近年來，我國電力系統(tǒng)峰谷負(fù)荷差越來越大。今年夏季國家電網(wǎng)公司用電負(fù)荷創(chuàng)歷史新高，達(dá)8.75億千瓦；華東電網(wǎng)和山東、江蘇等12個(gè)省級(jí)電網(wǎng)負(fù)荷創(chuàng)新高。峰谷負(fù)荷差逐年增大和尖峰負(fù)荷年利用時(shí)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(jì)性問題逐漸凸顯出來。特別是在目前經(jīng)濟(jì)高質(zhì)量發(fā)展和降電價(jià)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(jì)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(shí)際，運(yùn)用經(jīng)濟(jì)學(xué)、會(huì)計(jì)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(jì)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(shí)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(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和促進(jìn)電力工業(yè)集約發(fā)展提出了新的思路和對(duì)策建議。
電力電量平衡的經(jīng)濟(jì)問題
電能按電力生產(chǎn)消費(fèi)與按電量結(jié)算的矛盾
從電力生產(chǎn)與消費(fèi)的角度，發(fā)電企業(yè)與用戶實(shí)際生產(chǎn)和消費(fèi)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(fèi)是一個(gè)連續(xù)不間斷的過程，連續(xù)的生產(chǎn)與消費(fèi)過程形成了電量。瞬間的電力生產(chǎn)與消費(fèi)雖然可以計(jì)量，但頻繁的計(jì)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(fèi)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(fèi)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(jì)量結(jié)算的，但是按每15分鐘甚至5分鐘計(jì)量和結(jié)算一次，僅在日前市場或小時(shí)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(jìn)行交易和結(jié)算。
從用戶支付電費(fèi)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(jià)政策背景下，電力現(xiàn)貨市場改革還僅停留在試點(diǎn)階段，僅有大工業(yè)用電按兩部制付費(fèi)，并且容量電費(fèi)的比例較低，可以認(rèn)為，目前我國電費(fèi)主要按電量支付。實(shí)際生產(chǎn)和消費(fèi)的是電力，而電費(fèi)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(fù)荷曲線，第一條日負(fù)荷曲線負(fù)荷率為100%，日負(fù)荷24小時(shí)內(nèi)始終為P2；第二條日負(fù)荷曲線由三段水平負(fù)荷組成，最高負(fù)荷為P3，平段負(fù)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(fèi)相同，這樣，P2相當(dāng)于第二條負(fù)荷曲線的平均負(fù)荷。假設(shè)P3為P1的2倍，t1-t2=2小時(shí)，同時(shí)忽略大工業(yè)用電中的容量電費(fèi)。在兩條不同的日負(fù)荷曲線下，用戶消費(fèi)的電能商品和支付的電費(fèi)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(fù)荷水平成正比例關(guān)系，第二條日負(fù)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(jì)算是第一條負(fù)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(gè)結(jié)果說明了兩個(gè)重要結(jié)論：第一，由于這種成本的差異源于不同的負(fù)荷曲線或者電力分布，因此，電力企業(yè)生產(chǎn)和用戶消費(fèi)的電能商品其實(shí)不是電量而是電力。第二，存在基于負(fù)荷曲線的成本最小的最優(yōu)電力生產(chǎn)和消費(fèi)的問題，從圖1中可以直觀地看出，電力負(fù)荷曲線越平緩，或者說最大負(fù)荷與最小負(fù)荷差越小，電力生產(chǎn)與消費(fèi)就越經(jīng)濟(jì)。圖1中第一條負(fù)荷曲線能夠?qū)崿F(xiàn)最小投資成本的生產(chǎn)和消費(fèi)。通過調(diào)整用戶的用電負(fù)荷分布，比如將第二條負(fù)荷曲線調(diào)整為第一條或者接近于第一條負(fù)荷曲線，可以相對(duì)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(jià)。
