上网电价，浙江省统一给火电厂结算价格，大体在0.41元。在2018年4月份输配电价进行了一次下调，现在浙江省的整体的输配电价的1到10千伏大工业用电在0.21元左右，工商业用电在0.33元左右，基本上处于这个水平，还有约0.05元的政府基金。前面提到电度电价由上网电价、输配电价和政府基金三部分组成。本次电改本质上是一次价格体制改革，都是围绕这三部分价格来展开的。
先说一下输配电价如何计算。(1)点对网输电服务费，即发电厂对一个华东电网的整个主网的一个输配电价的一个核算，比如浙江省有一条非常著名的特高压叫做灵绍，是从宁夏灵州到浙江绍兴的一条特高压，这条特高压输配电价上个月刚刚核算出来在0.07元左右。也就是说如果大家想要建一个火电厂或者新能源电厂，建在宁夏是可以售电到浙江的。(2)点对点输电服务费，即从电厂一直到企业内部的，有一部分叫做输电服务，就是前面提到的省内输配电价。(3)可用输电容量服务费，一个企业的用电波峰波谷是不平稳的，当用电量较大时国家电网为满足最大需求的用电量，会对于主网的建设做一部分备份容量。比如一个工厂平时只用了1/3电量，但最大时候会用到2/3，国网不能建1个2/3的管道，必须建1个2/3的管道，那么1/3跟2/3的价差就叫做可用输电容量的服务费。(4)辅助服务收费，主要是来做调峰调频。其中包括电网的调度服务费(国外单独计算，国内不是)、无功输出功率和电压控制费、调频及频率响应服务费、备用输电容量服务费、备用运行设备服务费(后两项价格比较低)。(5)电网扩展费，为了以后电网增加住房架构的一些费用。以上是输配电价的定价机制，也就是前面提到浙江省的那个0.21元是如何计算的。
四、中国的电力系统效率
杜承军认为，中国如何进行电力市场改革、如何做电力市场优化?其实无外乎就三方面：发电企业、电网企业何电力用户。这三方面也是说我们从发电到输电到用电的一整套环节。电改的目的是提高这三个环节的使用使用效率，让大家的资源配置达到最优。
1、发电企业：首先是发电机组的利用率，发电设备的利用率其实浙江省并不高，大体上在1/2左右，基本上都两台机组停机一台。其次是原料产出效率，浙江省的火电机组边际成本在0.26元左右，整体的火电厂的利润能控制在0.15元左右。最后是发电的经济效率，浙江省所有的天然气机组包括火电机组现在经济效率都不高，因为整个网架结构并不好。比如天然气机组每天早晚都需要启停关机一天的成本约20-30万元，如果这个发电经济效益能提高，每天的20-30万元可以实惠到。
2、电网企业：中国的电网在全世界来讲处于较高水平，特别是在安全方面应该是在全球应该能排前几位的。电网主要包括三个大的方面，电网传输效率、电网结构、电力设备运行效率。
3、电力用户：用户是需求侧，中国对于用户整个的能源管理其实是比较缺失的，主要包括节能管理、能效管理、需求侧管理等。
下面两个图表是浙江省现有能源效率的运营情况。第一张图表是浙江省所有火电机组的利用小时数，我们把利用小时数作为评估一个电厂现在的生产运营情况的最主要的指标。浙江去年3800多小时左右，那么一个电厂的最优的满载负荷全年是365天乘以24小时，一共是8760个小时，一个机组刨去检修时间全年的满载负荷能维持在7200小时左右。对于一个火电机组，一年发电5100小时基本上就可以盈亏平衡，可以还本付息、支付员工开工资、再投入建新机组。实际上整个浙江省的火电机组只有3000多个小时，意味着严重的产能过剩，也就意味着我们这次电改有基础可以推进下去。
