2015年，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称“中发9号文”）发布以来，我国输配电价改革取得了显著成效。2018年，输配电价改革被认为是中发9号文提出的7个方面28项“近期推进电力体制改革的重点任务”中第一个全面完成的专项改革。由于多种原因，我国输配电价改革过于强调输配电价改革的成本补偿（收益是资本成本的补偿）功能，却忽视了输配电价促进电网开放、电力交易和优化资源配置的市场功能，仅仅只是“单独核定输配电价”，没有真正融入电力市场改革。如今，在全国统一电力市场体系建设的大背景下，有必要发现、重视和运用输配电价的市场功能。下面笔者以跨省跨区输电专项工程输电价格为例，在成本补偿相同的前提下，探讨两部制（单一容量）电价相比单一电量电价促进市场交易的功能上有何不同，借鉴国外经验，提出跨省跨区输电专项工程输电价格由单一电量电价向单一容量电价改革的建议。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：叶泽）
两部制输电价格定价原理
及其市场功能
目前，我国跨省跨区输电专项工程输电价格存在单一电量电价和单一容量电价两种形式。单一电量电价和单一容量电价是两部制电价的特殊形式，理解这两种电价形式必须掌握两部制定价原理。
单一电量电价和两部制电价的
成本补偿机理及其定价效率比较
经济理论认为价格有成本补偿和资源优化配置两种基本功能。在这两种功能中，由于成本补偿功能是前提条件，经济理论更加关注不同成本补偿功能实现形式的条件下，资源优化配置效果及其政策选择。单一电量电价和两部制电价都可以实现成本补偿，选择单一电量电价还是两部制电价甚至单一容量电价的标准，完全取决于不同电价形式在优化资源配置上的效果。
图1揭示了单一电量电价和两部制定价的成本补偿机理和资源优化配置效果。
图中AC为输电专项工程的平均成本曲线，MC为边际成本曲线，D为市场主体购电需求曲线。在满足成本补偿的前提下，单一电量电价采用平均成本定价，得到了E（I、P2）的市场均衡结果。假设不同交易电量规模下的变动成本或边际成本相同，为MC；两部制定价中固定成本通过容量电价回收，变动成本通过电量电价回收。采用两部制定价时可得到H（J、P1)的市场均衡结果。比较两种电价形式的成本补偿功能和社会福利变化，单一电量电价或平均成本定价与两部制电价的固定成本补偿相同（假设图中矩形P1P2EG面积与矩形P1BFH面积相等），则变动成本补偿与产量有关，分别是MC×OI和MC×OJ，不同电价形式下的变动成本全部得到了补偿。这意味着两种电价形式下输电专项工程成本得到了全额补偿，生产者剩余为零；但是，两种电价形式下，对于消费者（使用专项工程输电的市场交易双方）剩余却有差异，即：单一电量电价下的消费者剩余为面积AP2E，两部制定价下的消费者剩余为面积AP1H减去固定费用总额即面积P1BFH或面积P1P2EG。两者对比，两部制电价的消费者剩余比单一电量电价的消费者剩余增加了面积EGH。因此，在输电专项工程的生产者剩余为零（只补偿成本）的前提下，两部制定价与单一电量或平均成本定价相比，增加了市场交易双方的福利，因而是更有效率的定价。
两部制定价的市场功能
从图1中可以直观地看到，相比单一电量电价，两部制电价改善市场交易双方福利的主要途径是增加了交易电量规模。单一电量电价下的交易电量只有OI，而两部制电价下的交易电量却为OJ，后者明显大于前者，说明两部制电价促进了电力交易，有显著的市场功能。两部制输电价格促进电力交易的机理，具体体现在沉没成本排除决策机制和容量成本分摊机制两个方面。根据管理会计学原理，容量电费作为沉没成本后不在交易决策中考虑，市场交易双方只按变动成本或边际成本做交易决策，由于边际成本明显低于平均成本，交易电价大幅度降低，从而导致交易规模增加。容量成本分摊机制指在固定的容量电费情况下，市场主体交易电量越大，单位电量电价越低，市场主体有内在的激励机制扩大电力交易规模。
