外国电力市场电价形成机制及定价政策.docx
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外国电力市场电价形成机制及定价政策
外国电力市场电价形成机制及定价政策
研究先进成熟的经验,特别是发达国家成功的经验，将对我国电力改革事业起到积极的参考和借鉴作用。
电力工业市场化改革使得电价及电价形成机制发生了深刻的变化，传统的电价形成机制被打破，取而代之的是电力市场价格机制的建立。
国外电力市场的电价改革趋势主要体现在：
电力市场的电价制定改变了传统的以政府定价为主的定价模式，而是以市场竞争、自由协商形成电价为主，政府定价为辅。
市场竞争形成电价主要有报价制、实时电价等制度；自由协商形成的电价主要有合同电价。
电力市场电价的管制由以前的严格管制向以法律法规规范为主，政府或机构管制为辅。
并且政府的管制范围比以前减小，一般主要对电价的公平性及输电费制定等进行监督。
电力市场电价的形成比以前传统电价形成具有更高的透明度，有利于社会的监督。
实行电力市场后一般电价水平比以前低许多。
比较典型的是阿根廷电力市场化后，发电上网电价比以前下降了50%，售电电价平均下降了17%。
一、国外的两种电价体系
目前，世界上的电力定价体系可以分为两类：
发展中国家采用非市场定价，电价低廉，由政府给予补贴；发达国家的电价是由市场决定的，虽然市场结构有差别，但是国家都不给予补贴。
两种不同的电价体制，形成两种不同的电力行业管理特征。
发展中国家的电力工业由政府垂直垄断经营，采用指令性的、控制性的法规条例；而发达国家采取政府、私人或政府和私人经营并存，公开透明的法规条例，由企业自我控制和平衡。
发展中国家存在信息障碍，缺乏信息、技术和融资中介；发达国家按照市场规律、价值规律和供求规律办事，信息流畅，技术水平高，效率和效益高。
实际上20世纪80年代以前的社会主义国家基本上类似于发展中国家的定价体系。
这就是说有什么样的电力部门的所有制和管理体制就实行什么样的电价定价体系。
表4-1发展中国家和发达国家电力行业特征比较
价格
市场结构
供方结构
信息
供需状况
发展中国家
低廉（采取政府补贴）
受政府保护的工业由政府垄断经营
政府垄断指令性和控制性法规条例
缺乏信息、技术和融资中介
缺电或严重缺电，电能质量低劣，造成技术和非技术损失
发达国家
市场价格（政府不管制、不补贴）
竞争性市场，市场进出自由
政府、私人或政府和私人并存公正透明的法规条例自我控制和平衡
以市场为基础的信息技术和融资中介
满足用户要求，电能质量高，技术和非技术损失小
从90年代开始，许多发展中国家为了解决缺电和提高电力部门的效率，已经开始进行改革，如亚洲的韩国、马来西亚、菲律宾，拉丁美洲的阿根廷和墨西哥，还有土耳其和东欧各国，这些国家电力部门改革的基本趋势是由非市场定价向市场定价转变。
世界银行对发展中国家的电力部门进行调查后，于1992年初发表了“世界银行1992年政策报告——世界银行在电力部门中的作用”，来推动发展中国家的电力改革。
世界银行认为，电力部门各项改革的关键性措施，是电价改革（包括电价水平和电价制度），电力部门其他改革措施的前提条件是电价改革，电力部门要解决筹资和提高效率的必要条件是电价改革，一句话，就是要让电力企业像民营企业那样运营。
没有电价改革就没有商业化，不能实现商业化运营就不能实现真正的公司化。
总之，电价改革是电力改革的灵魂。
世界银行总结了世界各国电力管理的经验说明，政府要人为压低电价，就要为电力部门提供补贴，如不能提供足够的补贴，就会出现缺电，还要承受电力部门低效率运营的现实。
政府要是承担不了巨额的补贴，就应当允许电力部门按照市场规律定价，才可能充分满足用电需求，还要提高电力部门的效率，两者必居其一。
