近年來，我國電力系統(tǒng)峰谷負荷差越來越大。今年夏季國家電網(wǎng)公司用電負荷創(chuàng)歷史新高，達8.75億千瓦；華東電網(wǎng)和山東、江蘇等12個省級電網(wǎng)負荷創(chuàng)新高。峰谷負荷差逐年增大和尖峰負荷年利用時間越來越短，不僅使調(diào)度和行業(yè)管理意義上的電力電量平衡問題更加引起關(guān)注，也使過去隱含的電力電量平衡的經(jīng)濟性問題逐漸凸顯出來。特別是在目前經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展和降電價政策背景下，以安全性為前提的最低成本的電力電量平衡是電力工業(yè)與國民經(jīng)濟協(xié)調(diào)發(fā)展的基礎(chǔ)和前提。筆者結(jié)合我國電力工業(yè)生產(chǎn)與管理的實際，運用經(jīng)濟學(xué)、會計學(xué)原理分析和揭示了目前我國電力電量平衡中存在的技術(shù)與經(jīng)濟矛盾問題，指出了這種矛盾產(chǎn)生的原因和消極影響，探討和提出了實現(xiàn)最低成本電力電量平衡的途徑與具體措施，為提高電力系統(tǒng)運行經(jīng)濟性和促進電力工業(yè)集約發(fā)展提出了新的思路和對策建議。
電力電量平衡的經(jīng)濟問題
電能按電力生產(chǎn)消費與按電量結(jié)算的矛盾
從電力生產(chǎn)與消費的角度，發(fā)電企業(yè)與用戶實際生產(chǎn)和消費的電能是電力而不是電量。與其它商品不同，電力的生產(chǎn)與消費是一個連續(xù)不間斷的過程，連續(xù)的生產(chǎn)與消費過程形成了電量。瞬間的電力生產(chǎn)與消費雖然可以計量，但頻繁的計算以及結(jié)算不方便，因此，電量經(jīng)常替代電力作為電能生產(chǎn)與消費的商品，以至于造成了生產(chǎn)與交易電量的假象。電力現(xiàn)貨市場很好地揭示了電能生產(chǎn)與消費中電力與電量的關(guān)系。雖然現(xiàn)貨市場中電能也不是連續(xù)計量結(jié)算的，但是按每15分鐘甚至5分鐘計量和結(jié)算一次，僅在日前市場或小時市場就有96次甚至288次交易和結(jié)算，已經(jīng)十分接近于把電力而不是電量作為商品進行交易和結(jié)算。
從用戶支付電費或發(fā)電企業(yè)獲得銷售收入的角度，在目前我國電力市場改革和電價政策背景下，電力現(xiàn)貨市場改革還僅停留在試點階段，僅有大工業(yè)用電按兩部制付費，并且容量電費的比例較低，可以認為，目前我國電費主要按電量支付。實際生產(chǎn)和消費的是電力，而電費支付卻以電量為依據(jù)，這樣就產(chǎn)生了矛盾。如圖1所示，圖中有兩條簡化的日負荷曲線，第一條日負荷曲線負荷率為100%，日負荷24小時內(nèi)始終為P2；第二條日負荷曲線由三段水平負荷組成，最高負荷為P3，平段負荷為P1。假設(shè)兩條曲線下的面積即電量相等，即用戶支付的電費相同，這樣，P2相當于第二條負荷曲線的平均負荷。假設(shè)P3為P1的2倍，t1-t2=2小時，同時忽略大工業(yè)用電中的容量電費。在兩條不同的日負荷曲線下，用戶消費的電能商品和支付的電費相同，但是，電力企業(yè)生產(chǎn)電能的成本卻完全不同。由于電力企業(yè)的投資成本與最大負荷水平成正比例關(guān)系，第二條日負荷曲線下電力企業(yè)的投資成本根據(jù)上面的假設(shè)，可以計算是第一條負荷曲線的投資成本的1.85倍（2×24/26）。由于電力工業(yè)資本密集，1.85倍投資成本差異巨大。這個結(jié)果說明了兩個重要結(jié)論：第一，由于這種成本的差異源于不同的負荷曲線或者電力分布，因此，電力企業(yè)生產(chǎn)和用戶消費的電能商品其實不是電量而是電力。第二，存在基于負荷曲線的成本最小的最優(yōu)電力生產(chǎn)和消費的問題，從圖1中可以直觀地看出，電力負荷曲線越平緩，或者說最大負荷與最小負荷差越小，電力生產(chǎn)與消費就越經(jīng)濟。圖1中第一條負荷曲線能夠?qū)崿F(xiàn)最小投資成本的生產(chǎn)和消費。通過調(diào)整用戶的用電負荷分布，比如將第二條負荷曲線調(diào)整為第一條或者接近于第一條負荷曲線，可以相對減少電力企業(yè)的投資成本，在電力企業(yè)利益不變的前提下降低電價。