进一步分析，假设单位电量产值或经济增加值不变，电力交易规模的增加间接地等同于产值或经济增加值的提高。这样，相比于单一电量输电价格，两部制输电价格在不改变输电专项工程生产者福利（成本补偿相同）或平均电价水平的前提下，由于扩大了电力交易规模，从而可以提高市场交易双方的产值或经济增加值。长期以来，我国电价政策主要关注电价水平，却相对忽视电价形式或结构。上面的理论分析揭示，仅仅改变电价形式或结构，也可以产生经济效益。
成本结构是电价形式选择的根本依据
不同电价形式选择的依据是什么？目前电价政策主要从输电专项工程的功能进行解释，如送电工程采用单一电量电价，而联网工程则采用容量电价。事实上，电价形式与功能无关，成本结构才是电价形式选择的根本依据。
从图1中可以直观地看出，两部制电价相比于单一电量电价在资源优化配置效果上的不同，仅仅与企业成本结构有关，固定成本越大，单一电量电价的市场均衡结果E点越靠近纵轴；变动成本越小，两部制电价的市场均衡结果H点越往右偏移。对两种变化趋势综合分析，说明成本结构中固定成本占比越大或变动成本占比越小，在满足相同的成本补偿功能的前提下，两部制电价相比单一电量或平均成本定价所增加的消费者剩余越大或资源优化配置效益越大。因此，固定成本占比越大，就越应该选择两部制定价。
经济理论也从其他方面说明价格形式的形成原因，比如从资产专用性角度说明成本补偿机理和资源优化配置效果。如果资产具有高度专用化，资产流动困难，退出成本很高，生产经营周期长，这种情况下固定成本完全变成沉没成本，投资者在单一电量价格形式下面临实际产量变化引起的收入风险。从吸引投资和保证供给的角度，两部制定价比单一电量电价能提供更充分的成本补偿机制，降低投资者收入风险，是更适合的价格形式选择。
单一电量电价和两部制电价
的投资约束机制比较
对固定成本占比大的商品或服务定价，两部制电价较之单一电量定价虽然成本补偿的出发点相同，但是，前者却降低了生产者收入或收益的不确定风险，因此，也会给生产者带来福利改善。在极端情况下，由于两部制电价制度下生产者风险很低，会产生投资过剩的逆向选择问题。比较单一电量电价和两部制电价给企业带来的不确定风险，可以看出两部制电价的风险几乎为零，而单一电量电价的风险却较高，因此，单一电量电价相比两部制电价具有更好的内在的投资约束机制。这可能是我国电价政策更多采用单一电量电价的深层次原因。不过，由于不确定性产生的责任界定困难和信息不对称等原因，事实上政府定价中很难运用这种投资约束机制，比如我国输配电价定价办法中设计了校核或平滑机制，帮助投资者规避单一电量电价制度下电量变化产生的财务风险，同时也限制投资者可能获得的超额收益。因此，表面上单一电量电价比两部制电价有更好的投资约束机制，实际上，目前我国两种电价形式的投资约束机制基本相同。
国外输电价格
促进电力交易的经验借鉴
与我国输配电价改革与电力市场改革分别进行不同，国外输配电价改革在实现电网开放、促进电力交易和市场化定价三个方面真正融入了电力市场改革。
输电价格实现电网开放
