负荷率的输配电价影响因素及形成机理研究

PAGEPAGE56第5章负荷率的输配电价影响因素及形成机理研究5.1电价理论概述5.1.1电价对社会发展的影响随着经济的发展，电力的占比不断提高，提高用电效率对社会效益的影响也逐年攀升。从我国电力工业的现状以及发展历史可以知道建立公平且合理的电价对电力市场有着关键作用。作为我国的公用事业，国家的经济发展和社会稳定和电力价格的高低直接相关。为了让电网企业能够应对市场供需矛盾的变化，政府需要给予电网一定的权力在一定的范围内可以控制电价，建立合理的电价机制，电价的高低对经济发展和社会稳定有直接的影响。电价对社会发展的影响主要有：1.对资源实现优化配置电价的制定应该在保证成本的基础上，能够使制定的电价保障基本的生产要求，可以根据电价的杠杆作用，安排发电成本低的电厂先进行上网发电，降低发电的成本并且提高发电的效率。2.为了扩大生产规模再次投入生产发电企业的特点是资金和技术较密集，发电企业为了提供更加优质和需求量更大的电能需要保证他们有一定的利润来积累资金为了扩大规模再生产，但是也不能允许发电企业拥有太高的垄断利润。3、保证公平公正发电企业应该保证提供同一质量、同一价格和同一个网络上网的电能；用户则需要公平的承担自己所使用的电能经过输配电网络成本。可以考虑为承担电费有困难的用户提供补助。4.方便计算和计量电价包括成本、利润和税金等，所以要求计算方便和可计量和计算。5.1.2电价理论的发展历史2015年的《省级电网输配电价定价方法（试行）》确定的电价方法为：准许成本加上合理收益，主要包括折旧费、运行维护费、收益和价内税金等。折旧费是固定资产在合理运营年限内回收的费用；运行维护费由材料费、修理费、职工薪酬、其他费用组成；税金包括各级政府规定的各类税收；收益是企业扩大再生产的来源，一般情况下由政府确定。图5-1准许收益构成图上面说的这个定价方法方便用于财务管理和年度结算，但是在电力企业市场化发展的过程中其缺点也逐渐暴露出来了。首先是政府人为决定税金、折旧和利润，这不能反应电能作为一种商品的基础价值，表现在电能缺少的时候，价值不能被正确估计，可能估计的价值会少于其本身价值。电力企业不能快速的筹集到运转资金，那么只能依靠国家进行投入来扩大再生产，这样就浪费了时间和资金。在电力充足的时候，电能被估计的价值可能高于其本身价值，因为电力负荷增长速度不快，电力企业的经济不能运行，这样就会造成社会资源浪费。其次，这种定价方法是静态的并且具有统计性。它不能计算分时价格，不能对之后的价格有影响，因为它只能平衡企业报表，就算可以计算分时电价也是没有科学性的经验估算而不能在实践中使用。随着国内外学者近年来对电价理论的研究不断深入，人们越来越重视对于世界银行提出的基于经济学的边际成本定价模式，尤其应用于发展中国家。这种方法充分的利用了电力资源，依据电力资源的边际成本来定价。该方法的优点主要有：首先它具有科学性，排除了人为影响，它的最优模型是通过电力资源的有效利用为目标来计算的。其次，它是以边际成本为原理进行计算的，它包含动态信息，可以从中导出分时电价。5.1.3电价制定方法及输配电价1.电价制定方法。电力市场的决定性因素是电价。一个合理的电价机制是由四部分构成的，分别是电价结构、定价原则、调控机制和电价水平。定价原则是最基本最关键的理论，定价原则最基本的要素是成本补偿。我国《电力法》规定，电价应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设。电价结构需要公平的对待用户，表现出用户的用电特性，还需要真实的反映电力成本。2.输配电价。