各省電力系統(tǒng)負荷曲線情況分析
根據(jù)國家發(fā)改委公布的2019年各省級電網(wǎng)典型負荷曲線，各省都存在明顯的日最大負荷與最小負荷差，有些省相對較大，如湖南省全年的日最大負荷與最小負荷差約1倍左右，如圖2（a）所示；有些相對較小，如圖2(b)所示，甘肅省全年日最大負荷與最小負荷差約在0.5左右。
圖片
除最大負荷與最小負荷差之外，影響電力電量平衡的還有尖峰負荷的持續(xù)時間等因素。隨著我國經(jīng)濟社會從高速增長向高質(zhì)量增長轉(zhuǎn)型，用電結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化調(diào)整，三產(chǎn)及居民生活用電比重不斷上升，負荷尖峰化特征明顯。第一，尖峰負荷規(guī)模持續(xù)增加。2016-2019年南方五?。▍^(qū)）尖峰負荷規(guī)模隨著用電需求增長而快速增長，3%尖峰負荷規(guī)模由497萬千瓦上升至615萬千瓦，5%尖峰負荷規(guī)模由828萬千瓦上升至1025萬千瓦。第二，累計持續(xù)時間縮短。近年來南方五?。▍^(qū)）尖峰負荷持續(xù)時間因用電結(jié)構(gòu)調(diào)整呈下降趨勢。南方五?。▍^(qū)）3%尖峰負荷即最大負荷97%以上負荷的持續(xù)時間一般不超過30小時，5%尖峰負荷持續(xù)時間一般不超過100小時。第三，電量比例相對很小。受尖峰負荷持續(xù)時間較短影響，尖峰負荷對應(yīng)的用電量一般較少，占總電量的比重較低。如2016-2019年南方電網(wǎng)3%尖峰負荷電量占比大多不超萬分之七，5%尖峰負荷電量占比一般不超過千分之四。電量與負荷的比例極不對稱，揭示了電力企業(yè)尖峰負荷的生產(chǎn)成本與電費收入極不對稱的潛在問題。第四，單次持續(xù)時間短、出現(xiàn)頻次低。2016-2019年南方五?。▍^(qū)）5%尖峰負荷單次持續(xù)時間最長為3-6小時，全年出現(xiàn)頻次10-40次；3%尖峰負荷單次持續(xù)時間最長為2-6小時，全年出現(xiàn)頻次6-25次。第五，分布時段與年負荷特性基本一致。如廣東、海南夏季降溫負荷占比較高，尖峰負荷出現(xiàn)時間多分布在6-8月份；廣西夏季降溫負荷和冬季采暖負荷占比均較高，年負荷曲線呈現(xiàn)出夏冬雙高峰特性，3%尖峰負荷多出現(xiàn)在冬季。
電網(wǎng)不斷出現(xiàn)最高或尖峰負荷和峰谷差逐漸增大有很多原因，從控制的角度，一種是不可控因素。產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)是尖峰負荷的長期影響因素。工業(yè)用電負荷相對穩(wěn)定，而商業(yè)用電、居民用電波動較大，更易受生產(chǎn)生活、氣溫氣候等因素影響。另一種是可控因素。氣溫變化往往是尖峰負荷的形成的重要因素，雖然氣溫變化不可控，但是，用戶對待氣溫變化的反應(yīng)是可控的；即使不能控制，按用電成本支付電費對電力企業(yè)來說也可以接受。然而，由于缺乏對電力電量平衡的經(jīng)濟性的認識，一方面政府、電網(wǎng)企業(yè)和用戶并沒有在控制高峰負荷上作出努力，另一方面也沒有充分利用包括峰谷分時電價政策在內(nèi)的需求側(cè)管理技術(shù)，按高峰負荷的供電成本對用戶收取必要的電費。
電力電量平衡的最小成本選擇
不同負荷曲線下的供電成本測算
