摘要：电力体制改革是我国改革事业中的一项重要任务，随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（简称：电改9号文）和《电力发展“十三五”规划(2016-2020 年)》的出台，我国电力事业得到了快速发展，也带动了其他相关事业的发展。虽然电力事业总体上发展趋势良好，但是客观来看也存在一些亟需解决的问题，例如如何建立科学的电价机制，就是其中需探讨解决的问题。研究通过文献对比与政策梳理以及金融理论相关知识，从中总结出如何建立科学的电价机制的观点。
我国销售电价长期以来实行“企业补居民、城市补农村”的交叉补贴制度，因此工商用户普遍反映“电价较高、负担较重”。2017年，我国出台多举措降低电价。我国全面完成首轮输配电价改革试点，全国30多个省级电网，完成降价480亿元;取消了已征收50多年的城市公用事业附加费，此举使我国平均每度电价再降低。年底，国家发改委又发布了《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，旨在将电价改革向纵深推进。在2018年3月5日上午召开的中华人民共和国第十三届全国人民代表大会第一次会议上，国务院总理李克强在《政府工作报告》中明确：降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。所以可以清楚的看出，电价事关国民经济全局，如何建立科学的电价机制，就显得至关重要了，已经是刻不容缓的大事情了。
1 文献综述
在我国电价探讨方面，之前已经有过学者研究，面对当前电力体制改革的大好形势，更应该去进行探索和研究，为我国建立科学的电价机制提出可行的意见和建议。
罗琦等[1]在梳理发达国家配电价定价原则，介绍准许收入法、价格上限法和标杆法三种配网价格形成机制，总结发达国家分布式电源定价经验的基础上，并针对增量配电网配电价定价模式选择、如何解决交叉补贴和分布式电源定价问题提出了政策建议。
李薇等[2]阐述了绿色电力价格的制定应遵循三个重要原则，并综合国内外的绿色电力相关政策把绿电定价模式分为五种，通过分析指出我国现行绿电定价机制，存在价格补贴机制有待修改完善和定价缺乏规划和调整机制两方面的问题，提出了优化我国绿电定价机制的建议。
林海涛[3]在较系统地研究了分时电价理论的基础上，提出一种适合我国的分时输配电价格机制，即利用负荷率-同时率曲线合理划分容量成本，应用模糊聚类划分时段，并根据价格弹性理论，构建基于粒子群优化算法的分时输配电价优化模型，最后以实例验证了模型的合理性和可行性。
范慧英[4]从电价及其形成机制的介绍入手，并运用经济学原理论证了电价市场化改革的必要性，接着借鉴国外电价形成机制的先进经验，在我国电价形成机制改革历程的基础上，从上网电价、输配电价、销售电价三个方面分析存在的问题，并提出了我国电价形成机制改革的建议。
常家星[5]针对我国目前电力改革的形势，通过对上网电价体系、输配电价体系、销售电价体系现状及存在问题的分析，结合上网电价机制、输配电价机制、销售电价机制以及电力市场中辅助服务价格机制设计上探索建立适应改革发展和市场竞争所需的价格形成机制。
上述所述各种电价定价方法，从不同角度阐释了该如何去合理确定电价，无论上述学者所提哪一种定价方法，都有共同点：围绕上网电价环节、输配电价环节、销售电价环节一种或者几种电价本身的特点或者问题去阐述观点，结合具体电价方法去论证。研究也围绕上网电价环节、输配电价环节、销售电价环节去论述，但是略有不同的是结合政府出台的相关文件以及金融角度去作进一步的阐释与论证，对于如何建立科学的电价机制提供更多指导与借鉴。
2 政策梳理
2018年距离电改9号文颁布已经三年有余，无论是关于整体电力体制改革还是增量配电网改革，都有存在争议和矛盾的地方，当然对于电价的讨论也一直都在。下边本研究就主要梳理一些国家相关文件对电价的规定以及所提到的定价方法。
《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提到：在电价形成机制逐步完善的过程中。在发电环节实现了发电上网标杆电价，在输配环节初步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。
在有序推进电价改革，理顺电价形成机制方面。(1)单独核定输配电价。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。(2)分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。(3)妥善处理电价交叉补贴。结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。
《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》提到：配电网区域内电力用户的用电价格，由上网电价或市场交易电价、上一级电网输配电价、配电网配电价格、政府性基金及附加组成。用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价。
核定配电价格时，应充分考虑本地区上网电价、省级电网输配电价、趸售电价、销售电价等现行电价，并结合地区经济发展需求、交叉补贴等情况，合理选取定价参数。
对于招标方式确定投资主体的配电网项目，采用招标定价法确定配电价格。竞标主体应同时做出投资规模、配电容量、供电可靠性、服务质量、线损率等承诺。政府相关主管部门对合同约定的供电服务标准等进行监管和考核，没有达到约定标准的，相应核减配电价格。对于非招标方式确定投资主体的配电网项目，可以选择准许收入法、最高限价法和标尺竞争法三种定价方法中的一种或几种方法确定配电价格。对于同一类型配电网，应选择相同定价方法。
《区域电网输电价格定价办法(试行)》提到：区域电网输电价格原则上采用两部制电价形式。其中：电量电费反映区域电网提供输电服务的成本;容量电费反映区域电网为省级电网提供可靠供电、事故备用等安全服务的成本。
区域电网准许收入在电量电费和容量电费之间进行分摊。电量电费比例，原则上按区域电网输电线路实际平均负荷占其提供安全服务的最大输电容量测算，并考虑输电线路长度、促进电力交易、与现行输电价格政策衔接等因素。