由《输配电价管理暂行办法》可知，输配电价指电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。输配电价由政府按“合理成本、合理盈利、分级管理、依法计税、实行统一政策、公平负担”的原则制定，以改良电力组织结构、加大政府以及企业对电力电网的投资、加大力度整改区域电力市场，使得其稳步的建立发展，满足我国国民经济体制的发展以及当代特色社会主义社会发展的需要。到目前为止，我国的电价服务可以分为好几种模式，比如个人专项服务的价格、公共共用网络服务的价格等。在这分类模式当中，跨区域的电网只有一种模式就是个人专项服务价格，除了包括的个人专用的工程项目输电价和联网价之外，还包括了租赁电价费和出售的电量加价等多种模式；对于跨省电网来说，它只包含共用网络服务电价这一种模式，具体可以分为个人分摊的费用、出售电量电价的加价、输配送电价、购销电价的价差、租赁费等；在各省级国家电力电网工程中，只有测试试点的直接购买的大客户才有相对独立于电力市场的输配电电价，除此之外，其他省级国家电力电网的试点工程，包括独立县级的电力电网试点都没有完全相对独立于电力市场的输配电电价，在这些试点工程中，其电力电价的体现形式基本上为购销价差这一种。对于专用工程输配电电价来说，其只有一种结构是单一制电价结构，对于联网价来说，其有单一制也有两部制，对于省级的电力直购电的大客户来说，他们有的可以执行单一制这种电价结构，有的也可以执行两部制的输配电价结构。根据我国的电力电网的基本结构和国家经营电力电网的管理体制，可以将电力电网的输配电电价划分为三个方向，对于电力电价的形成机制也有略微不同。（1）跨区电力电网。主要包括电网联网试点工程（如华中－华北联网王程）和工程专项输配电（如三峡输变电），这些工程用电的电价主要由国务院管理电网的主管部门制定。（2）跨省电力电网。由于我国电网电价没有统一的定价办法，除可一部分的输配电线路的电价由国务院主管部门裁定外，其余的输配电电价主要还是依据当地政府最初制定的定价原则实行用电的各个企业协商定价和费用分摊等等价办法。（3）省级电力电网。国家电力电网发改委以各省的电力购销差价为电价制定的基础，核定暂行可行的输配电电价标准条例，虽然这些条例在此之后又不断进行了修改，但是这些最初拟定的条例这也只能作为一个电价的参考，最终的电力电价仍然是由购销差价决定的。5.2两部制电价及其应用5.2.1电价的分类单一制电价和两部制电价是现行工业用电输配电价的基本计价方式。单一制电价，是以用户电表每月显示出的实际用电量为计费依据。除农业和居民用户外，单一制电价也被一些工业用户选择使用，对于单一制电力电价来说，其中也有一部分的工业用户自动选择了单一制的电力电价，对于采用采用单一制的用户，他们每月应付的电费与机器设备的容量、用电的时间长短等是没有关联的，不管其用电的电量是多少，电力电价的基础单价都是一样的。单一制的电力电价是按照长期的边际成本电价算法来计算各个用电企业的平均电价，在电力电价的支出上允许用电企业的电力电价在一定的可控范围内上下波动。两部制的电力电价是在单一制的电力电价的基础上加了与企业的容量相互对应的基础的电力电价，它是由最基本的电力电价和企业用电量的电力电价结合起来，共同决定的电力电价制度。从电价成本上看，它主要由与容量成正比的固定支出、与用电量成正比的可变支出、与用户数成正比的用户费用等成本要素构成。因两部制的电力电价能较为实际地反映电价的成本组成，可以说是一种相对合理化的电力电价制度，两部制电价的用户一般是大工业和电解铝等工业用户。5.2.2两部制电价概述在19世纪80年代电力工业初期英国电力专家约翰˙霍普金森提出的两部制电价供电成本计算方法，这种方法可以分为基本的电力电价和电度电力电价，基本的电力电价对应的是各种电力企业向用电的个体用户，提供企业的电能固定成本和基本电价对应的变动成本。