各省電力系統(tǒng)負(fù)荷曲線情況分析
根據(jù)國家發(fā)改委公布的2019年各省級(jí)電網(wǎng)典型負(fù)荷曲線，各省都存在明顯的日最大負(fù)荷與最小負(fù)荷差，有些省相對(duì)較大，如湖南省全年的日最大負(fù)荷與最小負(fù)荷差約1倍左右，如圖2（a）所示；有些相對(duì)較小，如圖2(b)所示，甘肅省全年日最大負(fù)荷與最小負(fù)荷差約在0.5左右。
圖片
除最大負(fù)荷與最小負(fù)荷差之外，影響電力電量平衡的還有尖峰負(fù)荷的持續(xù)時(shí)間等因素。隨著我國經(jīng)濟(jì)社會(huì)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(fù)荷尖峰化特征明顯。第一，尖峰負(fù)荷規(guī)模持續(xù)增加。2016-2019年南方五?。▍^(qū)）尖峰負(fù)荷規(guī)模隨著用電需求增長而快速增長，3%尖峰負(fù)荷規(guī)模由497萬千瓦上升至615萬千瓦，5%尖峰負(fù)荷規(guī)模由828萬千瓦上升至1025萬千瓦。第二，累計(jì)持續(xù)時(shí)間縮短。近年來南方五?。▍^(qū)）尖峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間因用電結(jié)構(gòu)調(diào)整呈下降趨勢(shì)。南方五?。▍^(qū)）3%尖峰負(fù)荷即最大負(fù)荷97%以上負(fù)荷的持續(xù)時(shí)間一般不超過30小時(shí)，5%尖峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間一般不超過100小時(shí)。第三，電量比例相對(duì)很小。受尖峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間較短影響，尖峰負(fù)荷對(duì)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(fù)荷電量占比大多不超萬分之七，5%尖峰負(fù)荷電量占比一般不超過千分之四。電量與負(fù)荷的比例極不對(duì)稱，揭示了電力企業(yè)尖峰負(fù)荷的生產(chǎn)成本與電費(fèi)收入極不對(duì)稱的潛在問題。第四，單次持續(xù)時(shí)間短、出現(xiàn)頻次低。2016-2019年南方五省（區(qū)）5%尖峰負(fù)荷單次持續(xù)時(shí)間最長為3-6小時(shí)，全年出現(xiàn)頻次10-40次；3%尖峰負(fù)荷單次持續(xù)時(shí)間最長為2-6小時(shí)，全年出現(xiàn)頻次6-25次。第五，分布時(shí)段與年負(fù)荷特性基本一致。如廣東、海南夏季降溫負(fù)荷占比較高，尖峰負(fù)荷出現(xiàn)時(shí)間多分布在6-8月份；廣西夏季降溫負(fù)荷和冬季采暖負(fù)荷占比均較高，年負(fù)荷曲線呈現(xiàn)出夏冬雙高峰特性，3%尖峰負(fù)荷多出現(xiàn)在冬季。
電網(wǎng)不斷出現(xiàn)最高或尖峰負(fù)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(fù)荷的長期影響因素。工業(yè)用電負(fù)荷相對(duì)穩(wěn)定，而商業(yè)用電、居民用電波動(dòng)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(fù)荷的形成的重要因素，雖然氣溫變化不可控，但是，用戶對(duì)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(fèi)對(duì)電力企業(yè)來說也可以接受。然而，由于缺乏對(duì)電力電量平衡的經(jīng)濟(jì)性的認(rèn)識(shí)，一方面政府、電網(wǎng)企業(yè)和用戶并沒有在控制高峰負(fù)荷上作出努力，另一方面也沒有充分利用包括峰谷分時(shí)電價(jià)政策在內(nèi)的需求側(cè)管理技術(shù)，按高峰負(fù)荷的供電成本對(duì)用戶收取必要的電費(fèi)。
電力電量平衡的最小成本選擇
不同負(fù)荷曲線下的供電成本測算
以圖1所示的兩條日負(fù)荷曲線為例，我們分別計(jì)算高峰負(fù)荷P3和平段負(fù)荷P1和平均負(fù)荷P2的供電成本，主要分析高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間對(duì)供電成本的影響，揭示電力電量平衡的經(jīng)濟(jì)規(guī)律。
第一，高峰負(fù)荷P3的供電成本等于高峰負(fù)荷供電的日固定成本與日變動(dòng)成本之和除以日售電電量，用公式可以表示如下：