那种既想由政府人为压低电价，又不想承担补贴的道路是行不通的。
这是世界近百年电力工业运营的客观总结。
二、国外主要的电价策略
（一）国外主要的电价政策
1、典型的日本电价政策
在日本的电力发展中,逐渐形成了以九大电力公司运营区域为基础的九大电网。
在世界各国的电价政策方面,日本有着典型的特征。
日本的电价管理有以下特点:
（1）日本法律允许电力公司分地区垄断经营,但公司的电价制订要依法进行,经政府批准、公布实施。
（2）按用电条件制订电价。
因电能不便贮存,电力公司必须按最大需求量准备发、输、变、配设备和线路,其建设、运行和维修的费用均需以电费形式收回。
为使用户公平负担这些费用,则需按照用户用电电压高低和用电时间、季节,以不同电价的方式分摊不同的费用。
（3）保持电价稳定。
电价波动对社会生产和生活影响较大,由于政府掌握批准权,故在有经济波动或供求矛盾时,也能保持较长时期不变。
日本的现行电价是以社会高福利和推进节能为出发点的。
日本的主要电价政策包括：
（1）三段电价制:
第1段是生活必需用电,电量限为120kW·h/月,其电价最低;第2段电量限为120kW·h/月～200kW·h/月,电价约为第1、第3段电价的平均值;第3段用电为200kW·h/月以上,其电价最高。
这一制度反映出用电越多,电费越高,这对节能和高消费有一定的调节作用。
（2）特别电价制:
特别电价可说是一种递增电价,是参照历史用电量确定各类用户的电量基准,对合同电量和用电量未超过基准电量的部分采用低电价,对超过基准电量的部分则采用分段递增的高电价,新增用户则采用较高的电价。
（3）季节电价制:
为了满足季节性高峰用电,需增加大量的发供电设备和线路,随着季节变化,用电负荷减少时,设备利用率大幅度下降,使运行和维修成本增加,根据成本为主的原则,必然在电价上有所反映。
此外,对于任何季节,都存在昼夜用电的峰谷差,因而还有白昼和夜间的峰谷电价制。
2、英国的电价模式
英国的电价主要是英格兰·威尔士的电价模式。
分为4种,即趸售电价、送电电价、配电电价和零售电价。
趸售电价是参加联营市场的各发电公司通过竞争投标提供的,每30min改变一次。
送电线和配电线分别归国家电网公司和12个配电公司所有,使用时分别付给送电电费和配电电费。
送电电价、配电电价和零售电价都是按上年度每千瓦时用电加权平均收入的上限值为基准计算的,配电公司以外的零售企业（包括发电部门的零售电价）未做规定。
（1）趸售电价
首先计算联营市场的趸入价（PIP）。
它包括反映运行费（电量）的边际价格和反映供电能力的容量价格,这两项价格每30min计算一次。
边际价格是参加运行的机组中机组的最高发电价格,联营市场向零售企业趸出的价格（POP）等于趸入价格加上补加价格。
补加价格包括支付无功功率,调压、调频、备用容量以及维持可用率等的费用。
补加费用只分摊给高负荷时间带的用电。
由于联营市场电价每30min变动一次,为了避免风险,确保稳定经营,发电公司和配电公司可以签订预购合同,这是一种差额支付合同,在签订预购合同时配电公司要支付给发电公司一笔预购费。
1991年起设立电力期货交易市场,进行短期价格合同的买卖。
（2）零售电价
零售电价包括住宅用电价和工商业用户电价。
（3）送电电价
送电电价包括连接电价和送电线使用电价,送电企业对接入送电线的发电公司收接入电价,对配电公司收引出电价,这种连接电价包括连接设备的运营费和电表等费用。
送电线使用电价包括系统服务和基础结构的费用。
（4）配电电价
配电电价也包括连接电价和配电线使用电价,连接电价是一般用户和发电厂与配电系统连接的电价,包括引入线、电表设置费以及运行维护费。
对于一般用户的连接,其费用若在规定基准内,则按配电线使用的固定费回收,超过基准的费用要预付。