综合考虑到用户的负荷用电率和基本的用电量等因素的两部制电力电价具有以下三个优点：一、通过利用企业制定的基本电价以及电量电价分别计算用电电价，促使个体用户提高用电机械设备和最大负荷用电利用率，还可以利用电力电价的价格杠杆原理来调节企业合理用电。二、通过改善用户的用电设备或最大负荷提高供电部门的设备利用率从而降低供电部门的发电成本。三、基本的电力电价能够确保供电相关部门取得较为可观的收入，从而补偿发电成本支出。两部制的电力电价制度将输配电力电价划为电量与容量电价两种，电力相关企业提供的发电成本也被划为电量与容量成本两种。在划分的两种电价中，电量电价（又称流动电价）可以弥补发电成本中的变动支出，容量电价（又称基本电价）可以弥补发电成本中的固定支出。基本的电力电价主要是以个体用户安装的变压器的最大容量，或者是以用户的最大用电量作为依据，进而根据所得的数据进行计算分析的，从而与电力相关的企业签订容量电价合同，限定用电用户的用电额度，按月收取基本的电力电价。电量电价则是按具体的用电消耗来收取的费用的。5.3负荷率电价的原理与发展5.3.1负荷率电价的原理负荷率电价是一种衡量个体用户有效利用电能的程度的经济指标，负荷率是个体用户的平均负荷与最大的电力负荷的比值。根据我国当代的电力电价的相关政策可以了解到，负荷率电力电价是把个体用户的负荷率电价因素考虑电价范围之内的，一种新型的针对个体用户的电价政策的总称。负荷率电价不像脱硫电价，脱硫电力电价是一般的功能性电力电价，不能相对独立的分离出来它对个体用户的用电成本的影响。负荷率电价与电力相关的电压等级电价、可靠性功能电价等相类似，是一种考虑影响电力电价的负荷率相关因素，或者是按照国家出台的新的负荷率标准政策而制定的标准化电价。总的来说，负荷率电价相对于峰谷分时电价在基本的电力电价形成模式上，又或是电力的功能上有一些相同之处，如峰谷分时电价考虑了个体用户在负荷电价高峰与低谷时期，对整个电力的生产能力或发电的固定成本的资源利用或占用资源程度的不同，同时两者都考虑了电力负荷因素，但是峰谷分时电价相对于负荷率电价在本质上还是有很大差异的。负荷率电价是依据了个体用户用电率的差异从而收取不同用电的费用。根据国外的文献以及电力电价的相关政策，可以了解到负荷率电价与分时电价还是在其内容上还是存在较大的差异，负荷率电价被称为HLF（highloadfactor）电价，峰谷分时电价则被称为TOU（timeofuse）电价。但是在实际的相关电力政策，在面向个体用户的电力电价政策中，负荷率电价与分时电价一般都是同时出现的。1.个体用户的负荷率决定供电的固有成本。电力电能的产、供、销都具有规定的同时性，个体用户的个人用电影响了电能的产、供、销的固定成本。因为不同的个体用户的负荷率用电存在较大的差异，所以对于企业的发电设备、输电与配电的设备的利用率、单位的电力电能分摊的固有成本等一些影响因素，这些因素所产生的影响也大不相同，个体用户的用电也存在差异性。据国外的研究报道，个体用户的用电成本的负荷率为基本维持在65%时比电力负荷率为35%时，大约要低24.45%。因此，对于资金比较充足，电力技术相对发达的电力企业来说，负荷率相差较大的话，这就会导致企业发电的固定成本有较大的差异，从而使得企业下属的个体用户用电的成本存在较大差异。2.不同的负荷率用电用户的固有成本的分摊。在两部制的电力电价中固有成本主要靠企业制定的容量电价收回，变动成本主要依靠电量电价收回，但在负荷率电价的固有成本分摊中，这种分摊的机制具有其特殊性。