F1——高峰負(fù)荷時(shí)段單位電量在供電成本；Cf1——高峰負(fù)荷在日固定成本；Cv1——高峰負(fù)荷的日變動(dòng)成本；Q1——高峰負(fù)荷時(shí)段日售電量。
按照峰荷責(zé)任法分?jǐn)偢叻遑?fù)荷P3的容量成本，超過平段負(fù)荷P1的生產(chǎn)能力成本全部由高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間所形成的電量分擔(dān)，平段負(fù)荷的生產(chǎn)能力成本按利用小時(shí)分別由高峰負(fù)荷和平段負(fù)荷所形成的電量分?jǐn)偂＜僭O(shè)P3代表高峰負(fù)荷，P1代表平段負(fù)荷，V和TR分別代表單位千瓦發(fā)電裝機(jī)容量造價(jià)和單位容量輸配電投資成本，t1-t2代表高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)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(yùn)行維護(hù)費(fèi)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(jìn)一步表示為：
第二，平段負(fù)荷的供電成本可以表示為平段負(fù)荷供電的日固定成本與日變動(dòng)成本之和與日售電量之比，用公式可以表示如下：
F2——平段負(fù)荷時(shí)段單位電量的供電成本；Cf2——平段負(fù)荷時(shí)段的日固定成本；Cv2——平段負(fù)荷時(shí)段的日變動(dòng)成本；Q2——平段負(fù)荷時(shí)段日售電量。
有關(guān)參數(shù)假設(shè)同上，上式可以進(jìn)一步表示為：
第三，第一條負(fù)荷曲線下的供電成本。按照電量相等的原則得出平均負(fù)荷P2。
參照上面的做法，有關(guān)參數(shù)假設(shè)同上，平均負(fù)荷P2下的單位電量的日供電成本沒有時(shí)間差異。
第四，有關(guān)計(jì)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(fù)荷P3為4000萬千瓦，平段負(fù)荷P1為2000萬千瓦；V和TR按4000元/千瓦計(jì)算，單位容量輸配電投資按對(duì)等原則為4000元/千瓦；t1-t2參照目前高峰、尖峰負(fù)荷的持續(xù)時(shí)間的典型值，分別選取為2小時(shí)、1小時(shí)、0.5小時(shí)和0.25小時(shí)，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(yùn)行維護(hù)費(fèi)率，參考《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》中的有關(guān)規(guī)定按固定資產(chǎn)原值的2%計(jì)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(shí)（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(jì)算公式，有關(guān)計(jì)算結(jié)果列表1所示。
計(jì)算結(jié)果表明，第一，由于假設(shè)的高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間較短，平段負(fù)荷和平均負(fù)荷的供電成本相對(duì)穩(wěn)定，而且?guī)缀跸嗟?。第二，高峰?fù)荷電價(jià)遠(yuǎn)高于平段負(fù)荷和平均負(fù)荷電價(jià)，隨著高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間的縮短，高峰負(fù)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(fù)荷成本增量下，能夠分?jǐn)偝杀镜碾娏吭絹碓叫?，所以單位電量的成本增加。每?.25小時(shí)每年是91.25小時(shí)，對(duì)應(yīng)于5%的尖峰負(fù)荷水平，這個(gè)水平的供電成本是平段或平均負(fù)荷的供電成本的10倍以上。第三，當(dāng)高峰負(fù)荷持續(xù)時(shí)間很短時(shí)，相應(yīng)的供電成本主要反映了電力的成本，這時(shí)電力生產(chǎn)和消費(fèi)的商品實(shí)際上更接近電力而不是電量。因此，以分時(shí)供電成本為依據(jù)的交易和電費(fèi)結(jié)算還原了電力生產(chǎn)與消費(fèi)的本質(zhì)。