如费用虽然在规定基准内,但供电期间不满基准期间的也须预付。
对于临时供电,其连接费用要全部预付,在供电结束时要将该项资产全部回收,发电企业的连接费用要一次全部付清。
3、俄罗斯等的二部制电价
世界上很多国家采取二部制电价,例如:
俄罗斯对容量在750kVA以上的工业用户采用二部制电价,即容量电价和电量电价,对其他用户则采用电量电价。
法国于1986年初修订出一套新的电价,并开始实施。
法国的电价把用户容量和电压等级结合起来进行分类,分成蓝色、黄色和绿色电价三大类:
（1）蓝色电价适用于容量为3kVA～36kVA的低压用户,电价结构由年度电费和电量电费构成,并按居民与农业用户、市政和小工业不同类别分类制订不同的收费标准;
（2）黄色电价适用于预定负荷在36kVA～250kVA的低压用户,黄色电价在蓝色电价与绿色电价之间起到较好的衔接作用;3绿色电价适用于容量大于50kVA的中压、高压和超高压用户。
瑞典于1979年开始推行四部电价,即基本电价、合同容量电价、尖峰负荷电价和电量电价,至今基本上仍按此执行。
4、美国的峰谷差价电价政策
美国是世界电能消费大国。
其电价在各州各不相同,按企业所有制的构成形式分为:
私营、联邦营、地方公营和合作社营。
1993年私营电力公司的总数只占电力行业构成的8%,但其售电收入都占全行业的79%。
美国的电价制度采用季节差价和峰谷差价,以正确反映供电成本及控制高峰负荷。
（1）分时电价执行得较普遍。
有的电力公司如洛杉矶水利电力局对小用户和中等用户中设有分时电价和不分时电价2种方案供用户选择;而对大用户规定全部采用2个时段的分时电价。
又如太平洋电气公司除了在工商业用户中执行3个时段的分时电价外,对居民用户也执行高峰、低谷2个时段的分时电价。
这对减少高峰负荷、调荷节电、降低电力成本起到很好的效果。
（2）在很多电力公司中采用了季节性电价,如太平洋电气公司不仅对工商业用户还对居民用户采用季节性差价,并且差价较大,以正确地反映不同季节的供电成本和减少夏季高峰负荷。
（二）国外主要的定价方式
电力市场中，电价的制定主要有三中方式：
政府定价、协议定价和竞争形成价格。
在电力市场不同的条件、不同的阶段、不同的环节可以采取不同的定价方式。
1、政府定价方式，由于电力工业具有自然垄断性，且电力商品关系到国民经济全局的重要商品，因此即使是在电力工业实行市场化的国家，政府定价这种方式也不可缺少，政府定价有利于国家宏观调控，保持物价的稳定，抑制通货膨胀，避免电力企业获得超额垄断利润。
政府定价可以采取直接手段和间接手段两种方式。
采取直接手段是政府部门直接参与核定电价的工作；采用间接手段是通过制定电价核算办法或对电价构成中的某些指标的控制来调整电价。
目前，电力市场化的国家在实际操作中政府定价主要有以下两种：
一是在一定时期内被禁止会同购电的小型电力用户的配电价格，仍然由政府控制。
其价格采用上限限制方式。
二是对发电企业的报价进行限制。
本来如果实行竞争上网，国家就不应该对上网电价进行限制，但是在某些电力市场中，如英格兰和威尔士的中央发电局改革后只分割成两大发电公司，新的发电公司还未成长起来，因而发电市场带有寡头垄断的性质。
为了促进竞争，政府对两发电公司的上网电价必须进行限制。
2、协议定价方式，协议定价是买卖双方通过签署购销协议的方式，在合同中对商品的购销价格经过双方协商一致后在合同中进行规定，这种定价方式称为协议定价方式，又称合同定价方式。
协议定价不仅可以有效反映电力商品的真实价值，而且可以反映电力商品的供求关系，并自动调整电力市场中有关市场主体的经济利益关系，具有公平性和灵活性。
协议定价方式可以保持电价的平稳性，可防止电价的快速波动。