首先，因为个体用户的最大用电负荷与系统最大用电负荷发生的时间并不是一直都相同的，所以对于个体用户而言承担的固有成本不是个体用户最大用电负荷状态中所产生的用户固有成本，而是固有成本与用电系统同时发生率相乘。总体而言同时率和负荷率是成正比的，如果用电系统同时发生率小于1，个体用户的最大用电负荷所产生的固有成本会大于实际必须承担的固有成本，且随着个体用户用电负荷率的加大，同时发生率也会逐渐变大，个体用户所承担的固有成本也会越来越大。其次，对于企业来说通过回收容量电价或电费这种制度，不能完全收回企业所想得到的负荷率电价中的固有成本，对于回收负荷率电价而言，必须同时回收容量电价与电量电价。如果出现个体用户最大用电负荷与系统最大用电负荷不一起出现的情况，则需要按个体用户最大用电负荷来收回容量电费，这种方式回收可能会出现多收或未收两种状况。为了解决这两种状况所造成的不合理性，企业必须通过电量电费收回一些固有成本。5.3.2负荷率电价的发展对比国内的电力电价与国外丰富的电价实践可以看出，国外的负荷率电价的理论研究工作是比较全面的。对于国内的研究工作，一方面，国内的负荷率电价理论总结是比较匮乏的，而且研究成果以及总结也较少，大多数的研究工作是通过研究电力电价的研究成果，进而解决具体的电力电价实施中出现的问题，在这些实际的研究成果中，没有研究出系统的电力电价理论与管理方法来应用于实践当中，也没有将现在的负荷率电力电价政策，以及具体的电力电价管理制度建立在科学的微观经济学、管制经济学和产业组织学的基础上来实践与研究。另一方面，国内的负荷率电价研究的角度与方向是很多的，但做这部分研究的专家学者并没有将具体的电力电价技术与经济、管理、政策合理的捆绑在一起来加以研究，这就导致一些具体的电力电价研究得到的成果看起来是很有道理、有深度的，但是这些成果并没被电力相关部门、以及电力企业所采纳，进而也不可能放到具体的电力政策层面来讨论。在国内外的电力电价的研究报告中都存在这些不好的情况，这也说明了负荷率的方法理论与技术研究还没有形成系统化的、能够出具体的指导政策。目前国内外的电力电价的研究文献主要是依靠电力边际成本定价、成本的分化、电价歧视来对负荷率电价具体的理论进行研究。1.边际成本定价。企业或者电力相关政府通过边际成本制定出一套具体的电力电价的制度理论，一度成为国外的企业的最基本电价理论研究的核心理论知识和电力相关政策改革的焦点。1972年联合国秘书处经济与社会部门在《电力成本和电价概论》一书中提出了负荷率电价以及同时率等概念，分析出了个体用户的不同负荷用电率的用电成本计算方法与实际的费用，研究的专家学者研究了负荷率的用户成本核对办法，并进行了详细的用电实例计算。MohanMunasmghe在1981年的时候，提出运用边际成本来制定电力电价的基本理论思想，这一理论思想的目标主要包括：有效利用电力的自然资源、确保电价的公平公正以及保证电力企业与个体用户的收支平衡。对于短期边际成本定价来说，这会导致电价波动较大，所以这一理论思想建议政策制定，必须先采用长期的边际成本政策来确定电价，然后在峰谷时分别调节电力电价进而达到最初的电价的设定目标。在国内的专家学者也分析了通过边际成本定价方法，进而研究电力负荷率电价以及可能出现的问题。李俭对于当代的电力电价结构以及具体的电价定价模式作了分析之后，认为以影子价格（即经济价格）为基础，提供大量的数据从而制定的电力电价边际成本电价不仅其本身的结构简单而且具有科学合理性。这种方式不仅考虑了整个社会基础的经济最大化效益和用电用户的经济范围承受能力，又把整个企业的电力收费经济合理效益考虑在其中，同时它还鼓舞用电用户提高电力负荷率，更合理化的利用低谷电能以及夏季电能，从而降低整个发电的成本。