電力電量平衡中的經(jīng)濟(jì)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(jì)上最優(yōu)問題，這個(gè)最優(yōu)可以從兩個(gè)方面解釋。第一，高負(fù)荷率的電力電量平衡結(jié)果比低負(fù)荷率的電力電量平衡結(jié)果經(jīng)濟(jì)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(jìn)行經(jīng)濟(jì)選擇的問題。第一條負(fù)荷曲線與第二第負(fù)荷曲線的核心差異是日負(fù)荷率，日負(fù)荷率越大，負(fù)荷曲線越平緩，由此形成的電力電量平衡也越經(jīng)濟(jì)，主要表現(xiàn)在能夠相對(duì)節(jié)約生產(chǎn)能力成本，使高峰負(fù)荷用戶避免很高的電價(jià)。第二，高峰負(fù)荷的供電成本明顯高于平段或平均負(fù)荷的供電成本，或者說高峰負(fù)荷時(shí)段用戶的用電成本明顯高于平段或平均負(fù)荷時(shí)間用戶的用電成本，電網(wǎng)企業(yè)可以以此為依據(jù)準(zhǔn)確制定峰谷分時(shí)電價(jià)，提高電價(jià)效率。過去，政府、企業(yè)和用戶對(duì)分時(shí)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(jì)算分析揭示，高峰負(fù)荷的生產(chǎn)能力成本大，同時(shí)用電量相對(duì)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(shí)段。這是峰谷分時(shí)政策的理論基礎(chǔ)，不過，目前還沒有省在制定峰谷分時(shí)電價(jià)過程中測算過分時(shí)供電成本。由于負(fù)荷曲線形成與分時(shí)電價(jià)存在相關(guān)性，電力電量平衡的經(jīng)濟(jì)選擇可以概括為首先從經(jīng)濟(jì)性角度提高電力電量平衡中電力負(fù)荷曲線的負(fù)荷率或電力設(shè)備的利用率，然后，對(duì)經(jīng)過優(yōu)化平衡的負(fù)荷曲線盡可能地分時(shí)段以電力或供電成本為依據(jù)制定電價(jià)和結(jié)算電費(fèi)。
不按分時(shí)供電成本定價(jià)的后果
目前我國峰谷分時(shí)電價(jià)政策往往分為三個(gè)或四個(gè)負(fù)荷階段，把負(fù)荷分為低谷、平段、高峰和尖峰四個(gè)時(shí)段。由于實(shí)際電價(jià)政策制定中并沒有測算不同時(shí)段的供電成本，因此，難以準(zhǔn)確判斷各負(fù)荷水平電價(jià)政策的合理性。如果把尖峰負(fù)荷定義在5%最大負(fù)荷水平，目前我國高峰、尖峰電價(jià)大概是低谷電價(jià)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(shí)際上，本文的測算只考慮了兩個(gè)負(fù)荷水平和會(huì)計(jì)成本；如果負(fù)荷水平分得更多，成本差距也會(huì)更大；如果還考慮外部成本，如尖峰負(fù)荷對(duì)穩(wěn)定運(yùn)行帶來的損失和低谷負(fù)荷可能產(chǎn)生的機(jī)組起停費(fèi)用，不同負(fù)荷水平的成本會(huì)相差更大。
因此，目前我國峰谷電價(jià)政策做法是尖峰電價(jià)該高不高，低谷電價(jià)該低不低，這種做法實(shí)際上相當(dāng)于同時(shí)執(zhí)行了價(jià)格上限和價(jià)格下限。如圖3所示，在最高負(fù)荷時(shí)段，按照成本定價(jià)或市場均衡定價(jià)應(yīng)該為P*,結(jié)果按價(jià)格上限[P] 相反，在低谷負(fù)荷時(shí)段，按照成本定價(jià)或市場均衡定價(jià)應(yīng)該為P*,結(jié)果按價(jià)格下限定價(jià)為P。價(jià)格上、下限同時(shí)管制的結(jié)果造成了社會(huì)福利凈損失，等于2倍的圖中陰影線面積E+F。這個(gè)凈福利損失靜態(tài)看由電力企業(yè)和用戶分別承擔(dān)，長期看還是由用戶全部承擔(dān)。實(shí)際峰谷分時(shí)電價(jià)政策制定中把是否增加用戶電價(jià)或電費(fèi)作為政策執(zhí)行的依據(jù)，而不考慮用戶用電的實(shí)際成本，這樣做不尊重客觀經(jīng)濟(jì)規(guī)律，短期看可能有利于這類用戶，長期看因?yàn)檫@樣做會(huì)形成第二條負(fù)荷曲線，電力企業(yè)要投入相對(duì)更多的生產(chǎn)能力滿足尖峰負(fù)荷需求，所產(chǎn)生的額外成本只會(huì)讓用戶承擔(dān)更高的電價(jià)或更多的電費(fèi)。因此，不按成本定價(jià)和支付電費(fèi)的結(jié)果是導(dǎo)致成本更大和電費(fèi)更高，表現(xiàn)為惡性循環(huán)效應(yīng)。
由于實(shí)際電價(jià)政策中過于強(qiáng)調(diào)峰谷分時(shí)電價(jià)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(shí)電價(jià)理解成可選擇電價(jià)，對(duì)于技術(shù)上不能調(diào)整用電時(shí)間的用戶，允許不執(zhí)行峰谷分時(shí)電價(jià)。這顯然是誤解造成的，峰谷分時(shí)電價(jià)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(dān)與高成本對(duì)應(yīng)的高電價(jià)，必然轉(zhuǎn)移給其它用戶承擔(dān)。除不公平外，還會(huì)產(chǎn)生上面所說的惡性循環(huán)效應(yīng)。
