我们对电价有多少误解

电力工业是基础产业，而且资本密集，不管是政府定价还是市场竞争定价，电价合理与否不仅与电力设施的利用状态有直接的关系，而且用电成本对国民经济和社会发展有重要的影响。改革开放以来特别是2002年电力体制改革以来，我国电价政策先后经历了上网电价形成机制改革、输配电价改革、市场竞争定价改革等重要阶段，取得了显著成效，比如通过还本付息电价改革释放的价格信号迅速吸引了社会资本包括国外资本对电力工业的投资，缓解了缺电局面；通过光伏和风电补贴政策，促进了非水可再生能源的迅速发展。但是，由于电价的技术性、系统性和社会性等原因，目前我国电价政策还存在一些亟待解决的深层次问题。认真分析这些问题产生的原因，笔者认为与目前我们对电价存在系统性的误解有关。这些误解如果不能及时消除，会对我国电价和电力市场深化改革产生消极影响，造成巨大的直接和间接的经济损失，甚至阻碍当前电力市场改革和能源革命。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：叶泽）

对电价职能的误解

电价主要有两个功能：成本补偿和资源配置信号。两个功能通过微观经济学定价法则即价格等于成本完美地联系起来。电力市场改革的核心就是改变原来价格不等于成本的多种情况，在准确、合理地补偿电力企业成本的同时，释放准确的价格信号，引导发电企业生产和用户用电，并实现资源优化配置。电力工业的基础产业属性和资本密集属性使价格信号功能比成本补偿功能更加重要。成本补偿功能可以在政府管理体制下实现，但价格信号功能却需要在市场体制下实现。

目前我国电价政策主要强调成本补偿功能，相对忽视价格信号功能，对信号功能产生的资源配置效益缺乏准确的理解和重视。主要表现在：第一，把电力企业让利作为电力市场改革红利。2015年中发九号文发布以来，我国电力市场改革直接把电力企业特别是发电企业让利作为改革目标，各地中长期交易的核心是发电企业降价，政府和媒体直接把发电企业降价称为发电企业让利，直接把发电企业让利当作电力市场改革红利。甚至在有序用电的月份内，中长期交易价格也低于基准价。虽然2021年10月《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）发布后，市场交易价格超过了基准价，但是，发电企业让利的思路没有变，相对于应该传导的燃料成本，市场交易价格仍然偏低，发电企业仍然亏损严重。显然，在面临保供压力的情况下让发电企业降价或低价释放的不是正确的市场价格信号，发电企业让利也不是资源配置效益或电力市场改革红利。进一步分析，作为国有企业的发电企业让利是国家层面上的利益调整，这种利益调整在政府管理体制内可以有效地实现，通过市场机制实现的成本反而更高。

第二，市场改革过于强调价格稳定。电力市场改革的基本手段就是通过价格变化引导市场主体优化经营行为，如果把价格稳定作为市场改革的原则和要求，就没有必要改革。2021年7月国家发展改革委出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出了最大系统峰谷差率超过40%的省份，峰谷电价价差原则上不低于4∶1和尖峰电价还可以提高20%的具体要求。与这份文件所强调的电价信号功能相比，目前我国电力市场实际交易价格变化总体上相对更小。燃煤电厂是目前电力市场交易中的供方主体。1439号文扩大燃煤发电市场交易价格浮动范围，由过去的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。按照这个价格浮动比例所形成的市场交易价格变化明显较小，以至于1439号等文件提出“加强与分时电价政策衔接”，对于适用分时电价的用户，结算时购电价格按当地分时电价峰谷时段及浮动比例执行。实际结果是大量市场交易电价变化小于政府管制电价变化，造成市场交易却适用政府管制电价结算这种特殊现象，市场价格信号对市场主体经营行为的调整和引导作用不充分。