这因为协议的确定是对未来某一时段内的电价予以规定，一般情况下是不能违约的，这使得电价在这段时期内是稳定的。
3、竞争形成电价，竞争形成电价和协议定价共同构成市场价格机制。
竞争形成电价有两种竞争方式：
同价竞争和报价竞争。
同价竞争可以是买方给出一个可以接受的价格，多个卖方在相同的价格条件下竞争，经营状况好的能从中获利，成本高的卖方因此而亏本。
也可以是卖方给出一个可以接受的价格，多个买方在相同条件下竞争，或者是第三方规定买卖双方交易的价格，多个卖方和买方在相同条件下竞争，以降低成本作为竞争的手段，而不是利用价格竞争优势。
报价竞争是利用价格优势来竞争，可以是多个卖方报出价格，买方根据报价的高低，实行高价先供。
报价竞争一般适用于多个卖方或多个买方的交易方式。
三、国外主要电力定价方法
虽然世界各国制定电价的具体程序与方式可能存在差异，市场化的程度也不相同，但是从制定电价的方法来看，即会计成本定价和边际成本定价。
世界各国制定电价时，成本核算和电价形成的方法各有特色，在采用会计成本定价和边际成本定价的过程中，两种方法存在本质的区别，日本和法国是采用这两种方法的典型代表国家。
1、会计成本定价方法
利用会计成本定价方法制定电价时，首先计算综合成本，其次通过按用电种类分摊的方法计算个别成本，最后经过讨论决定各不同种类的电价。
具体计算步骤如下：
计算综合成本计算个别成本确定电价
图4-2会计成本定价程序
在按照上述程序利用会计成本定价方法计算电价时较困难、也比较关键的一步是计算个别成本。
由于用户的用电电压、线损率、负荷率、用电时间等用电条件不同，成本应当存在差异。
因此，必须根据用户不同的用电条件，把成本正确地反映到用电类别上去。
为了这个目的，把综合成本按用电条件的差别，分别依供电类别进行分摊，即个别成本分摊。
供电成本按每个用户单独计算是最客观公平的方法，但电力企业面对众多的、各种各样用电条件的用户，不可能单独进行计算，从经济上看，也是不合理的。
因此，在计算具体个别成本时，把供电条件近似、成本差别不大的用户，分成几类，按不同的类别，把综合成本按比例分摊，计算出各类用户的个别成本。
2、边际成本定价方法
边际成本定价首先是法国电力公司采用的，并且取得了显著的效益。
边际成本定价的合理性是基于边际生产理论。
法国电力公司利用边际成本制定电价遵循三个行动准则：
满足要求、使生产成本最低、按边际成本电价出售。
边际成本有短期和长期边际成本。
电力供应的短期边际成本是在某一年内，为增加额外的供电量所增加的额外发电、输电和配电成本，此时发电、输电和配电容量不变；长期边际成本是指在某一年为增加额外的供电量所增加的额外发电、输电和配电成本。
此时电力部门可能适当的对发展发电、输电和配电容量做出相应的投资。
如果发电、输电和配电系统都是优化的，则短期和长期边际成本是一致的。
在理论上，如果以短期边际成本定价则达到经济最优化，但是在现实电力系统中，由于不可能存在最优化，所以通常以长期边际成本为基础制定电价。
发电、输电和配电的长期边际成本包括投资、运行和维护费用，法国主要采取微增成本法。
四、国外典型电力市场电价
电价作为电力市场的支点，在电力市场中对促进市场竞争、提高电力系统运营效率和实现资源优化配置起着十分重要的作用。
因此，国外许多国家在电价形成方面进行了积极的探索，积累了好多成功的经验，如电力库（Powerpool）的电价形成机制、一般电力市场的电价形成方法、分档电价、电力期货电价、可靠性电价等等。
1、电力联营中心（Powerpool）的电价形成机制
在电力市场中，实时交易电价是通过竞争形成的，确定全网的电力价格是电力库全部工作的核心。
在英国，从改革开始直到2001年都是电力库交易形式，现在实行长期契约制度（在第二章中有相关内容），在电力库交易上具有很多经验，所以我们在这里仍然以英国为例，介绍这种电价形成机制。