《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》提到：跨省跨区专项工程输电价格形式按功能确定，执行单一制电价。
对于参与跨省跨区可再生能源增量现货交易的电量，可在基准输电价格基础上适当核减。
《上网电价管理暂行办法》提到：竞价上网前，区域电网或区域电网所属地区电网统一调度机组的上网电价由国务院价格主管部门制定并公布，其他发电企业上网电价由省级政府价格主管部门制定并公布。
竞价实施后，区域电力市场及所设电力调度交易中心的容量电价由国务院价格主管部门制定。不参与电力市场竞争的发电企业上网电价，按竞价上网前相关规定进行管理。
《输配电价管理暂行办法》提到：输配电价按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定，以有利于引导电网投资、完善电网结构，促进区域电力市场的建立和发展，满足国民经济和社会发展的需要。
《销售电价管理暂行办法》提到：销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。购电成本指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其他电网购入电能所支付的费用及依法缴纳的税金，包括所支付的容量电费、电度电费。输配电损耗指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其他电网购入电能后，在输配电过程中发生的正常损耗。输配电价指按照《输配电价管理暂行办法》制定的输配电价。政府性基金指按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院以及国务院授权部门批准，随售电量征收的基金及附加。
上述所列内容是国家相关部门很明确的提出的关于电价改革的文件，明确了上网电价、输配电价和销售电价的改革方向，同时也涵盖了电价实施的具体定价方法，为今后我国电价体制改革提供了政策依据以及指导。
3 定价方法研究
通过前述参考文献的梳理以及国家相关政策文件的梳理，已经发现电价主要围绕上网电价环节、输配电价环节以及销售电价环节，概括来说也就是发、输、配、售的价格到底该如何去核算与确定。
那么究竟该如何合理确定电价，本研究在结合上述定价方法基础上，又从金融期货以及期权相关内容方面作进一步的分析与阐释，为完善电价定价方法提供借鉴与指导。
(一) 上网电价环节
上网电价是发电企业同购电企业进行上网电能交易，而结算的价格。
我国在电力改革过渡时期，上网电价主要实行两部制电价。即容量电价和电量电价，其中容量电价由政府制定，保证企业回收成本，电量电价由市场竞争形成，保证企业回收成本，不亏本。在当前电力体制改革大背景下，参与电力市场交易的发电企业上网电价要逐步过渡到由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。通过协商或者竞争，合理调节电价，充分发挥价值规律的作用，发挥电力市场在资源配置中的决定性作用，促进电价在改革的浪潮中逐步向科学的电价机制转变。从而使购电企业或者用户降低用电成本，受益于改革带来的红利。
(二) 输配电价环节
输配电价是电网运营企业提供联网、电能输送等一系列服务收取的费用，也称输配电价格。
我国输配电价格在电力体制改革以前是由政府统一管理制定的，但随着电力体制改革的推进，输配电价应按照市场化模式单独核定，除了重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节由政府定价外，其他输配电价应该逐步过渡到“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。坚持公开、公正、公平原则，合理核定输配电价，完善输配电价机制，营造良好的电力市场环境，为电力体制改革助力。
(三) 销售电价环节
销售电价是电网运营企业向终端用户售电而收取的的费用，也称销售电价。
我国销售电价在电力体制改革前也是由国家主管部门统一定价和管理的，随着电力体制改革的推进，国家逐渐放开了销售环节的电价的管控，逐步向市场化转型，电改9号文中明确提出，参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。其中市场交易价格由市场化竞争形成，输配电价由“准许成本加合理收益”确定，政府性基金由政府部门确定。销售电价逐渐合理化，这也是顺应市场化改革的趋势，完善我国销售电价体制的需要，理顺价格机制的体现。
(四) 远期合约交易
远期合约交易是市场参与者为了规避价格风险，降低价格波动带来的损失，通过谈判后达成的一种协议，交易双方在合约中规定在某一个约定的时间按约定的价格购买或者销售一定的商品。
电力市场交易通过这种方式可以有效的降低电力现货市场的交易数量，防止拥有较大权利的市场参与者操纵现货交易市场的价格，这样就降低了电力市场交易的风险，能够保证电力市场价格的平稳，促进电力交易市场的发展与进步。
(五) 金融期货交易
金融期货交易是指交易双方支付一定数量的保证金，通过交易所交易的，双方约定在未来某一地点和时间进行交易一定数量和质量的商品标准合同的买卖。也是电力期货市场交易主体回避交易风险的一种手段。
其中电力金融期货交易主体回避风险的主要手段是进行套期保值。套期保值是交易主体通过期货市场做一笔与现货市场相同种类与数量的商品交易，通过交易头寸相反的期货合约来规避可能出现的价格波动带来的风险。也就是通过现货价与期货价的基差来体现，基差的大小与现货价和期货价紧密联系在一起。电力市场化交易可以采取这种期货合约的形式进行风险的规避，以使交易主体达到减少损失的目的。
(六) 金融期权交易
金融期权交易是一种与专门交易商订立合同，在一定期限内，按交易双方商定的价格购入或售出一定数量电力商品权利的交易行为。它也是交易主体规避价格风险的一种手段。
电力期权是有效的规避电力价格风险的管理工具，其中电力看涨期权可以规避购电商电力价格上涨的风险，也保留了购电商在电力市场价格低于期权敲定价时，以市场价来购电，降低购电成本。而电力看跌期权可以规避售电商电价下跌的风险，也保留了在电力市场价格高于期权敲定价时，以市场价来售电。对电力市场来说能够在一定程度上维持市场的公平、公正交易，保证正常交易的有序进行。
研究结合其他学者在电价体制认知基础上，借助国家电价改革相关文件以及金融理论方面的知识，阐述了个人对如何建立科学电价机制的理解。