第三，价格信号对引导发电和电网投资的作用更有限。由于电力生产与使用的特殊性，一般情况下，电力短期价格供给弹性和价格需求弹性相对较小，对发电企业和用户用电行为的调整相对较小，所产生的资源优化配置可能不明显。但是，电价的长期供给与需求弹性相对较大，对发电和电网投资的引导作用也较大，合理的价格信号能够形成适度的电力投资。由于电力工业资本密集，适度投资的经济效益十分显著。但是，目前我国燃煤发电市场交易价格和输配电价显然不能发挥引导投资的作用，近年来发电央企和电网央企主营业务亏损或微利的状态，与发电企业和电网企业持续增加的投资规模难以建立理性的逻辑关系，说明电力市场改革并没有释放合理的长期价格信号。由于电力企业都是央企，这种非管制非市场秩序产生的利益调整并不重要，重要的是可能引起电力短缺或过剩两种极端状态在国家层面上造成巨大的经济损失。特别是过剩状态，目前还没有建立识别机制，又符合地方政府和电力企业的潜在利益需求，更容易发生并给用户带来更大的电费负担。2021年广东省最大负荷与发电装机容量规模大致接近，但是，部分省份发电装机规模可以达到最大负荷的2倍，虽然有许多因素影响这个比值，但是，也不是缺电就要建电厂，市场价格信号的作用可以通过最小的发电装机规模来解决问题，这就是电力市场改革的原因。

对电价制定方法或形成机制的误解

市场经济理论指出，在完全竞争假设下，当边际成本等于边际收益时，企业资源实现最优配置，企业利润最大化，社会福利同时也最大化。由于边际收益可以理解为商品价格，因此，价格等于边际成本就成为经济学最优定价法则。边际成本在概念上容易理解，但是，在电价制定或形成中非常复杂，主要有五点：一是历史成本和未来成本。边际成本定价基于未来企业生产经营的成本定价，强调价格信号功能；会计成本定价则以历史成本为依据，强调价格的成本补偿功能。二是长期边际成本和短期边际成本，长期边际成本包括了固定成本，法国20世纪60年代曾经应用长期边际成本定价；目前现货市场价格形成以短期边际成本为依据，同时也就产生了固定成本或容量成本补偿问题。三是会计成本与经济成本。会计成本是企业会计活动中真实发生并记录和核算的成本支出，而经济成本包括机会成本，实际计算结果可能与会计成本有较大的差异。四是社会成本与企业成本。社会成本包括了外部性的企业成本，企业成本指企业实际发生的成本。在电价制定或形成中，社会成本除了要考虑环境成本与收益等外部性外，还表现为系统成本，即电价是由整个电力系统的生产经营成本决定的，而不是某个发电企业的生产经营成本决定的。集中撮合交易中的统一价格出清机制就反映了系统成本的概念。五是分时成本。电力系统在不同时段由于电源结构、供求平衡状态等因素不同，其发生的会计成本、机会成本和社会成本不同，因此有不同甚至差异很大的分时成本。

目前我们在电价制定方法或形成机制方面存在的误解主要有：第一，输配电价制定方法的误解。输配电价改革是我国电价改革的重要成就之一，但是也存在方法上的认识误区。我国输配电价明确按“准许成本+合理收益”确定，而“准许成本+合理收益”定价在方法上来源于国外适用于私人投资者的投资回报率定价，这种定价机制的核心是投资回报率，其中主要是权益报酬率的核算与调整，包括政府基于电网运营能力评估的权益报酬率选择机制，比如针对潜在的输电堵塞风险时政府会选择更高的权益报酬率等。由于电网企业属于国家所有，权益报酬率形成机制实际上意义不大，因此，实际输配电价制定与执行中以成本监审和准许收入核定为主，缺乏基于电网运营能力的权益报酬率形成机制及其核算与调整机制，在定价方法与成本加成定价更加接近。

第二， 中长期分时段交易价格形成机制的误解。国外分时段交易通过现货市场实现，中长期市场分时段交易是我国电力市场改革的创新。2020年底国家布置2021年中长期市场交易工作时提出分时段签约中长期合同的要求，但是，并没有对中长期分时段交易价格形成机制做出说明。在中长期交易价格中引入时间信号是必要的，国外通过把中长期交易转变为金融合同如差价合同和现货市场全电量竞争间接地实现，我国却要在中长期物理交易合同中反映分时价格信号，这至少面临三个技术难题：一是与交易方式相联系的系统负荷与用户负荷的差异怎么处理？比如双边协商的年度交易用户是根据用户负荷时段制定价格交易还是根据系统负荷时段交易？用户只知道自己的负荷时段特性，但是，根据自己的负荷特性形成的分时价格信号可能会产生与系统负荷时段不一致的价格信号，比如用户的高峰却是系统的平段甚至低谷，用户交易的高电价在系统看来产生相反的价格信号。二是用户预测自己负荷特性的技术性困难。即使不考虑系统负荷特性与用户负荷特性的差异，在目前经济环境变化较大的情况下，参与市场的工商业用户要合理预测自己的年、月负荷特性其实非常困难。三是分时段交易价格形成不仅与用户负荷特性有关，也与发电企业出力有关。对水电、风电和光电等可再生能源来说，预测几天内的发电出力都困难，预测多年、年和月出力简直不可思议。因此，中长期分时段交易价格信号不可能在物理交易的框架内形成。如果要强调分时价格信号，可以直接让中长期市场交易合同执行目录分时电价，而不必要求市场主体按时段分解中长期交易合同和约定负荷曲线。