以圖1所示的兩條日負荷曲線為例，我們分別計算高峰負荷P3和平段負荷P1和平均負荷P2的供電成本，主要分析高峰負荷持續(xù)時間對供電成本的影響，揭示電力電量平衡的經(jīng)濟規(guī)律。
第一，高峰負荷P3的供電成本等于高峰負荷供電的日固定成本與日變動成本之和除以日售電電量，用公式可以表示如下：
F1——高峰負荷時段單位電量在供電成本；Cf1——高峰負荷在日固定成本；Cv1——高峰負荷的日變動成本；Q1——高峰負荷時段日售電量。
按照峰荷責任法分攤高峰負荷P3的容量成本，超過平段負荷P1的生產(chǎn)能力成本全部由高峰負荷持續(xù)時間所形成的電量分擔，平段負荷的生產(chǎn)能力成本按利用小時分別由高峰負荷和平段負荷所形成的電量分攤。假設(shè)P3代表高峰負荷，P1代表平段負荷，V和TR分別代表單位千瓦發(fā)電裝機容量造價和單位容量輸配電投資成本，t1-t2代表高峰負荷持續(xù)時間，N代表固定資產(chǎn)折舊年限，a代表發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)運行維護費率，b代表發(fā)電企業(yè)單位千瓦的可變成本，這樣，上式可以進一步表示為：
第二，平段負荷的供電成本可以表示為平段負荷供電的日固定成本與日變動成本之和與日售電量之比，用公式可以表示如下：
F2——平段負荷時段單位電量的供電成本；Cf2——平段負荷時段的日固定成本；Cv2——平段負荷時段的日變動成本；Q2——平段負荷時段日售電量。
有關(guān)參數(shù)假設(shè)同上，上式可以進一步表示為：
第三，第一條負荷曲線下的供電成本。按照電量相等的原則得出平均負荷P2。
參照上面的做法，有關(guān)參數(shù)假設(shè)同上，平均負荷P2下的單位電量的日供電成本沒有時間差異。
第四，有關(guān)計算結(jié)果。參照目前某省電力企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營的有關(guān)數(shù)據(jù)，有關(guān)參數(shù)假設(shè)如下：高峰負荷P3為4000萬千瓦，平段負荷P1為2000萬千瓦；V和TR按4000元/千瓦計算，單位容量輸配電投資按對等原則為4000元/千瓦；t1-t2參照目前高峰、尖峰負荷的持續(xù)時間的典型值，分別選取為2小時、1小時、0.5小時和0.25小時，N綜合各種發(fā)電和電網(wǎng)設(shè)備固定資產(chǎn)折舊年限后假設(shè)為20年；a 代表發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)年運行維護費率，參考《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》中的有關(guān)規(guī)定按固定資產(chǎn)原值的2%計算；b代表發(fā)電企業(yè)單位千瓦的可變成本，假設(shè)為0.25元/千瓦時（不考慮稅收成本和電力企業(yè)合理收益）。把以上參數(shù)代入上述計算公式，有關(guān)計算結(jié)果列表1所示。
計算結(jié)果表明，第一，由于假設(shè)的高峰負荷持續(xù)時間較短，平段負荷和平均負荷的供電成本相對穩(wěn)定，而且?guī)缀跸嗟?。第二，高峰負荷電價遠高于平段負荷和平均負荷電價，隨著高峰負荷持續(xù)時間的縮短，高峰負荷的供電成本迅速提高。造成成本增加的主要原因是在相同的負荷成本增量下，能夠分攤成本的電量越來越小，所以單位電量的成本增加。每天0.25小時每年是91.25小時，對應(yīng)于5%的尖峰負荷水平，這個水平的供電成本是平段或平均負荷的供電成本的10倍以上。第三，當高峰負荷持續(xù)時間很短時，相應(yīng)的供電成本主要反映了電力的成本，這時電力生產(chǎn)和消費的商品實際上更接近電力而不是電量。因此，以分時供電成本為依據(jù)的交易和電費結(jié)算還原了電力生產(chǎn)與消費的本質(zhì)。
電力電量平衡中的經(jīng)濟選擇