我国把单独制定输配电价与输配电网开放分隔开来，比如我国制定了跨省跨区输电专项工程单一电量电价输电价格，但是，相应的输电工程并没有完全对发电企业和大用户开放，甚至也没有逐步开放的时间表。国外认为既然已经制定了独立的输配电价，相应的输配电网就要对全部市场主体开放，否则输配电价就失去了意义。美国电力市场改革经历了“放开发电侧→制定跨州输电价格→电网开放→独立于电网和市场主体的地区调度交易机构或独立操作系统按市场规则统一运行电网→独立的跨地区区域输电组织按市场规则统一运行电网”的市场化改革过程。在这个过程中，基于输电价格的电网开放起了重要作用。1996年，美国联邦管制委员会出台888号法令和889号法令，主要解决了以输电价格为基础的跨州电力市场中的电网开放问题。888号法令内容丰富，有754页，其中的第RM95-8-000条款，强调通过公用事业公司提供无歧视的开放接入输电服务以促进批发市场竞争；在第RM94-7-001条款中，规定对由此给公用事业公司或输电公司产生的搁浅成本进行补偿。此外，在上面有关开放接入和搁浅成本补偿的条款中，还提出了与开放接入配套的开放接入同时信息系统和行为标准规则及其他配套措施。
单一容量输电价格促进电力交易
与我国跨省跨区输电专项工程全部采用单一电量电价相比，国外类似的输电工程几乎全部采用单一容量电价。单一容量电价促进电力交易的道理十分简单，交易决策中不考虑容量电费后，不同地区市场主体通过输电工程交易的交易成本为零，市场交易必然最大化。美国PJM市场输电服务包括共用网络输电服务和点对点输电服务。共用网络输电服务指电力公司为PJM市场内部电力用户提供的输电服务，采用单一容量电价形式定价。PJM市场内部22个互联输电区域的共用网络输电服务费率各不相同，一般根据输电区域各输电公司的年度传输准许收入总和与输电区域年最大同时负荷进行计算。点对点输电服务是电力公司为跨市场交易主体提供的输电服务，也采用单一制容量电价形式，采用峰荷责任法定价，用户根据其用电负荷对于整个系统负荷高峰时段的最高用电负荷的贡献程度支付输电费用。欧洲跨国输电服务通过两种机制回收成本，但都以容量作为依据。跨国输电产生的潮流穿越造成的各国内部的输电线路网损成本和输电设施使用成本通过跨国输电补偿机制（Inter TSO Compensation Mechanism，ITC）回收，并以容量电费的方式分摊到市场主体；跨国输电通道的投资和运行维护成本则根据跨国输电容量的分配机制以市场化方式进行回收。英国是较早进行电力市场化改革的国家，2007年进入BETTA阶段以后建立了新的输电价格体系，输电价格由接入价、输电网使用费和平衡服务费组成，采用单一容量电价形式；为了反映电源与负荷逆向分布的特点，输电价格由发电侧和用户侧双方按27：73的比例支付。
输电价格的市场化
最近，国家发改委出台的《电力市场运行基本规则》对2005年制定的《电力市场运营基本规则》进行了修订，其中一个重要变化是删除了输电权交易的内容。与我国输配电价改革与电力市场改革越走越远相反，国外电力市场改革不仅在发电侧和销售侧引入了市场机制，在自然垄断的输电环节也引入了市场定价机制。在电力市场改革背景下，输电价格可以根据会计信息按“准许成本+合理收益”的原则定价，但是，这种定价在不同的输电通道利用状态下并不能反映其真实的市场价值。因此，从市场公平和引导输电合理投资的多重角度，国外通过输电权交易对输电资产进行市场化定价，并与其他市场融合，向市场主体传递完整的包括输电资产时间和空间价值的价格信号。
欧洲统一电力市场建设过程中的跨国输电通道分配与市场化定价机制特别值得借鉴。1993年欧洲提出建立统一电力市场改革目标后，先后经历了国家电力市场、区域电力市场以及跨国电力市场三个发展阶段。在国家电力市场阶段，欧洲跨国输电容量分配采取“先到先得”原则，输电系统运营商根据邮票法核定的容量价格，按照市场申报时序出清输电容量。在区域电力市场发展阶段，随着跨国输电容量在负荷高峰时段的稀缺性增加，“先到先得”分配方式无法正常反映输电资源的市场价值。2001年欧洲各国输电系统运营商引入“显式拍卖”机制，以市场机制回收跨国输电通道的投资和运行维护成本。在跨国电力市场发展阶段，针对可再生能源发电的随机性、间歇性和波动性引起的跨国输电通道的送电潮流频繁变化及“显式拍卖”机制运行效率降低等问题，许多欧洲国家采用基于跨国输电通道容量与跨国能量联合优化出清的“隐式拍卖”机制来分配输电通道，同时通过输电阻塞盈余回收跨国输电通道的投资与运维成本，输电价格与电力市场高度融为一体。
