大工业用户执行尖峰电价后可以降低电力投资和大工业用户尖峰负荷的单位电量供电成本。电力电量平衡的最小成本选择 不同负荷曲线下的供电成本测算 以图1所示的两条日负荷曲线为例。第二条日负荷曲线下电力企业的投资成本根据上面的假设。

近年来，我国电力系统峰谷负荷差越来越大。今年夏季国家电网公司用电负荷创历史新高，达8.75亿千瓦；华东电网和山东、江苏等12个省级电网负荷创新高。峰谷负荷差逐年增大和尖峰负荷年利用时间越来越短，不仅使调度和行业管理意义上的电力电量平衡问题更加引起关注，也使过去隐含的电力电量平衡的经济性问题逐渐凸显出来。特别是在目前经济高质量发展和降电价政策背景下，以安全性为前提的最低成本的电力电量平衡是电力工业与国民经济协调发展的基础和前提。笔者结合我国电力工业生产与管理的实际，运用经济学、会计学原理分析和揭示了目前我国电力电量平衡中存在的技术与经济矛盾问题，指出了这种矛盾产生的原因和消极影响，探讨和提出了实现最低成本电力电量平衡的途径与具体措施，为提高电力系统运行经济性和促进电力工业集约发展提出了新的思路和对策建议。

电力电量平衡的经济问题

电能按电力生产消费与按电量结算的矛盾

从电力生产与消费的角度，发电企业与用户实际生产和消费的电能是电力而不是电量。与其它商品不同，电力的生产与消费是一个连续不间断的过程，连续的生产与消费过程形成了电量。瞬间的电力生产与消费虽然可以计量，但频繁的计算以及结算不方便，因此，电量经常替代电力作为电能生产与消费的商品，以至于造成了生产与交易电量的假象。电力现货市场很好地揭示了电能生产与消费中电力与电量的关系。虽然现货市场中电能也不是连续计量结算的，但是按每15分钟甚至5分钟计量和结算一次，仅在日前市场或小时市场就有96次甚至288次交易和结算，已经十分接近于把电力而不是电量作为商品进行交易和结算。

从用户支付电费或发电企业获得销售收入的角度，在目前我国电力市场改革和电价政策背景下，电力现货市场改革还仅停留在试点阶段，仅有大工业用电按两部制付费，并且容量电费的比例较低，可以认为，目前我国电费主要按电量支付。实际生产和消费的是电力，而电费支付却以电量为依据，这样就产生了矛盾。如图1所示，图中有两条简化的日负荷曲线，第一条日负荷曲线负荷率为100%，日负荷24小时内始终为P2；第二条日负荷曲线由三段水平负荷组成，最高负荷为P3，平段负荷为P1。假设两条曲线下的面积即电量相等，即用户支付的电费相同，这样，P2相当于第二条负荷曲线的平均负荷。假设P3为P1的2倍，t1-t2=2小时，同时忽略大工业用电中的容量电费。在两条不同的日负荷曲线下，用户消费的电能商品和支付的电费相同，但是，电力企业生产电能的成本却完全不同。由于电力企业的投资成本与最大负荷水平成正比例关系，第二条日负荷曲线下电力企业的投资成本根据上面的假设，可以计算是第一条负荷曲线的投资成本的1.85倍（2×24/26）。由于电力工业资本密集，1.85倍投资成本差异巨大。这个结果说明了两个重要结论：第一，由于这种成本的差异源于不同的负荷曲线或者电力分布，因此，电力企业生产和用户消费的电能商品其实不是电量而是电力。第二，存在基于负荷曲线的成本最小的最优电力生产和消费的问题，从图1中可以直观地看出，电力负荷曲线越平缓，或者说最大负荷与最小负荷差越小，电力生产与消费就越经济。图1中第一条负荷曲线能够实现最小投资成本的生产和消费。通过调整用户的用电负荷分布，比如将第二条负荷曲线调整为第一条或者接近于第一条负荷曲线，可以相对减少电力企业的投资成本，在电力企业利益不变的前提下降低电价。

各省电力系统负荷曲线情况分析

根据国家发改委公布的2019年各省级电网典型负荷曲线，各省都存在明显的日最大负荷与最小负荷差，有些省相对较大，如湖南省全年的日最大负荷与最小负荷差约1倍左右，如图2（a）所示；有些相对较小，如图2(b)所示，甘肃省全年日最大负荷与最小负荷差约在0.5左右。