過去電力電量平衡主要停留在技術(shù)或管理層面上，筆者用簡單的模型分析提出了經(jīng)濟上最優(yōu)問題，這個最優(yōu)可以從兩個方面解釋。第一，高負荷率的電力電量平衡結(jié)果比低負荷率的電力電量平衡結(jié)果經(jīng)濟上更優(yōu)，電力電量平衡不只是簡單的技術(shù)上平衡的問題，還有在不同平衡方式之間按成本最低原則進行經(jīng)濟選擇的問題。第一條負荷曲線與第二第負荷曲線的核心差異是日負荷率，日負荷率越大，負荷曲線越平緩，由此形成的電力電量平衡也越經(jīng)濟，主要表現(xiàn)在能夠相對節(jié)約生產(chǎn)能力成本，使高峰負荷用戶避免很高的電價。第二，高峰負荷的供電成本明顯高于平段或平均負荷的供電成本，或者說高峰負荷時段用戶的用電成本明顯高于平段或平均負荷時間用戶的用電成本，電網(wǎng)企業(yè)可以以此為依據(jù)準確制定峰谷分時電價，提高電價效率。過去，政府、企業(yè)和用戶對分時供電成本或用電成本沒有建立清晰的概念，本文通過模型計算分析揭示，高峰負荷的生產(chǎn)能力成本大，同時用電量相對較少，結(jié)果單位電量的供電成本或用電成本明顯高于其它時段。這是峰谷分時政策的理論基礎(chǔ)，不過，目前還沒有省在制定峰谷分時電價過程中測算過分時供電成本。由于負荷曲線形成與分時電價存在相關(guān)性，電力電量平衡的經(jīng)濟選擇可以概括為首先從經(jīng)濟性角度提高電力電量平衡中電力負荷曲線的負荷率或電力設(shè)備的利用率，然后，對經(jīng)過優(yōu)化平衡的負荷曲線盡可能地分時段以電力或供電成本為依據(jù)制定電價和結(jié)算電費。
不按分時供電成本定價的后果
目前我國峰谷分時電價政策往往分為三個或四個負荷階段，把負荷分為低谷、平段、高峰和尖峰四個時段。由于實際電價政策制定中并沒有測算不同時段的供電成本，因此，難以準確判斷各負荷水平電價政策的合理性。如果把尖峰負荷定義在5%最大負荷水平，目前我國高峰、尖峰電價大概是低谷電價的3倍左右，與本文測算的10倍的結(jié)果有3倍以上的差距。實際上，本文的測算只考慮了兩個負荷水平和會計成本；如果負荷水平分得更多，成本差距也會更大；如果還考慮外部成本，如尖峰負荷對穩(wěn)定運行帶來的損失和低谷負荷可能產(chǎn)生的機組起停費用，不同負荷水平的成本會相差更大。
因此，目前我國峰谷電價政策做法是尖峰電價該高不高，低谷電價該低不低，這種做法實際上相當于同時執(zhí)行了價格上限和價格下限。如圖3所示，在最高負荷時段，按照成本定價或市場均衡定價應(yīng)該為P*,結(jié)果按價格上限[P] 相反，在低谷負荷時段，按照成本定價或市場均衡定價應(yīng)該為P*,結(jié)果按價格下限定價為P。價格上、下限同時管制的結(jié)果造成了社會福利凈損失，等于2倍的圖中陰影線面積E+F。這個凈福利損失靜態(tài)看由電力企業(yè)和用戶分別承擔，長期看還是由用戶全部承擔。實際峰谷分時電價政策制定中把是否增加用戶電價或電費作為政策執(zhí)行的依據(jù)，而不考慮用戶用電的實際成本，這樣做不尊重客觀經(jīng)濟規(guī)律，短期看可能有利于這類用戶，長期看因為這樣做會形成第二條負荷曲線，電力企業(yè)要投入相對更多的生產(chǎn)能力滿足尖峰負荷需求，所產(chǎn)生的額外成本只會讓用戶承擔更高的電價或更多的電費。因此，不按成本定價和支付電費的結(jié)果是導(dǎo)致成本更大和電費更高，表現(xiàn)為惡性循環(huán)效應(yīng)。
由于實際電價政策中過于強調(diào)峰谷分時電價的削峰填谷效果，造成用戶甚至政府相關(guān)部門把峰谷分時電價理解成可選擇電價，對于技術(shù)上不能調(diào)整用電時間的用戶，允許不執(zhí)行峰谷分時電價。這顯然是誤解造成的，峰谷分時電價政策以客觀的用戶用電成本為依據(jù)，如果某類用戶如商業(yè)用戶不承擔與高成本對應(yīng)的高電價，必然轉(zhuǎn)移給其它用戶承擔。除不公平外，還會產(chǎn)生上面所說的惡性循環(huán)效應(yīng)。