跨省跨区输电专项工程采用单一容量电价的改革建议及模拟测算
消除对两部制（单一容量）电价的误解
与国外强调促进电力市场的输配电价机制设计不同，目前我国输配电价整体上还停留在政府管制定价阶段，输配电价采用“准许成本+合理收益”原则，较少考虑如何适应电力市场需要，比如反映时间和空间信号及用户用电特性等，甚至还对两部制电价有严重的误解。
用户较少用电却要支付相对较高的固定容量电费，是否定两部制的主要理由。事实上，这个问题可以从两个角度解释和解决，一是从公平角度看，用户少用电却要支付较高的固定容量电费从用户角度看是不公平的，但是，从电网企业的角度看却没有不公平。虽然用户少用甚至不用电，但是电网企业提供的供电生产能力或供电成本是客观存在的，电网企业并不能因为用户少用或不用电而把为用户提供的供电生产能力改作他用。因此，不管用户怎么用电，用户承担供电生产能力的成本对双方是公平的。好比我们购房不住却依然要承担成本如还房贷一样。二是从效率角度来看，用户少用电表明实际使用的供电生产能力较小，应该根据用户实际用电成本确定电价。2016年，国家发改委发布的《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号）中提出将“基本电价计费方式变更周期从现行按年调整为按季变更”，通过缩短容量电费计价周期减少用户容量电费。其实，这种办法对电网企业不公平，也不合理。因为电网企业供电能力不可能按季度调整，至少要按用户年最大用电负荷提供供电能力；而且三个月的计价周期也没有科学依据。事实上，用户用电少表现为用户负荷率低，基于用户负荷率（同时率）的定价方法可以有效地解决这个问题，低负荷率用户执行低容量电价和高电量电价，才是既公平又有效率的定价方案。
目前跨省跨区输电专项工程单一电量电价政策分析
国家发改委发布的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2021〕1455号，以下简称1455号文）规定输电价格采用经营期定价法按单一电量电价形式核定，即以弥补成本、获取合理收益为原则，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，在整个经营期现金流收支平衡基础上核定输电价格。文件第二十条提出“建立定期校核机制”，规定“每5年期满后，对跨省跨区专项工程开展新一轮成本监审，并对专项工程的实际功能效果、输电价格执行情况、主要运营参数、分享机制执行情况等进行评估。专项工程功能发生根本性变化、实际利用小时超出设计利用小时40%以上、实际成本或收入与核价时存在严重偏差的，对输电价格进行调整。”
目前，我国跨省跨区输电专项工程输电价格采用单一电量电价形式，不能形成两部制甚至单一容量电价促进电力交易的效果。同时，由于存在定期校核机制，单一电量电价对专项输电工程功能发挥程度的内在约束机制实际上也不存在。虽然文件规定只对实际参数与核价参数有较大偏差的情况进行价格调整，但是，较小偏差产生的实际收入在不同项目和同一项目的不同时间有正有负，相互冲抵后实际收入与准许收入的差异不会太大。因此，目前我国跨省跨区输电专项工程价格机制既不利于促进交易或输电功能，也不利于规避投资风险。难以实现“进一步提升跨省跨区专项工程输电价格核定的科学性、合理性，支持新能源跨省跨区消纳，更好服务区域电力市场交易，促进电力资源在更大范围内优化配置”的定价目标。