图片

除最大负荷与最小负荷差之外，影响电力电量平衡的还有尖峰负荷的持续时间等因素。随着我国经济社会从高速增长向高质量增长转型，用电结构持续优化调整，三产及居民生活用电比重不断上升，负荷尖峰化特征明显。第一，尖峰负荷规模持续增加。2016-2019年南方五省（区）尖峰负荷规模随着用电需求增长而快速增长，3%尖峰负荷规模由497万千瓦上升至615万千瓦，5%尖峰负荷规模由828万千瓦上升至1025万千瓦。第二，累计持续时间缩短。近年来南方五省（区）尖峰负荷持续时间因用电结构调整呈下降趋势。南方五省（区）3%尖峰负荷即最大负荷97%以上负荷的持续时间一般不超过30小时，5%尖峰负荷持续时间一般不超过100小时。第三，电量比例相对很小。受尖峰负荷持续时间较短影响，尖峰负荷对应的用电量一般较少，占总电量的比重较低。如2016-2019年南方电网3%尖峰负荷电量占比大多不超万分之七，5%尖峰负荷电量占比一般不超过千分之四。电量与负荷的比例极不对称，揭示了电力企业尖峰负荷的生产成本与电费收入极不对称的潜在问题。第四，单次持续时间短、出现频次低。2016-2019年南方五省（区）5%尖峰负荷单次持续时间最长为3-6小时，全年出现频次10-40次；3%尖峰负荷单次持续时间最长为2-6小时，全年出现频次6-25次。第五，分布时段与年负荷特性基本一致。如广东、海南夏季降温负荷占比较高，尖峰负荷出现时间多分布在6-8月份；广西夏季降温负荷和冬季采暖负荷占比均较高，年负荷曲线呈现出夏冬双高峰特性，3%尖峰负荷多出现在冬季。

电网不断出现最高或尖峰负荷和峰谷差逐渐增大有很多原因，从控制的角度，一种是不可控因素。产业结构是尖峰负荷的长期影响因素。工业用电负荷相对稳定，而商业用电、居民用电波动较大，更易受生产生活、气温气候等因素影响。另一种是可控因素。气温变化往往是尖峰负荷的形成的重要因素，虽然气温变化不可控，但是，用户对待气温变化的反应是可控的；即使不能控制，按用电成本支付电费对电力企业来说也可以接受。然而，由于缺乏对电力电量平衡的经济性的认识，一方面政府、电网企业和用户并没有在控制高峰负荷上作出努力，另一方面也没有充分利用包括峰谷分时电价政策在内的需求侧管理技术，按高峰负荷的供电成本对用户收取必要的电费。

电力电量平衡的最小成本选择

不同负荷曲线下的供电成本测算

以图1所示的两条日负荷曲线为例，我们分别计算高峰负荷P3和平段负荷P1和平均负荷P2的供电成本，主要分析高峰负荷持续时间对供电成本的影响，揭示电力电量平衡的经济规律。

第一，高峰负荷P3的供电成本等于高峰负荷供电的日固定成本与日变动成本之和除以日售电电量，用公式可以表示如下：

F1——高峰负荷时段单位电量在供电成本；Cf1——高峰负荷在日固定成本；Cv1——高峰负荷的日变动成本；Q1——高峰负荷时段日售电量。

按照峰荷责任法分摊高峰负荷P3的容量成本，超过平段负荷P1的生产能力成本全部由高峰负荷持续时间所形成的电量分担，平段负荷的生产能力成本按利用小时分别由高峰负荷和平段负荷所形成的电量分摊。假设P3代表高峰负荷，P1代表平段负荷，V和TR分别代表单位千瓦发电装机容量造价和单位容量输配电投资成本，t1-t2代表高峰负荷持续时间，N代表固定资产折旧年限，a代表发电企业和电网企业运行维护费率，b代表发电企业单位千瓦的可变成本，这样，上式可以进一步表示为：