第三，零售市场电价套餐机制没有形成。由于用户效用的多样性与信息不对称性，零售市场价格不能通过集中交易形成；甚至在用户数量很多的情况下，双边协商交易实施成本太高。根据经济机制设计理论，零售市场价格适合菜单定价机制，即售电公司设计并提供电价套餐由用户选择形成。国外零售市场售电公司可以提供几百种电价套餐，让用户在网上通过第三方机构提供的专门比价信息服务进行选择。目前我国零售市场交易价格以传导批发市场交易价差为主，售电公司没有针对零售市场用户及其特征进行独立的产品或服务及电价套餐设计，政府也没有进行相应的政策引导，用户几乎没有选择权。

对电价水平的误解

不管是政府管制定价，还是市场竞争定价，可能的电价水平及其形成机制有三种：基于边际成本的低水平电价、基于平均成本的中等或正常水平电价和基于用户失负荷价值或稀缺电价的高电价。对于这三种电价水平，经济学理论认为，基于发电企业边际成本的低水平电价和基于用户失负荷价值高水平电价最有效率，是社会福利最大化的最优定价；相反，基于平均成本的中等水平定价存在效率损失，是次最优定价。两种最优定价的适用场景或形成机理不同，虽然都是福利最大化定价，但是，福利在生产者与消费者之间分布完全不同。基于发电边际成本的低水平定价的社会福利全部由消费者分享，生产者福利为零；而基于用户失负荷价值定价所产生的社会福利则全部归生产者所有，消费者福利为零。基于发电边际成本的低水平定价虽然实现了社会福利最大化，但同时产生了固定成本补偿的问题。值得注意的是，电价水平的政策选择不是主观随意的，而是有适应的情景和条件。总体上看，基于发电边际成本的低水平电价适用于两种情景或条件：一是生产能力过剩情景，在这种情况下，低水平电价释放的价格信号会抑制发电投资，自然增长的用电需求逐渐消化过剩的发电生产能力，直到发电生产能力与需求回到基本平衡的正常状态。二是如果可以不考虑固定成本补偿，基于发电边际成本的低水平电价最有利于消费者，是政府电价政策的优先选择。基于用户失负荷价值的高水平定价显然只适用于电力短缺的情景，在这种情况下，高电价能够刺激发电投资，在最短的时间内增加生产能力并回到生产能力与需求基本平衡的正常状态。实际上，如果考虑发电机组的启停成本、补贴等因素，还有一种发电生产能力过剩情况下的发电机组失负荷价值定价，比如风电企业享受0.20元/千瓦时的补贴，在可能弃风的情况下，风电企业即使按-0.19元/千瓦时交易也可以获利。

目前我国电价政策在电价水平选择上缺乏理论依据和系统设计。主要表现在：第一，对低电价政策缺乏政策解释和支持。目前我国电价政策在电价水平选择上有明显的倾向性，为配合供给侧改革和适应国民经济发展需要，对燃煤、燃气发电企业和电网企业采用低水平电价；为促进发电环节的能源革命，对水电、光伏发电和风电企业采用中等或合理水平定价。电价水平的政策选择本身没有错，但是，要有相应的政策解释和制度安排，比如“双碳”背景下燃煤、燃气机组装机容量相对过剩，低水平电价下对发电和电网央企财务指标考核的调整等。第二，缺乏基于情景的电价水平灵活调整机制。由于对电价水平的理论基础认识不够，实际政府管制定价和市场交易电价中都相对忽视了电价水平的情景因素，没有建立基于情景的电价水平灵活调整机制。1439号文为全国燃煤机组交易价格划定了统一的变化范围，许多省份多种中长期交易品种都按价格上限交易，不考虑市场供求平衡状态等因素，应该采用高电价或低电价的情景也按中等或正常电价交易。特别是针对潜在的有序用电，没有充分运用失负荷价值定价机制，有序用电时期的电价与正常供求平衡状态时的电价没有差异。部分省97%和95%系统最大负荷持续时间很短，一年只有20~50小时，为了满足这种负荷的需求还在新建燃煤电厂，极低利用小时燃煤电厂的成本进一步增加了用户电价负担。因此，暂时或时段性的高电价与长期的较低电价具有替代性。如果针对有序用电还不采用高电价，那就会面临更高的平均成本定价。