由单一电量电价改为单一容量电价
的原因及具体做法
跨省跨区专项工程是指以送电功能为主，送受端相对明确且潮流方向相对固定的输电工程。跨省跨区输电专项工程项目的成本结构除输电损耗外几乎全部为固定成本，与输送电量无关。另外，跨省跨区专项输电工程的资产高度专用化，一旦形成不能流动和改作其他用途。从这两个角度分析，跨省跨区输电专项工程特别适合采用单一容量电价。如果考虑全国统一电力市场体系建设的需要，把目前的单一电量电价改为单一容量电价后，对于送受电双方特别是受电方而言，容量电费是沉没成本，不应在交易决策中考虑，相当于受电省落地价减少了原来的单一电量电价，交易成本大幅度降低，必然促进送受双方对跨省跨区输电工程的最大限度利用，从而促进跨省跨区电力交易和全国统一电力市场体系建设。
跨省跨区输电专项工程输电价格由单一电量电价改为单一容量电价操作十分简单，把目前按经营期法计算的专项工程年均折现现金流出作为年容量电费，按现有的输电价格结算规则如由受电省承担，将年容量电费除12个月，每月纳入受电省电力市场系统运行费，由受电省全体工商业用户分摊。
模拟测算
假设某输电专项工程采用单一电量电价。经营期内每年折现现金流出12亿元，输电量年均200亿千瓦时，单一电量价格为0.06元/千瓦时（12÷200）。根据定价办法中的校核机制，如果定价周期内年实际输电量只有100亿千瓦时，项目实际输电收入为6亿元（100×0.06），项目实际收入远低于准许收入，下个定价周期国家启动校核机制，相应输电量的输电价格会提高到0.12元/千瓦时，保证项目实际收入达到准许收入12亿元（100×0.12）。相反，如果实际输电量300亿千瓦时，则项目实际收入为18亿元（300×0.06）；下个定价周期国家启动校核机制，相应输电量的输电价格会降低到0.04元/千瓦时，保证项目实际收入为准许收入12亿元（300×0.04）。因此，考虑校核机制后，采用单一电量电价的实际电量价格是变化的，而且变化的方向不利于促进电力交易，即实际交易量大于核价电量或利用小时后会降低电量电价，而实际交易量小于核价电量或利用小时后却会提高电量电价。
如果采用单一容量电价，把项目经营期内每年的折现平均现金流出作为容量电费，除以12个月形成单一容量电价，每月以系统运行费的形式分摊到原单一电量电价承担省的工商业用电交易价格中。这样就形成了与1455号文的单一电量电价政策边界相同的单一容量电价。假设以上算例中的单一电量电价全部由受电省承担，则该项目每年12亿元的容量电费（或每月1亿元的容量电价）直接通过受端省电力市场系统运行费回收。根据管理会计原理，由于容量电费与电量无关，可作为沉没成本；沉没成本不影响经营决策，即不在交易价格中考虑。这样，采用单一电量价，落地省电价=交易电价（0.20）+送出省输配电价（0.03）+专项工程输电价格（0.06）+受端省输配电价（0.14）=0.43元/千瓦时；而采用单一容量电价，落地省电价=交易电价（0.20）+送出省输配电价（0.03）+受端省输配电价（0.14）=0.37元/千瓦时。采用不同的电价制度，项目年收入相同，同为12亿元，但落地省价格却降低了0.06元/千瓦时。落地省价格降低会促进跨省跨区专项输电工程的充分利用，比如输送电量从200亿千瓦时增加到300亿千瓦时，由此产生的资源优化配置结果是，在项目实际收入不变的前提下，多送出了电量100亿千瓦时，受电方不仅多获得了电能，更重要的是降低了购入电能的单位电量成本，由原来的0.06元/千瓦时（12÷200）降低到0.04元/千瓦时（12÷300）。单一容量电价相比单一电量电价，不仅促进了电力交易，而且降低了单位电量成本。
本文刊载于《中国电力企业管理》2024年5期，作者单位：长沙理工大学