實現(xiàn)最低成本電力電量平衡的主要措施
擴大兩部制電價執(zhí)行范圍和程度
由于電力生產(chǎn)與消費的電能商品實際是電力，實施兩部制電價，讓電力以容量電價或電費的形式進行生產(chǎn)和交易，顯然比按電力生產(chǎn)和消費的電量結(jié)算更加科學(xué)合理。如圖4所示，為什么采用兩部制電價而不是單一電量電價？例如直接根據(jù)平均成本定價，原因是因為兩部制電價能夠獲得更大的社會福利，是比單一電量制電價更有效率的電價制度。假設(shè)根據(jù)平均成本實行單一電量電價，由于需求曲線與平均成本曲線的交點為E，所以平均成本價格為P2，平均成本價格下能使市場出清的供應(yīng)量為OI。生產(chǎn)OI的總費用為OP2EI，其中P1P2EG為固定費用總額，OP1GI為變動費用總額。消費者剩余為AP2E。如果采用兩部制定價，電量電費按邊際成本征收，價格為P1，供應(yīng)量為OJ，在產(chǎn)出為OJ時，消費者剩余為AP1H減去固定費用總額P1BFH，因此，兩部制定價下的消費者剩余也可以表示為AP1H減去P1P2EG，即容量電費，等于平均成本定價下的消費者剩余AP2E加上EGH。因此，兩部制定價與平均成本定價相比，在電力企業(yè)收益不變的情況下，使消費者剩余增加了EGH的面積，社會福利得到了改進。
與國外普遍實行兩部制電價相比，我國兩部制電價僅在大工業(yè)用電中實施，而且容量電價的水平相對較低，一般約為固定成本的20%。2016年，國家出臺《關(guān)于完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式的通知》，為支持企業(yè)轉(zhuǎn)型等，以放寬基本電價計費方式變更周期限制等方式，實際上進一步降低了容量電費。從圖4中可以看出，兩部制電價的均衡產(chǎn)量平均成本定價比均衡產(chǎn)量更大，理論上，兩部制電價是比單一電量電價更加有利于促進生產(chǎn)和消費的電價。國外居民電價也執(zhí)行兩部制電價，可以認為是對上面結(jié)論的應(yīng)用和證明。因此，我們要重新認識和發(fā)現(xiàn)兩部制電價的功能，通過科學(xué)設(shè)計兩部制電價實施方案，比如建立基于用戶負荷率和分散率的固定成本在容量電費和電量電費中合理分攤的可選擇電價機制，促進電力企業(yè)和用戶節(jié)約電力生產(chǎn)和消費能力，降低電力電量平衡的成本。
綜合推進電力需求側(cè)與供給側(cè)管理
電力電量是電力供求的動態(tài)平衡，需要從兩個方面同時著手，才會有更好的效果。從供給側(cè)的角度，隨著特高壓電網(wǎng)的建設(shè)，跨省跨區(qū)交易電量大幅度增加，不能把省外電力交易作為邊界條件后再進行省內(nèi)電力電量平衡，要把省外交易納入本省電力供求，增加經(jīng)濟性原則，統(tǒng)籌優(yōu)化省內(nèi)電力電量平衡。根據(jù)《廣東省電力市場2019年年度報告》，2019年全省電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)裝機容量1.26億千瓦，電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負荷1.22億千瓦；全省發(fā)受電量6581.6億千瓦時，其中受電量1970.9億千瓦時。與廣東省統(tǒng)調(diào)裝機容量與電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負荷十分相近比較，有些電力受入省的統(tǒng)調(diào)裝機容量明顯大于統(tǒng)調(diào)最大負荷；盡管不能簡單地斷定這些超出容量的固定成本和運行維護費就是多余的電力電量平衡成本，但是，至少提出了更大范圍優(yōu)化平衡成本的問題。圖5比較了截至2020年10月部分省統(tǒng)調(diào)裝機容量和統(tǒng)調(diào)最大負荷，其中有些電力受入省的統(tǒng)調(diào)裝機容量和統(tǒng)調(diào)最大負荷差值得關(guān)注。