每天中午前，各发电厂将第二天每台机组每半小时的运行数据报告给，这些数据包括：
最低发电容量和费用；机组启动费用；不同功率水平的发电成本；每小时的可供最大功率。
根据以上数据及pool对系统每半小时的负荷预测结果，经过计算处理后，首先对发电机组进行排序，并于下午三点钟公布。
此次序表的制定不仅取决于发电机的成本，还要考虑负荷需求突然增长时的机组灵活性及发电机所处的位置。
随后，根据全网购电成本最低的原则，确定发电计划，得出第二天48个时段所购电价。
该电价分为两种：
一种是pool向电厂买电时的购电价格PPP（PoolPurchasePrice）；另一种是用户从pool购电的价格，称为PSP（PoolSellPrice）。
其中：
PPP=SMP+CE
SMP为系统边际运行价格
CE为基本价格
SMP的单位为英镑/（MWh），由经济调度程序软件根据机组参数和负荷预测的数据得出。
CE反映的是电费中的容量因素，其目的是反映市场供求关系。
当系统容量过剩时，它的值小；反之，当系统容量短缺时，值上升以鼓励投资建设电厂。
基本电价CE由下式计算：
CE=LOLP×（VOLL－SMP）
式中，LOLP为失负荷概率（Lossofloadprobability），VOLL为停电损失值（Valueoflostload）。
式中LOLP由国家电网公司计算，停电损失为政府确定，英国的VOLL是2英镑/（MWh）。
在英国的电力有大量过剩容量的情况下，基本价格CE的作用很少发挥。
尽管各电厂的报价不同，但是一经选用，则一个统一价格。
Pool的销售价格PSP计算方法如下：
PSP=PPP+UPLIFT
其中，UPLIFT是附加费，包括为电网安全供应所必须的费用，如付给备用电厂的费用、网损、辅助费用等。
由于电力库采用全网统一定价，即不同地点的购电价格是一样的，不同地点的售电价格也是一样的，没有地区差价。
这样，英国电力市场的输电费执行统一的标准，与输电服务上午输入点和输出点没有关系，只与购电价和售电价有关。
在挪威和澳大利亚，电力库的价格形成机制与英国有所不同。
英国电力市场中的电价形成主要基于发电方的报价及电力负荷预测，购电方并没有参与其过程，而在澳大利亚和挪威，电力市场中的电价是由发电厂和购电方共同形成的。
2、一般电力市场电价形成方式
在市场化程度比较高的国家，电力市场价格的形成主要有：
长期合同电价、短期提前电力市场电价和实时电价。
长期双边电价适用于数量巨大的电力交易，在批发市场中的买卖双方间进行。
卖方可以是发电商或零售商；买方可为终端大用户或零售商。
这种交易确保在规定的时间内，以商定的价格供给规定数量的电力，这种合同一般是保密的，这种合同可以规避电力市场中电价波动的风险。
短期提前合同是针对电力供应与需求不可能十分精确地预测的情况，可使市场参与者在交易前很短时间变更其发电计划或负荷要求，以减少市场风险的一种交易价格。
发电者和用户对未能由长期双边合同和短期提前交易完成的电力交易在实时电力市场中完成。
实时电价的做法如下：
每个发电者提前一天，在实时电力市场中进行发电投标，以争取发电计划，报价低的电厂将首先运行。
市场管理者受理投标，确定发电计划并送交系统运行人员系统运行人员将据此安排一日内的发电与需求平衡，以保证电力按可能的最低价格供应。
同时，用户也投标以决定其他可停电负荷的停电价格。
3、分档电价制
电价作为调节电力市场供需的一种手段，在分档电价制上得到了较好的体现，目前世界许多国家都实行了分档电价制。
分档电价制有两种形式：
（1）分档递减电价制，主张分档递减电价制的理由是由于用户用电量的增加，单位电量成本具有降低的趋势。