實(shí)現(xiàn)最低成本電力電量平衡的主要措施
擴(kuò)大兩部制電價(jià)執(zhí)行范圍和程度
由于電力生產(chǎn)與消費(fèi)的電能商品實(shí)際是電力，實(shí)施兩部制電價(jià)，讓電力以容量電價(jià)或電費(fèi)的形式進(jìn)行生產(chǎn)和交易，顯然比按電力生產(chǎn)和消費(fèi)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(jià)而不是單一電量電價(jià)？例如直接根據(jù)平均成本定價(jià)，原因是因?yàn)閮刹恐齐妰r(jià)能夠獲得更大的社會(huì)福利，是比單一電量制電價(jià)更有效率的電價(jià)制度。假設(shè)根據(jù)平均成本實(shí)行單一電量電價(jià)，由于需求曲線與平均成本曲線的交點(diǎn)為E，所以平均成本價(jià)格為P2，平均成本價(jià)格下能使市場出清的供應(yīng)量為OI。生產(chǎn)OI的總費(fèi)用為OP2EI，其中P1P2EG為固定費(fèi)用總額，OP1GI為變動(dòng)費(fèi)用總額。消費(fèi)者剩余為AP2E。如果采用兩部制定價(jià)，電量電費(fèi)按邊際成本征收，價(jià)格為P1，供應(yīng)量為OJ，在產(chǎn)出為OJ時(shí)，消費(fèi)者剩余為AP1H減去固定費(fèi)用總額P1BFH，因此，兩部制定價(jià)下的消費(fèi)者剩余也可以表示為AP1H減去P1P2EG，即容量電費(fèi)，等于平均成本定價(jià)下的消費(fèi)者剩余AP2E加上EGH。因此，兩部制定價(jià)與平均成本定價(jià)相比，在電力企業(yè)收益不變的情況下，使消費(fèi)者剩余增加了EGH的面積，社會(huì)福利得到了改進(jìn)。
與國外普遍實(shí)行兩部制電價(jià)相比，我國兩部制電價(jià)僅在大工業(yè)用電中實(shí)施，而且容量電價(jià)的水平相對(duì)較低，一般約為固定成本的20%。2016年，國家出臺(tái)《關(guān)于完善兩部制電價(jià)用戶基本電價(jià)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(jià)計(jì)費(fèi)方式變更周期限制等方式，實(shí)際上進(jìn)一步降低了容量電費(fèi)。從圖4中可以看出，兩部制電價(jià)的均衡產(chǎn)量平均成本定價(jià)比均衡產(chǎn)量更大，理論上，兩部制電價(jià)是比單一電量電價(jià)更加有利于促進(jìn)生產(chǎn)和消費(fèi)的電價(jià)。國外居民電價(jià)也執(zhí)行兩部制電價(jià)，可以認(rèn)為是對(duì)上面結(jié)論的應(yīng)用和證明。因此，我們要重新認(rèn)識(shí)和發(fā)現(xiàn)兩部制電價(jià)的功能，通過科學(xué)設(shè)計(jì)兩部制電價(jià)實(shí)施方案，比如建立基于用戶負(fù)荷率和分散率的固定成本在容量電費(fèi)和電量電費(fèi)中合理分?jǐn)偟目蛇x擇電價(jià)機(jī)制，促進(jìn)電力企業(yè)和用戶節(jié)約電力生產(chǎn)和消費(fèi)能力，降低電力電量平衡的成本。
綜合推進(jìn)電力需求側(cè)與供給側(cè)管理
電力電量是電力供求的動(dòng)態(tài)平衡，需要從兩個(gè)方面同時(shí)著手，才會(huì)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(jìn)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(jì)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(bào)告》，2019年全省電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量1.26億千瓦，電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷1.22億千瓦；全省發(fā)受電量6581.6億千瓦時(shí)，其中受電量1970.9億千瓦時(shí)。與廣東省統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量與電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷十分相近比較，有些電力受入省的統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量明顯大于統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷；盡管不能簡單地?cái)喽ㄟ@些超出容量的固定成本和運(yùn)行維護(hù)費(fèi)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(jī)容量和統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷，其中有些電力受入省的統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量和統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷差值得關(guān)注。