对电价结构的误解

经济学定价理论认为，对于固定成本占比大的商品定价，两部制定价的效率大于基于平均成本的一部制定价的效率。如图1所示，假设矩形BFHP1面积为固定成本，且矩形BFHP1面积与矩形P2EGP1的面积相等，在满足固定成本和变动成本回收的前提下，两部制定价的容量电价是B，电量电价是P1，产量是J；而基于平均成本的一部制定价的电价是P2，对应的产量是I点。在实现成本补偿功能的前提下，两部制定价比单一产量定价有更大的均衡产量，这意味着两部制电价比一部制电价更能促进生产；同时，与一部制电价相比，两部制电价为消费者增加了阴影线面积的福利。综合来看，两部制定价对生产者是中性的，但是对消费者却是积极的，可以通过提高产量为消费者增加福利。由于这个原因，两部制电价在国外电价中普遍应用。最近几年来，我国电价政策强调降电价促进用户生产。两部制定价理论揭示，在不降价的前提下，调整电价结构也可以促进生产。两部制电价中固定成本通过容量电价和电量电价回收的比例与用户的负荷率或同时率（两者存在经验上的正相关关系）有关，一般情况下，用户负荷率（同时率）越高，分摊的固定成本比例越大，单位电量的固定成本越大，但电量电价相对越低，单位电量的总电费越低。因此，两部制电价为用户提供了一种用电成本节约的激励机制，能够促进用户提高负荷率，通过提高电力设施利用率产生的成本节约满足降低电价的需求，最后促进国民经济发展。两部制电价能够提供电力企业和用户“双赢”的降电价机制，是一种适应电力企业和国民经济高质量发展的电价。

目前我国电价政策在电价结构上的误解主要表现在：第一，目前我国电价结构以单一电量电价为主。不同电源市场交易电价和政府确定的上网电价都采用单一电量电价，现货市场试点中开始探讨通过容量电费补偿机制实施两部制电价。输配电价以单一电量电价为主；省级电网输配电价中只有部分工业用户采用两部制电价，容量电费收入一般不超过准许收入的10%；区域电网输电价格采用两部制电价，而且容量电费比例相对较高；专线工程输电价格采用单一电量电价。零售市场用户电价套餐目前基本上参照用户目录电价执行，售电公司没有设计和采用独立的两部制电价机制。因此，由于我们没有自觉认识到电价结构的福利改进效应，目前我国电价政策在电价结构上主要采用单一电量电价；相比于近几年主要通过降电价促进生产的做法，通过电价结构调整促进国民经济发展的潜力非常大，而且长期内不会降低电力企业的电价或收益。第二，容量电价没有合理确定，水平明显偏低，对提高用户负荷率或用电设备利用率激励机制不够。省级电网固定成本比例超过90%，而目前容量电费占准许收入比例不足10%，固定成本分摊到容量电费的比例不足造成用户对电力设施的低成本利用，用户负荷率不能有效提高，用户报装容量大但使用不足，形成资源闲置损失，并推高输配电价。第三，两部制电价机制使用不充分。国外在两部制电价的基础上普遍实施可选择电价，可选择电价机制有效地解决了用户用电信息不对称的问题，可以更好地改进用户福利。由于对两部制电价机制认识不充分，而且容量电价和电量电价没有科学设计，我国电价政策中基于两部制电价的用户选择机制十分有限，用户仅在最大需量和最大容量中选择，没有对容量电价和电量电价套餐选择。2016年国家为了减轻停产、半停产企业的经济负担，促进企业转型和降低工业企业用电成本，将原来容量电价的执行周期由1年调整为3个月，2020年又进一步缩短执行周期。其实，用户停产、半停产等生产状态可以用负荷率指标反映，如果建立基于负荷率的可选择电价机制，就可以合理而有效地解决这个问题。相反，由于针对专门用户的输配电容量不可能随时形成和取消，任意缩短执行周期并不符合经济规律。比如，根据我们对某省可选择负荷率销售电价的测算，220千伏用户按最大需量执行可选择负荷率电价，低负荷率用户的容量电价只有 1.83元 /(千瓦·月)，而高负荷率用户的容量电价为 16.75 元/(千瓦·月)；同时，低负荷率用户的电量电价为0.6746 元/千瓦时，而高负荷率用户的电量电价为 0.2585 元/千瓦时。从不同负荷率用户容量电价和电量电价的比价关系可以看出电价结构的效率改进机制。