第二，平段负荷的供电成本可以表示为平段负荷供电的日固定成本与日变动成本之和与日售电量之比，用公式可以表示如下：

F2——平段负荷时段单位电量的供电成本；Cf2——平段负荷时段的日固定成本；Cv2——平段负荷时段的日变动成本；Q2——平段负荷时段日售电量。

有关参数假设同上，上式可以进一步表示为：

第三，第一条负荷曲线下的供电成本。按照电量相等的原则得出平均负荷P2。

参照上面的做法，有关参数假设同上，平均负荷P2下的单位电量的日供电成本没有时间差异。

第四，有关计算结果。参照目前某省电力企业生产经营的有关数据，有关参数假设如下：高峰负荷P3为4000万千瓦，平段负荷P1为2000万千瓦；V和TR按4000元/千瓦计算，单位容量输配电投资按对等原则为4000元/千瓦；t1-t2参照目前高峰、尖峰负荷的持续时间的典型值，分别选取为2小时、1小时、0.5小时和0.25小时，N综合各种发电和电网设备固定资产折旧年限后假设为20年；a 代表发电企业和电网企业年运行维护费率，参考《省级电网输配电价定价办法》中的有关规定按固定资产原值的2%计算；b代表发电企业单位千瓦的可变成本，假设为0.25元/千瓦时（不考虑税收成本和电力企业合理收益）。把以上参数代入上述计算公式，有关计算结果列表1所示。

计算结果表明，第一，由于假设的高峰负荷持续时间较短，平段负荷和平均负荷的供电成本相对稳定，而且几乎相等。第二，高峰负荷电价远高于平段负荷和平均负荷电价，随着高峰负荷持续时间的缩短，高峰负荷的供电成本迅速提高。造成成本增加的主要原因是在相同的负荷成本增量下，能够分摊成本的电量越来越小，所以单位电量的成本增加。每天0.25小时每年是91.25小时，对应于5%的尖峰负荷水平，这个水平的供电成本是平段或平均负荷的供电成本的10倍以上。第三，当高峰负荷持续时间很短时，相应的供电成本主要反映了电力的成本，这时电力生产和消费的商品实际上更接近电力而不是电量。因此，以分时供电成本为依据的交易和电费结算还原了电力生产与消费的本质。

电力电量平衡中的经济选择

过去电力电量平衡主要停留在技术或管理层面上，笔者用简单的模型分析提出了经济上最优问题，这个最优可以从两个方面解释。第一，高负荷率的电力电量平衡结果比低负荷率的电力电量平衡结果经济上更优，电力电量平衡不只是简单的技术上平衡的问题，还有在不同平衡方式之间按成本最低原则进行经济选择的问题。第一条负荷曲线与第二第负荷曲线的核心差异是日负荷率，日负荷率越大，负荷曲线越平缓，由此形成的电力电量平衡也越经济，主要表现在能够相对节约生产能力成本，使高峰负荷用户避免很高的电价。第二，高峰负荷的供电成本明显高于平段或平均负荷的供电成本，或者说高峰负荷时段用户的用电成本明显高于平段或平均负荷时间用户的用电成本，电网企业可以以此为依据准确制定峰谷分时电价，提高电价效率。过去，政府、企业和用户对分时供电成本或用电成本没有建立清晰的概念，本文通过模型计算分析揭示，高峰负荷的生产能力成本大，同时用电量相对较少，结果单位电量的供电成本或用电成本明显高于其它时段。这是峰谷分时政策的理论基础，不过，目前还没有省在制定峰谷分时电价过程中测算过分时供电成本。由于负荷曲线形成与分时电价存在相关性，电力电量平衡的经济选择可以概括为首先从经济性角度提高电力电量平衡中电力负荷曲线的负荷率或电力设备的利用率，然后，对经过优化平衡的负荷曲线尽可能地分时段以电力或供电成本为依据制定电价和结算电费。

不按分时供电成本定价的后果

目前我国峰谷分时电价政策往往分为三个或四个负荷阶段，把负荷分为低谷、平段、高峰和尖峰四个时段。由于实际电价政策制定中并没有测算不同时段的供电成本，因此，难以准确判断各负荷水平电价政策的合理性。如果把尖峰负荷定义在5%最大负荷水平，目前我国高峰、尖峰电价大概是低谷电价的3倍左右，与本文测算的10倍的结果有3倍以上的差距。实际上，本文的测算只考虑了两个负荷水平和会计成本；如果负荷水平分得更多，成本差距也会更大；如果还考虑外部成本，如尖峰负荷对稳定运行带来的损失和低谷负荷可能产生的机组起停费用，不同负荷水平的成本会相差更大。