所谓负载率就是前面提到的管道流过多少电流。为了电网安全，一般国际上会把负载率控制在50%，是一个效率最优的 时候。但是整个的华东电网超过50%的负债率的500千伏以上电网只有8.2%，低于10%的还有31%，在10%和30%之间的不超过40%，所以其实整个电网的冗余建设跟整个电网的运行效率也是非常低的。整个的华东电网的负载率非常低，也为本轮浙江省电改进行渐进式改革提供了一个基础。否则我们可能要一步一步到位，现在我们可以逐个产品往外发，然后整个中国电网的网损率，可能在6.67%，在全世界来讲和整个中国电网的水平还是最好的。中国现在整体的新能源消纳在全世界处于较低水平。全国平均水平的弃风率已经达到了接近了15%，还在逐渐提高，那么本轮电改也会为新能源消纳做一部分优化。用户侧的负荷率是评估用户侧的用电规划最好的一个数据公式。负荷率的公式是一个企业或者一个用户一年的平均负荷。比如，我每一天大体用100度电，那么每天我都用100度电，那这一年的平均负荷就是100千瓦。负荷率等于平均负荷÷最高负荷，比如我这个月用了500度电，那么我全年下来了最高负荷就是五百千瓦，那么负荷率就是1÷5就是1/5。负荷率越高说明整个的用电效率是越优。比如全年每天都用100度电，那么整体电力的使用效率是最优的。全世界基本维持60%到70%之间的水平，电改的主要优化也是在优化负荷率，只有负荷率提高到50%到60%之上，才能让发电成本更优、输电成本更优、用电成本更低。
五、 电力交易制度
杜承军对世界上主流的交易制度做了介绍，并站在政策制定者的角度来解读为什么要电改。
电力体制改革的本质上其实是四点：(1)发电计划，因为电能无法储存，所以我们需要有电力调度部门来完成发电计划的下达与调度，在每个发电厂都会有一个叫做ADC的调度系统。省级调度部门给电厂下发命令，发电网负责调动。电改第一件事就是说发电计划由谁保证、由谁制定这个政策。(2)实时平衡，制定的发电计划不一定是用户实际使用的发电计划，因为都是人为核算多少会有一些出入。出入部分如何平衡变量、谁组织这部分电力平衡的规划以及谁来负责。(3)辅助服务，主要是一些调控调峰调频的工作由谁来做。(4)阻塞管理，当管道阻塞无法传输如何处理。
电力交易主要分为三种模式在全世界通用，分别是过网交易、分散交易、一体化交易。
1、过网交易：所谓的过网交易其实就是我们现在的用电模式。发电计划由国网调度部门来做负荷预测，根据自身的调控调频机组跟自己的省内统调机组，由国家电网来做发电计划。实施平衡，由国家电网的调度部门来做调峰调频跟备份容量机组来实现实时平衡。辅助服务，由电网公司通过一些政策性的命令来制定一些价格对辅助服务市场进行收费。阻塞管理，因为现在没有价格机制，国家电网最好的办法就是进行冗余的网站建设加粗管道降低阻塞，另一个办法，可能就需要把输配电价提高，不过中国整体的输配电价是全世界最高的。一旦发生阻塞，比如高峰时期在八九月份大家都用空调导致阻塞，政府就会下达命令，比如片区性停电，这也就是季节性停电主要产生原因。大家会发现，整体是一个垄断条件下的价格模式。
2、分散交易：发电计划由三厂和实际用电户私底下协商，沟通买卖价格私下签合同决定。实施平衡由电力交易中心完成，电力交易中心，其实就是政府组织的一个电力的交易机构，一般由电网主导的，或者有一些社会资本来主导，还是一个非营利组织。大家可以把这个交易中心看成是能源交易所或者一些商品交易所的角色。辅助服务依然由电网负责，阻塞管理由电网调度部门来负责。广东从2016年开始的电改和马上到来的电力现货市场，主要就采取这种模式，美国加州早期也主要采用这种模式。这种模式的特点是谁的活归谁干，电的买卖双方私下去谈实施平衡。私下解决不了的问题由交易中心完成。广东从去年到前年的整个的电力体制改革，目前发展计划依然由年度双边协商或者叫做场外交易决定，就是发电厂跟用户或售电公司谈判约定价格进行执行调度。因为广东现在没有实施平衡系统，采用了比较政策性的方法叫做偏差考核，意思是预测偏差需要罚款，没有任何技术性的，主要来自于政策性。广东现在没有辅助服务市场。阻塞管理是影响广东电改进展的一个主要原因，因为广东电改还没有阻塞管理方案。它导致的问题就是参与市场的总规模不能太大。去年广东参与这个市场的规模大约在1100亿度电，占总盘子的20%，如果继续开放可能会产生阻塞，此后价格如何确定还没有一个很好的方法。那么广东可能今年开始建立一个能够实施平衡的现货交易市场，依然按照现在这个客户量在继续滚动几年，但是这种交易模式在加州出现过几次严重的危机，主要是证明不同部门负责各自事情。在2011年到2012年之间，加州经常性的大规模停电，可能主要原因还是由于电容阻塞导致的。所以我个人对广州未来1到3年的电力市场改革如果还是继续采用这个这种加入模式，保持一个谨慎乐观的态度。
