峰谷电价。与此同时，高峰电价进一步提升为平段电价基础上上浮58%，低谷电价保持原比例水平不变。
通知还指出，建立峰谷电价损益调节机制。由省物价局对峰谷电价的执行情况每年审核一次，并纳入下一年度电价调整方案统一考虑。
2016年，广东正式启动售电侧改革，电厂与用户“见面”签订购售电合同，但直到2019年初，市场交易仍采用价差模式，即发用双方申报交易价格为上网电价或目录电价的价差。这意味着虽然历经多年直接交易，用户侧峰谷平价格体系并未被“动摇”。而现货市场的出现才彻底带来了改变。
试结算日前价格与目录电价的对比复盘
2019年5月、6月，南方（以广东起步）作为首批电力现货试点之一，选取6天进行了结算试运行。广东电力交易中心公布的日前交易结果如下：
试结算6天用户侧日前均价算数平均约302.7元/MWh，远低于目录电价。
为测算目录电价与现货市场试结算日价格的变化，笔者选取典型地区和典型用户的价格案例进行对比后发现，日前现货市场试结算结果呈现出的用户侧峰谷价差空间缩小；不同类型用户所获市场红利程度不一，电价敏感型工业用户享受到的红利可能低于城市商业类用户。
峰谷价差空间缩小
笔者选取城市规模较大的广州和高载能工业用户较为密集的云浮目录电价作为比照数据，结果如图1所示。
说明：为方便展示，图中“现货日前”价格为6天试结算出清日前电价的算数平均值，分别加上广州以及云浮两市1-10kV大工业电价输配电价以及相应基金（暂不考虑阻塞盈余分摊以及其他费用）。统调负荷为6天试结算期间负荷算术平均，折算一定数额后以方便比较。
数据来源：综合广东省物价局公开发布的目录电价信息及电力运行、交易机构向市场主体公布的信息
由图1可见，现货出清价格基本趋势与统调负荷保持一致，变动比率略高于统调负荷变化比率，但与原有目录电价相比则有较大差距。以过去6天试结算出清结果看，广州夜间平均只有1个小时现货电价低于原定目录电价。白天以及傍晚电价虽然同负荷特性呈现三峰特征，但峰值电价仅550元/MWh左右，远低于原目录电价峰段电价的1007.2元/MWh，甚至低于平段的610.4元/MWh。现货日前价格高峰与低谷价差最大也仅253元/MWh，远低于原目录电价的702元/MWh。
从电网运行的角度看，负荷供需平衡主要由发电机的出力调节来实现的。我们通常认为，只要高峰可以“顶”过去，低谷时调低发电功率即可。实际的情况是：同样困难。广东燃煤电厂装机容量占省调装机容量过半。一台60万及以上容量的大型燃煤电厂最低运行点通常不会低于额定发电功率的30%-40%。小型燃煤电厂的最低工作点将更高，但此类发电厂的启停时间和燃料成本同样很高，对于电厂来说，宁愿亏钱发电运行也不愿选择停机。
低谷时段电价的总体上升或会挫伤用户夜间生产的积极性，夜间负荷过低将导致电网低谷调峰困难，增加系统整体运行成本；同时，高峰电价的相对下降将促进用户在白天多用电，造成尖峰更尖，可能导致高峰缺电的情况出现。
随着工业转型升级，生产劳动的一线参与者趋向年轻化，这些从业者熬夜倒班的源动力相较改革开放初期已明显减弱。如果电价敏感型行业的生产厂商测算后得出结论：夜间生产和白天生产的成本投入差异缩小，但白天人力生产效率将提高，那其选择不言而喻。
从用户侧综合能源服务的角度分析，分布式光伏、用户侧储能等业务都将受到一定影响。以深圳为例，原先电储能每充放一度电可获得的最大价差约为0.7元（根据2019年7月1日后执行的深圳工商业电价信息测算），投资方再与用户对这个收益进行分成，如果最大价差缩小，很可能导致用户侧储能投资“入不敷出”，进而削弱灵活性电源的投资动力。
不同类型用户分享的改革红利不等
对比图1中广州与云浮电价可以发现，云浮夜间日前现货价格相比目录电价下降幅度较广州更大，这主要是因为原目录电价在计算“谷段”以及“峰段”电价时，统一采用平段价格按一定比例相乘获得。即原来已经对各个时段的能量价格以及输配电价成分（甚至基金附加）均乘以了“峰谷平系数”，而这在目前的输配电价体系中是缺失的。
数据来源：综合电力运行、交易机构向市场主体公布的信息计算、制图
具体到用户，如图2所示，为最大化降低用能成本，该企业在主要在原谷期电费时段开工生产。原有目录电价模式下，单日电费为5492.2元，平均单价为402.5元/MWh。现货模式下，采用试结算6天数据计算（不考虑中长期合约，仅采用日前出清均价计算），单日电费将上涨至5558.6元，涨幅约1.21%，平均单价达到407.4元/MWh。
数据来源：综合电力运行、交易机构向市场主体公布的信息计算、制图
图3所示为一电费不敏感型用户某日负荷曲线。该类企业可能由于其业务特征约束或者用工成本考虑只能在日内开展生产。计算可得在原有目录电价模式下，单日电费为10.02万元，平均单价为748.9元/MWh。而现货模式下同日电费大幅下降至6.72万元，降幅接近三分之一，平均单价降至502.4元/MWh。
由以上算例得知，目前的现货价格对原有峰谷平电价结构下不同类用户带来完全不同的影响，一部分用户可享受33%的电费降幅，而另一部分需求弹性强的用户反而无法享受更多红利。
以上测算只选取了日前市场的试结算日结果，样本数量有限，未考虑结算后“场外”补贴，并且未将中长期交易价格纳入考虑范围中，笔者认为并不能全面代表市场化之后的价格格局。但由于现货市场与中长期价格相互影响，目前日前与日内价格对明年的中长期交易有着很强的指导意义，因此也应重视它们释放出的信号。
目前，广东现货市场发电侧最高、最低限价是用原先目录电价体系下峰谷分时电价倒推而得，发电侧节点电价传导至需求侧后，最终结算采用统一加权平均电价，相当于对发电侧的竞争结果进行了拟合，使得价格波动被平抑。
此外，目录电价模式下，能量价格和输配电价（甚至政府性附加、基金）都按照峰谷比例进行了折算，包含了时间特性。但在目前的现货市场模式下，输配电价采用分区电价，仅体现了地理特性。
发电侧报价最高、最低限价如何确定；统筹考虑市场对源-网-荷端的影响，如何在市场外进行“二次分配”，缓解价格体系变动带来的“错乱”；输配电价结构如何才能与电力市场交易进一步匹配等等，都是接下来电力市场建设需要面对的课题。