唐学军、张维、郑志云、吴杰提出要在长期的用电边际成本的理论基础上，依靠电力电价负荷率的高低，从而把容量成本及电量成本，根据不一样的比例关系分成容量电价以及电量电价，并按照实际的电量电价进行部分调整。2.成本分摊。在电力电网发展初期，相关的国家电力部门的发电成本都是一起回收的，但是到当代，随着时代的发展国家电力部门的发电成本的回收变成了非捆绑形式的，导致这一现象的根本原因是发电、输电和配电企业的加入。实际上，相关的电力部门的研究者对基本的电力收益的研究报告是非常多的，但是对于发电成本的成本分摊的研究报告是比较少的。根据电力专家赵连生的对于电力相关知识的研究可知：在基本的电力电价的设计中，不管相关的电力部门采用会计成本电力电价还是边际成本电力电价，都必须采用两部制电力电价，容量电价对应容量成本，电量电价对应电量成本。假如把输配电的容量成本都算作容量电费，并且没能把高峰和非高峰的容量电费区分开，这对于用电用户来说是不公平的。基于这些原因，赵连生认为必须把容量成本中的一部分电力电价计入容量电费当中，剩余的容量成本必须分摊到各时段的电量成本中。黄海涛也认为销售电价的基本要点是怎样分配容量成本，在以往的研究中是按照高峰负荷电量责任法来分配容量成本的，这样的分配办法分摊出的容量成本的多少，一般都取决于系统最大电力负荷时，用电用户的负荷电量所占的总体电量的比值，简单来说，都没能全面的考虑到整个时期的用电用户的具体用电形式，或者用电用户的用电特性的分歧。所以，他在最终的力生产成本特性研究报告的层次上，提出了现在的容量成本分摊模型的思想。3.电价歧视。电价歧视在通常状况下是有一定规律可言的，由于一般的电力工业或者相关电力部门是很契合价格歧视条件的，所以在基本的电力电价当中，二级和三级的价格歧视是比较常见的，甚至在一些电力电价市场的改革中，也会有电价歧视的存在，而且很多电力电价的价格歧视，在一些时段产生的影响也可能不同，在发生短期的电力电价的价格歧视时，会使基本的一些福利政策从电力相关的企业与部门转移到个体的用电用户中去，如果是长时间段内，不仅会使福利从电力相关的企业与部门转向个体的用电用户，而且还会导致鼓励性的资金投资匮乏。最终会出现的结果是电价歧视将诱导更加系统的电力电价市场的改革。我国的电力电价方面的专家或学者，之所以对电力电价歧视进行系统化的研究，是因为电力电价歧视与我国的宏观调控政策联系在一起的。在具体的研究报告中需要将电价歧视和歧视电价的概念区分清楚，坚决反对将二者混为一谈。比如用电地区间的不同的电力电价，严格来说是不属于电价歧视的，而是属于差别电价。5.4负荷率电价设计应考虑的因素 5.4.1两种负荷率在电力负荷率电价中，有两种是经常在运用的，一是用户电力负荷率，二是系统电力负荷率。用户电力负荷率是负荷率电价定价的最根本的依据，系统电力负荷率则是划分系统容量成本的最直接的原理。1.负荷率的定义。负荷率是指在特定的时间段（日、月、年）内平均电力负荷与最大电力负荷的占比为多少。其中，最大电力负荷是指在记录工程项目中统计得到的负荷电力中的最大值，平均电力负荷是指在项目过程中得到的所有瞬时负荷电力的平均值。通常所说的负荷率指系统电力负荷率，并且由于负荷率电价面向的用电用户是不同的，所以必须添加用电用户的负荷率这最基本的概念。负荷率包含几个方面，比如日负荷率、月负荷率、年负荷率等。在一些项目研究报告中也涉及到负荷率，这些概念是以自然天为计算的时间统计出的日负荷率。负荷率不仅能用来评测一个时间节点内的负荷变动情况，还能用来考量电气设备的合理利用率，它是考量电力系统运行是否稳定的重要措施。如果在具体的项目中，负荷率的值小于1并且负荷率的值越靠近1，这就表明电力设备的利用率越好。