3、一体化交易：这个政策的制定者是美国的PJM，是美国东部电力交易中心大厅，现在已经从3个州已经扩展到17个州了，是现在世界上最优的一种电力交易制度。浙江省呢从2019年4月开始，是由PJM主导建设实行这一整套制度。PJM模式其实跟最前面提到的整体配套制改革很像，发电、平衡、辅助服务、阻塞在一个池子里完成。大家可能看过一些电改的资料，它是电力库升级的一种模式，这种模式在美国应用了15年几乎没有任何问题，是一种价格最优、市场最优、效率最优的方案，所有方式都由交易中心组织。回头看下广东的电力交易中心，是由几大发电集团以及一些社会资本组成，股东主要来自发电厂，这种股权结构导致各干各事。而浙江省电力交易中心由国家电网全资，把所有包括调动、价格制定等业务都拿到交交易中心完成也不会影响到现在国家电网体制和现有的既得利益。所以这种推广方式比较简单。
浙江省明年马上要到来的这种电力交易模式，可能会影响到在浙江生活的每一个人未来的用电习惯，以及可能会影响到每一个浙江省创业企业的能源成本。首先介绍一些专有名词方便理解。节点边际电价(LMP)= 系统电能价格 + 输电阻塞费用 + 边际网损费用，它是一个公式叫做电能价格，第三部分边际网损费用其实就是国家电网6.8%的网损价值。实际上现在华东电网的输电情况管道还是非常富余的，意味着我们只需把系统电价(或叫上网电价)这部分市场做好，另外两部分的阻塞管理，给我们至少还有5到10年时间去优化阻塞管理市场建设，那么电器网阻费用只需乘6.68的系数。主要的电力市场建设其实就两套软件程序：基于安全约束的计算机程序、基于安全经济调度的计算机程序。这两个程序在整个国家电网内部已经有十多年历史了，我们整个国家电网技术储备对于软件的研发、智能调度是非常完善的。我们欠缺的是每个省使用系统的人才和监管。明年整个浙江省会形成一个比较完善的批发市场，主要有两部分组成：(1)日前市场，它的交易双方分别是用电方和发电方，双方到网上交易。关于如何交易，首先用电方提交第二天计划，每15分钟需要用电量，大体上提交72个时段的用电量。其次发电厂同样提交第二天72个时段计划发电量。此后软件程序会给出一个最终价格，大家就按照这个价格执行这72个时段的结算价。那么会导致一个问题就是我们现在的这个尖峰谷平的电价就没有了，峰谷价差会拉大。在国外特别是美国的PJM地区，它的谷电可能会是负的，这是因为发电厂为了不关机降低关机成本，但是最贵可能会达到大约0.3美元。(2)实时市场，前面提到用电、发电双方提前报量，但是数量可能不精确与实际用电/发电量有出入，国家电网又成立的另外一个市场叫做实时市场。实时市场主要由调峰调频的机组参与，或者一些拥有备用容量、功率不满的火电机组。这个市场由发电方来单方报价，帮助国网应对这一部分的负荷，收取费用。通过这个实时市场就可以把日前报的量跟日中实际的使用交割量之间的偏差平衡掉。
接下来介绍美国对冲风险的方式，(1)价差合约(CFD)，简单来讲，现货市场的价格波动非常大，电价可能从-0.2元到100元，当真正达到100元时，可能会出现问题。那么政府给出的一种交易模式就是用电方跟发电厂签一种价差合约，约定一个价格，当价格过高的时候进行返还给用电方;如果价格太低返还给发电厂。价差合约模式主要来自于场外市场，需要单独跟发电厂谈判。(2)金融输电权(FTR)，是阻塞管理的方式，如果发生阻塞会产生费用的，但可以提前购买管道的使用权利，当发生阻塞时负责分配这一部分阻塞产生的费用。