國外電力需求側(cè)管理做得非常細致和專業(yè)，需求側(cè)管理的內(nèi)容非常豐富，手段和方式也很多。我國電力需求側(cè)管理相對落后，從電力電量平衡的角度，應(yīng)主要做好以下工作。首先是轉(zhuǎn)變觀念，把用戶參與需求側(cè)管理作為一種對社會包括用戶自身有效和有益的經(jīng)濟手段，甚至是用戶本身的責任，而不是對用戶利益的某種損害。比如優(yōu)先發(fā)用電概念過多地強調(diào)發(fā)電或用電的權(quán)益，在一定程度上否定了供給側(cè)管理和需求側(cè)管理。其次是要瞄準關(guān)鍵和實質(zhì)問題，有些省用電負荷剛創(chuàng)新高就馬上開始規(guī)劃新建發(fā)電項目，不管新增負荷的大小和持續(xù)時間，其實，對于持續(xù)時間較短的最大負荷引起的潛在缺電或供電可靠性問題，除新建電廠外，還可以通過提高尖峰電價或?qū)嵤┛芍袛嚯妰r抑制負荷，以及加大省外購電和源、網(wǎng)、荷、儲一體化管理等多種途徑解決，要在這些途徑中尋找到最經(jīng)濟的方式。
以分時供電成本為依據(jù)完善峰谷分時電價政策
由于發(fā)電企業(yè)發(fā)電電量和出力曲線的剛性和用戶用電電量及需求曲線的剛性等原因，電力電量平衡不可能做到如圖1所示的第一條負荷曲線那樣理想，在這種情況下，就需要以分時供電成本為依據(jù)，完善和實施峰谷電價政策。峰谷分時電價政策甚至包括電力現(xiàn)貨市場價格機制，即通過建立真實供電或用電成本的回收機制，形成針對不理想的電力電量平衡結(jié)果的激勵約束制度，盡可能地還原按電力而不是電量生產(chǎn)和消費的客觀規(guī)律。2015年江蘇實施季節(jié)性“尖峰電價”，對大工業(yè)用戶在峰谷電價基礎(chǔ)上每度電再加價0.10元。實施尖峰電價政策后，江蘇尖峰負荷累計持續(xù)時間明顯提升，負荷尖峰在一定程度上被“削減”和“拉平”，年最大負荷由5860萬千瓦減少為5720萬千瓦，減少最大負荷140萬千瓦，按4000元/千瓦電源投資和對等輸電網(wǎng)投資即8000元/千瓦投資計算，可節(jié)約112億元電力投資。5%尖峰負荷的持續(xù)時間由20小時增加至57小時，參考表1的計算結(jié)果，可明顯降低單位電量高峰負荷的供電成本。大工業(yè)用戶執(zhí)行尖峰電價后可以降低電力投資和大工業(yè)用戶尖峰負荷的單位電量供電成本，為其它用戶和大工業(yè)用戶本身降電價提供了空間，節(jié)約了電力電量平衡的成本。江蘇峰谷電價包括尖峰電價政策雖然沒有根據(jù)分時供電成本制定，但是一直在不斷根據(jù)分時供電成本并考慮用戶承受能力不斷完善，是利用峰谷電價政策提高電力電量平衡經(jīng)濟性的成功例子。目前我國峰谷分時電價政策制定中沒有測算分時供電成本，尖、峰谷電價差相對偏?。浑娏ΜF(xiàn)貨市場價格上下限的價差范圍也沒有科學(xué)測定，價差太小，極其不利于發(fā)揮價格機制優(yōu)化電力資源配置，實現(xiàn)最低成本的電力電量平衡。
(本文得到教育部人文社科重點研究基地重大項目“競爭政策在電力產(chǎn)業(yè)的適用性與難點問題研究”（18JJD79001）和湖南省哲學(xué)社科基金重大委托項目，“湖南電力電量平衡與調(diào)煤保電措施研究（12WTA21）資助)
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圖片
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年10期，作者供職于東北財經(jīng)大學(xué)產(chǎn)業(yè)組織與企業(yè)組織研究中心、長沙理工大學(xué)電價研究中心