因此，目前我国峰谷电价政策做法是尖峰电价该高不高，低谷电价该低不低，这种做法实际上相当于同时执行了价格上限和价格下限。如图3所示，在最高负荷时段，按照成本定价或市场均衡定价应该为P*,结果按价格上限[P] 相反，在低谷负荷时段，按照成本定价或市场均衡定价应该为P*,结果按价格下限定价为P。价格上、下限同时管制的结果造成了社会福利净损失，等于2倍的图中阴影线面积E+F。这个净福利损失静态看由电力企业和用户分别承担，长期看还是由用户全部承担。实际峰谷分时电价政策制定中把是否增加用户电价或电费作为政策执行的依据，而不考虑用户用电的实际成本，这样做不尊重客观经济规律，短期看可能有利于这类用户，长期看因为这样做会形成第二条负荷曲线，电力企业要投入相对更多的生产能力满足尖峰负荷需求，所产生的额外成本只会让用户承担更高的电价或更多的电费。因此，不按成本定价和支付电费的结果是导致成本更大和电费更高，表现为恶性循环效应。

由于实际电价政策中过于强调峰谷分时电价的削峰填谷效果，造成用户甚至政府相关部门把峰谷分时电价理解成可选择电价，对于技术上不能调整用电时间的用户，允许不执行峰谷分时电价。这显然是误解造成的，峰谷分时电价政策以客观的用户用电成本为依据，如果某类用户如商业用户不承担与高成本对应的高电价，必然转移给其它用户承担。除不公平外，还会产生上面所说的恶性循环效应。

实现最低成本电力电量平衡的主要措施

扩大两部制电价执行范围和程度

由于电力生产与消费的电能商品实际是电力，实施两部制电价，让电力以容量电价或电费的形式进行生产和交易，显然比按电力生产和消费的电量结算更加科学合理。如图4所示，为什么采用两部制电价而不是单一电量电价？例如直接根据平均成本定价，原因是因为两部制电价能够获得更大的社会福利，是比单一电量制电价更有效率的电价制度。假设根据平均成本实行单一电量电价，由于需求曲线与平均成本曲线的交点为E，所以平均成本价格为P2，平均成本价格下能使市场出清的供应量为OI。生产OI的总费用为OP2EI，其中P1P2EG为固定费用总额，OP1GI为变动费用总额。消费者剩余为AP2E。如果采用两部制定价，电量电费按边际成本征收，价格为P1，供应量为OJ，在产出为OJ时，消费者剩余为AP1H减去固定费用总额P1BFH，因此，两部制定价下的消费者剩余也可以表示为AP1H减去P1P2EG，即容量电费，等于平均成本定价下的消费者剩余AP2E加上EGH。因此，两部制定价与平均成本定价相比，在电力企业收益不变的情况下，使消费者剩余增加了EGH的面积，社会福利得到了改进。

与国外普遍实行两部制电价相比，我国两部制电价仅在大工业用电中实施，而且容量电价的水平相对较低，一般约为固定成本的20%。2016年，国家出台《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》，为支持企业转型等，以放宽基本电价计费方式变更周期限制等方式，实际上进一步降低了容量电费。从图4中可以看出，两部制电价的均衡产量平均成本定价比均衡产量更大，理论上，两部制电价是比单一电量电价更加有利于促进生产和消费的电价。国外居民电价也执行两部制电价，可以认为是对上面结论的应用和证明。因此，我们要重新认识和发现两部制电价的功能，通过科学设计两部制电价实施方案，比如建立基于用户负荷率和分散率的固定成本在容量电费和电量电费中合理分摊的可选择电价机制，促进电力企业和用户节约电力生产和消费能力，降低电力电量平衡的成本。