特别对于水电比重较大的电网的丰水期和电力过剩的电网，采取分档递减电价制来降低用户电价，鼓励用户用电，以开拓电力市场，降低发电成本。
这种电价制度在世界上许多电力公司仍在使用，如美国马里兰州对居民科季用电超过800kWh的电量电价实行折扣，见表3-3。
表3-3美国居民冬季用电超时折价表
月份
6-10月（夏季）
11-5月（冬季）
1．容量电费
4.75美元/月
4.75美元/月
2．800kWh及以内的电量电价
6.4美分/（kWh）
3.647美分/（kWh）
3．超过800kWh电量电价
6.4美分/（kWh）
2.166美分/（kWh）
（2）分档递增电价制
从70年代石油危机以后，许多国家从节约能源的角度出发，改分档递减电价制为分档递增电价制。
日本从1974年每一次石油危机后就开始实行分档递增电价制，对某些类住宅用电加收电费。
这在当时认为是一种为满足先进福利社会的普遍要求和促进能源节约，应付原油价格上涨趋势的一种对策。
日本三档制电价的递增幅度在1980年第二次石油危机之后达到最大，在1989年的最近一次改革时，又回到提出三档递增电价的1974年的水平。
居民用户分档递增电价制近些年在亚洲许多国家采用，如泰国除5kWh/月以下收取最低电价外，从6kWh/月到800kWh/月以上共9档，最高档为最低档的3.5倍；韩国电力公司也采用了分档递增电价制，如表3-4。
表3-4韩国分档递增电价表
分档（kWh/月）
基本电价（韩圆/月）
电量电价（韩圆/kWh）
50以下
338
30.70
50-100
338
72.50
101-200
740
108.90
201-300
1310
157.50
300以上
1310
227.70
4、电力期货交易电价
电力期货交易电价是伴随电力市场化而产生的。
在电力市场化以前，只有电力现货交易，即电力买卖双方一手交钱、一手交货，银货两讫，卖方得到货币，买方得到电力商品。
在许多建立电力市场的国家，利用期货这一现代金融衍生工具，目的是为电力经营者提供一个较理想的转移电力市场的电价波动风险的有效途径，达到降低电力市场参与者的经营风险，稳定电力市场的作用。
随着电力市场的建立和开放，电力批发市场的发展，发电公司直接向配电公司及大用户售电的出现，导致电力现货远期合同的出现。
电力现货远期合同是电力交易双方通过事先签订在未来的某一个时期以一定的电价交割一定数量的电力合同。
电力现货远期合同事先确定了电力交易的数量、电价和其他条款，这在一定程度上排除了电力现货交易的偶然性和不确定性，优惠待遇电力买卖双方获得较稳定的电力供应和电力销路。
电力现货远期合同交易虽然事先固定电价，但并不能达到完全转移电价风险的目的，它不过是把电价风险在买卖双方之间转来转去，电价风险仍然在电力经营者中。
同时，这种事先固定电价的方式，降低了电价的灵活性，使电价失去了其应随时反映供求变化的特征。
另外，电力现货远期合同电价是由电力买卖双方私下订立的，其电价形成是秘密的，仅仅反映了少数电力买方、卖方对电力供求情况及其变动趋势的判断，这些缺陷导致电力期货市场的建立。
电力经营者利用电力期货交易将电价风险转移出发的原理是：
由于对电力商品交易来说，同时存在电力现货市场和电力期货市场，在电力现货市场上进行的是电力的实际买卖交易，而在电力期货市场上进行的是电力期货合同的买卖交易，两个市场的同时存在，为电力经营者提供了一条利用两个市场互相弥补的途径，即电力经营者可以同时在两个市场上投资，称为“两面下注”，利用一个市场上的盈利来弥补另一个市场上的亏损，在两个方面之间建立一种“对冲机制”，从而达到转移电价风险的目的。
这种办法称为经营者利用期货市场作“套期保值（hedging）”交易。
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