对电价变化的误解

电力市场价格变化大是客观经济规律。与石油、天然气和煤炭等能源不同，电力产供用在瞬间同时完成，市场主体不能通过存货调整供求平衡差异，现有的储能电厂包括化学储能不管在发电侧、电网侧还是用户侧，在响应瞬间平衡差异上都存在一定的时滞。在这种情况下，电价可能在瞬间上升很快和很高，如果发电侧和用电侧在15钟甚至更短时间如5分钟就可以响应，电价又会迅速回落，从而形成电力现货市场特有的“价格钉（price spike)”，如图2所示。由于电价瞬间很高是电力市场规律的客观反映，国外政府、市场主体和公众对短期或时段性很高的电价保持理性态度。美国德州现货市场价格上限高达10美元/千瓦时，约是批发市场平均交易价格的100倍，并没有引起不良反应。事实上，从图中可以看出，现货市场电价虽然可以很高，但是，由于持续时间很短，很高电价产生的电费变化其实并不大。

电价变化不仅在现货市场存在，在中长期市场中，由于不同季节不同时段电源结构差异和用电负荷变化较大等原因，电价在一年内也会出现较大幅度的变化，图3是我们测算的某省全年8760小时的小时发电成本，从图形上可以直观看出，不同小时的发电成本相差较大，其中最大成本为1.101元/千瓦时，最小成本为0.0667元/千瓦时,两者相差约16.5倍，大约是国家分时电价政策中规定的峰谷价差比的4倍。如引入用户失负荷价值定价机制，最大成本为7.8231元/千瓦时，则最大成本是最小成本的117倍，是国家分时电价政策中规定的峰谷价差比的29倍。

目前我国电价政策对电价变化采取相对保守的态度。第一，国家相关政策对中长期市场交易价格变化给出了较小的范围。如上所述，一方面，1439号文规定燃煤电厂市场化交易价格只能在基准价20%的范围内上下浮动；另一方面，从2021起，为发挥中长期市场交易的价格风险规避作用，国家要求大比例签约年度交易电量合同。各省年度交易价格执行国家政策的结果，使目前省级中长期市场价格变化相对较小。实际上，国家价格政策的主要目标是限制平均价格变化，应该以年均交易价格为控制指标，允许市场交易价格在较大范围内变化。第二，许多省份中长期市场交易规则对集中交易价格设计了上下限。上下限价格虽然考虑了情景，但是，并没有完全建立在经济学定价理论的基础上，价格变化幅度仍然相对较小。部分省份对集中交易价格还通过供需比、标准发电利用小时等机制实行了间接控制。第三，适应价格风险的配套政策不足。国外电力市场允许电价符合经济规律地大幅度变化，同时通过建立电力金融市场体系和引入金融工具为市场主体规避价格风险提供工具。我国电价政策中没有提供市场主体规避价格风险的市场体系与金融工具，所以选择强制性地限制价格变化。由此产生的结果是虽然采用了市场交易方式，却没有获得资源优化配置效益。

对居民用电交叉补贴的误解

居民用电由于处于电压等级最末端，输配电成本最高，线路损失最大；而且最大负荷与系统最大负荷重叠，应该承担较大的固定成本和线路损失。由于居民用电成本明显高于其他用户用电成本，国外居民电价往往明显高于其他用户，如工商业用户电价。根据有关资料，2020年世界28个国家居民电价与工业电价的比值平均为1.91，而我国居民电价与工业电价的比值仅为0.92。如果我国居民电价参照国外居民电价与工业电价的比值确定，我国居民电价应该是工业电价的2倍。电价交叉补贴指电价政策中人为地降低居民电价和提高其他用户如工商业用户电价，让工商业用户承担居民用电的成本。交叉补贴并不只是居民与工商业用户之间利益的平衡调整，其所形成的价格机制会抑制工商业用户的生产，同时促使居民过度用电，两种情况下都会造成社会福利损失。交叉补贴越严重，造成的社会福利损失也越大。交叉补贴不仅不公平，而且还产生社会福利净损失，国外电价政策中很少使用交叉补贴，少数国家有程度较轻的交叉补贴。