综合推进电力需求侧与供给侧管理

电力电量是电力供求的动态平衡，需要从两个方面同时着手，才会有更好的效果。从供给侧的角度，随着特高压电网的建设，跨省跨区交易电量大幅度增加，不能把省外电力交易作为边界条件后再进行省内电力电量平衡，要把省外交易纳入本省电力供求，增加经济性原则，统筹优化省内电力电量平衡。根据《广东省电力市场2019年年度报告》，2019年全省电网统调装机容量1.26亿千瓦，电网统调最大负荷1.22亿千瓦；全省发受电量6581.6亿千瓦时，其中受电量1970.9亿千瓦时。与广东省统调装机容量与电网统调最大负荷十分相近比较，有些电力受入省的统调装机容量明显大于统调最大负荷；尽管不能简单地断定这些超出容量的固定成本和运行维护费就是多余的电力电量平衡成本，但是，至少提出了更大范围优化平衡成本的问题。图5比较了截至2020年10月部分省统调装机容量和统调最大负荷，其中有些电力受入省的统调装机容量和统调最大负荷差值得关注。

国外电力需求侧管理做得非常细致和专业，需求侧管理的内容非常丰富，手段和方式也很多。我国电力需求侧管理相对落后，从电力电量平衡的角度，应主要做好以下工作。首先是转变观念，把用户参与需求侧管理作为一种对社会包括用户自身有效和有益的经济手段，甚至是用户本身的责任，而不是对用户利益的某种损害。比如优先发用电概念过多地强调发电或用电的权益，在一定程度上否定了供给侧管理和需求侧管理。其次是要瞄准关键和实质问题，有些省用电负荷刚创新高就马上开始规划新建发电项目，不管新增负荷的大小和持续时间，其实，对于持续时间较短的最大负荷引起的潜在缺电或供电可靠性问题，除新建电厂外，还可以通过提高尖峰电价或实施可中断电价抑制负荷，以及加大省外购电和源、网、荷、储一体化管理等多种途径解决，要在这些途径中寻找到最经济的方式。

以分时供电成本为依据完善峰谷分时电价政策

由于发电企业发电电量和出力曲线的刚性和用户用电电量及需求曲线的刚性等原因，电力电量平衡不可能做到如图1所示的第一条负荷曲线那样理想，在这种情况下，就需要以分时供电成本为依据，完善和实施峰谷电价政策。峰谷分时电价政策甚至包括电力现货市场价格机制，即通过建立真实供电或用电成本的回收机制，形成针对不理想的电力电量平衡结果的激励约束制度，尽可能地还原按电力而不是电量生产和消费的客观规律。2015年江苏实施季节性“尖峰电价”，对大工业用户在峰谷电价基础上每度电再加价0.10元。实施尖峰电价政策后，江苏尖峰负荷累计持续时间明显提升，负荷尖峰在一定程度上被“削减”和“拉平”，年最大负荷由5860万千瓦减少为5720万千瓦，减少最大负荷140万千瓦，按4000元/千瓦电源投资和对等输电网投资即8000元/千瓦投资计算，可节约112亿元电力投资。5%尖峰负荷的持续时间由20小时增加至57小时，参考表1的计算结果，可明显降低单位电量高峰负荷的供电成本。大工业用户执行尖峰电价后可以降低电力投资和大工业用户尖峰负荷的单位电量供电成本，为其它用户和大工业用户本身降电价提供了空间，节约了电力电量平衡的成本。江苏峰谷电价包括尖峰电价政策虽然没有根据分时供电成本制定，但是一直在不断根据分时供电成本并考虑用户承受能力不断完善，是利用峰谷电价政策提高电力电量平衡经济性的成功例子。目前我国峰谷分时电价政策制定中没有测算分时供电成本，尖、峰谷电价差相对偏小；电力现货市场价格上下限的价差范围也没有科学测定，价差太小，极其不利于发挥价格机制优化电力资源配置，实现最低成本的电力电量平衡。

本文得到教育部人文社科重点研究基地重大项目“竞争政策在电力产业的适用性与难点问题研究”（18JJD79001）和湖南省哲学社科基金重大委托项目，“湖南电力电量平衡与调煤保电措施研究（12WTA21）资助

参考文献

[1] 邵冲,黄豫，聂金峰等.《电网尖峰负荷定义、持续时间、影响因素及控制措施》，中国能源报，2020-06-29

[2] 叶泽，陈晓,蔡建刚.《电力理论与方法》[M].北京：中国电力出版社，2014.

图片

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年10期，作者供职于东北财经大学产业组织与企业组织研究中心、长沙理工大学电价研究中心

【责任编辑：卢林琳 】