國外電力需求側(cè)管理做得非常細(xì)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(duì)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(duì)社會(huì)包括用戶自身有效和有益的經(jīng)濟(jì)手段，甚至是用戶本身的責(zé)任，而不是對(duì)用戶利益的某種損害。比如優(yōu)先發(fā)用電概念過多地強(qiáng)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(zhǔn)關(guān)鍵和實(shí)質(zhì)問題，有些省用電負(fù)荷剛創(chuàng)新高就馬上開始規(guī)劃新建發(fā)電項(xiàng)目，不管新增負(fù)荷的大小和持續(xù)時(shí)間，其實(shí)，對(duì)于持續(xù)時(shí)間較短的最大負(fù)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(jià)或?qū)嵤┛芍袛嚯妰r(jià)抑制負(fù)荷，以及加大省外購電和源、網(wǎng)、荷、儲(chǔ)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(jì)的方式。
以分時(shí)供電成本為依據(jù)完善峰谷分時(shí)電價(jià)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(fù)荷曲線那樣理想，在這種情況下，就需要以分時(shí)供電成本為依據(jù)，完善和實(shí)施峰谷電價(jià)政策。峰谷分時(shí)電價(jià)政策甚至包括電力現(xiàn)貨市場價(jià)格機(jī)制，即通過建立真實(shí)供電或用電成本的回收機(jī)制，形成針對(duì)不理想的電力電量平衡結(jié)果的激勵(lì)約束制度，盡可能地還原按電力而不是電量生產(chǎn)和消費(fèi)的客觀規(guī)律。2015年江蘇實(shí)施季節(jié)性“尖峰電價(jià)”，對(duì)大工業(yè)用戶在峰谷電價(jià)基礎(chǔ)上每度電再加價(jià)0.10元。實(shí)施尖峰電價(jià)政策后，江蘇尖峰負(fù)荷累計(jì)持續(xù)時(shí)間明顯提升，負(fù)荷尖峰在一定程度上被“削減”和“拉平”，年最大負(fù)荷由5860萬千瓦減少為5720萬千瓦，減少最大負(fù)荷140萬千瓦，按4000元/千瓦電源投資和對(duì)等輸電網(wǎng)投資即8000元/千瓦投資計(jì)算，可節(jié)約112億元電力投資。5%尖峰負(fù)荷的持續(xù)時(shí)間由20小時(shí)增加至57小時(shí)，參考表1的計(jì)算結(jié)果，可明顯降低單位電量高峰負(fù)荷的供電成本。大工業(yè)用戶執(zhí)行尖峰電價(jià)后可以降低電力投資和大工業(yè)用戶尖峰負(fù)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(jià)提供了空間，節(jié)約了電力電量平衡的成本。江蘇峰谷電價(jià)包括尖峰電價(jià)政策雖然沒有根據(jù)分時(shí)供電成本制定，但是一直在不斷根據(jù)分時(shí)供電成本并考慮用戶承受能力不斷完善，是利用峰谷電價(jià)政策提高電力電量平衡經(jīng)濟(jì)性的成功例子。目前我國峰谷分時(shí)電價(jià)政策制定中沒有測算分時(shí)供電成本，尖、峰谷電價(jià)差相對(duì)偏?。浑娏ΜF(xiàn)貨市場價(jià)格上下限的價(jià)差范圍也沒有科學(xué)測定，價(jià)差太小，極其不利于發(fā)揮價(jià)格機(jī)制優(yōu)化電力資源配置，實(shí)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(diǎn)研究基地重大項(xiàng)目“競爭政策在電力產(chǎn)業(yè)的適用性與難點(diǎn)問題研究”（18JJD79001）和湖南省哲學(xué)社科基金重大委托項(xiàng)目，“湖南電力電量平衡與調(diào)煤保電措施研究（12WTA21）資助)
參考文獻(xiàn)
[1] 邵沖,黃豫，聶金峰等.《電網(wǎng)尖峰負(fù)荷定義、持續(xù)時(shí)間、影響因素及控制措施》，中國能源報(bào)，2020-06-29
[2] 葉澤，陳曉,蔡建剛.《電力理論與方法》[M].北京：中國電力出版社，2014.
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(cái)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(jià)研究中心