不考虑交叉补贴的公平性，我国电价政策中对居民电价交叉补贴的误解主要体现在居民电价交叉补贴是否真正有利于民生这个前提上。长期以来，各级政府以关注民生的名义，对居民用电实施交叉补贴，目前交叉补贴越来越严重。表面上看，居民由于交叉补贴确实节省了电费支出，交叉补贴静态分析是有利于民生。但是，经济是一个相互作用的系统，承担补贴的工商业用户必然把额外成本以更高的商品或服务价格传导给居民，在工商业企业工作的居民也必然以薪酬减少甚至失业等形式承担这部分额外成本。由于交叉补贴还会产生社会福利损失，居民作为一个整体，不仅要直接或间接地承担曾经享受的工商业用户补贴所带来的经济负担，还要承担由此引起的社会福利净损失。因此，居民用电交叉补贴政策充其量只是关注了居民的短期利益和个别居民的利益，长期内会使居民作为一个整体承受更大的损失。对于交叉补贴产生的长、短期利益和整体利益与个体利益的统筹协调问题，居民用户可以不理性，但是，政府不能不理性。

对市场交易价格上下限管制的误解

经济理论认为，市场价格管制包括上限管制和下限管制都会产生社会福利损失。如图4所示，在供不应求时市场交易价格应该较高，如果通过价格上限管制使实际交易价格低于真实的市场出清价格P*，生产者将把产量减少至q，结果产生E+F面积的社会福利损失。相应地，在供过于求时市场价格应该较低，如果采用价格下限使实际交易价格高于真实的市场出清价格P*，也会产生类似的社会福利损失。因此，价格上下限不是有效的政策工具。国外现货市场也有价格上限，但是，这种价格上限有完全不同的形成机理。如同上面指出的一样，国外价格上限以限制市场势力为目标，价格上限以最大的用户失负荷价值为依据，相当于以全年甚至多年日前市场和实时市场的最大交易价格为上限，即把各种市场情景包括供不应求情景考虑在内后从7万多个交易价格[2个市场×365（一年天数）×96（每天出清次数）]找出的最大值。

目前我国价格上下限管制存在的误解主要体现在：第一，价格上限的形成机理不明确，简单地参考各省目录分时电价中的尖峰电价确定。目前我国试点现货市场的价格上限不超过1.5元/千瓦时，与目录电价中的尖峰电价基本相当。尖峰电价基本上是各省根据国家规定的价差比例以平段电价为基础上下浮动后测算出来的，并没有合理的形成机制，更没有根据用户失负荷价值制定。实际上，基于失负荷价值的广东现货市场价格上限可以达到26元/千瓦时，是目前1.5元/千瓦时的17倍。价格上限管制不仅通过生产者产量限制降低了市场交易效率，即减少了不同效率发电企业的电量替代，而且还造成额外的社会福利损失。与国外现货市场价格上限政策在防止市场主体使用市场势力的前提下促进市场充分竞争的功能相比，我国电力市场价格上下限政策限制了市场充分竞争。

第二，价格下限形成机理不好解释。国外电力市场没有价格下限，对政府管制机构来说，价格越低越好，限制低价交易没有理论依据。我国电力市场特殊的价格下限管制政策与发电企业国有产权的特征有关，价格下限管制在一定程度上维护了发电企业的利益。不过，与价格上限管制产生的效果相似，这种政策也通过降低消费者需求及其替代限制了用户侧市场竞争，产生了社会福利损失。国外现货市场经常出现负电价，相比于国外严格监管的投资机制及其市场供求平衡状态，我国暂时性或时段性供过于求的情景更多，根据发电失负荷价值的负电价出现的情景更多，但是，我国电力市场没有出现负电价。总之，目前我国电价上下限管制政策使市场交易价格该高不高，该低不低，限制了市场充分竞争和资源优化配置。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年05期，作者单位：长沙理工大学