在日负荷率随时间节点的波动变化大的时候，负荷率电力电价则需要依据年负荷率最终确定具体的值。2.系统电力负荷率。在电力系统的设计管理运行过程中，设计者通常会把系统电力负荷率看作是真正意义上使用的负荷率。系统电力负荷率指的是在整套电力系统当中的平均电力负荷比上系统的最大电力负荷的值。在实际的电力运行中通常使用的是系统电力日负荷率、系统电力月负荷率，以及系统电力年负荷率等概念。3.用户电力负荷率。用户电力负荷率的概念与系统电力负荷率的概念是相类似的，指的是用电用户在一定的时间节点内的平均用电负荷比上最大用电负荷。用户的电力负荷指在用户的用电量以及用户的用电时间相同的情况下，该用户的实际用电量与最初假设的用电量在统计期内的比值。用户的用电特性主要是用用户电力负荷率来概括的，它能作为评测一个用户用电特性的最根本指标，也能作为评测一个用户占有整个电力系统资源的最大程度的相对指标。它可以很清楚的描述该时间节点内用电用户的用电均衡程度。如果要计算用户电力负荷率，用电的基本对象可以假定为一个车间、一个消费者、一个供电线路等。由于需要做的计算时间节点是不同，这就可以将用户电力负荷率化为几种类型，比如日负荷率、月负荷率、年负荷率等。5.4.2影响负荷率的因素负荷率电力电价主要根据合理的电力生产成本计算最根本的电力电价信号，规范一些不合理用电用户的用电行为，从而达到提高系统电力负荷率的目标。综合考虑电力负荷率的几种影响因素，不仅可以分析影响电力负荷率成本的主要原理，还可以为电力负荷率电价相关的设计政策奠定扎实的基础。1.影响用户电力负荷率最根本的因素。主要是三个方面影响用户电力负荷率：（1）基础用电用户的生产或者用电方式。用户的生产和用电方式影响到大工业用电用户的电力负荷率的大小，而且它是的影响是最直接的。当大工业用电用户进行生产工业产品时，采用“三班倒”的用电方式，即使个体的用电用户的用电负荷没有产生直接的变化，但是用电的基本时间变多了，从而诱导了平均电力负荷的下降。对比大工业用电用户，一般的家庭用户的用电形式主要是基础的家庭电器用电。（2）个体用户对电价的敏感程度。由于个体的经济差异导致用电用户对电价的变化的敏感程度是不相同的，这就使得对用户的用电行为产生的影响大不一样。比如说经济相对困难的用电用户会因为负荷率电力电价的变化，从而改变其用电形式。（3）天气，气候等自然因素。不管是春夏秋冬，天气，气候等自然因素对个体家庭的用电时间以及家庭的电器使用的影响也是大不相同的。2.影响系统电力负荷率最直接的因素。以下几种因素主要影响系统电力负荷率大小：（1）各区域的产业与用电构成。假如系统中有持续用电的“三班制”工厂的用电用户和非持续用电的两班倒或一班倒的用电用户，则持续用电的三班制的电力负荷率相对其他两种而言是比较大的。但是对于两班制的工业用户而言，其产生的电力负荷率是较小的。假如电力系统仅仅以基本工业和大城市生活为主，相对而言基本的工业用电的电力负荷率会更大，而城市生活用电的电力负荷率会更小。（2）政府部门的电价政策对负荷调整的影响。假如相关的电力政府部门把电价政策带到具体的产业当中去，如把高峰用电部分的负荷改到低谷用电，这样可以通过削峰填谷或者改变负荷曲线形状的方式提高负荷率。负荷曲线的形状和负荷率不会因为电价政策引导高峰负荷出现平移现象而改变。（3）气候变化的影响。用户的用电量和用电时间可能会因为不同季节、太阳照射时间的长短、天气晴朗或者下雨等气候条件的影响而不同，所以说在同一个地区范围内也会因为不季节的影响而负荷率不同。5.4.3负荷同时率1.同时率的定义同时率在国际电力词库IEV的定义是在一定时期内电力用户的总体最大需求与各自最大负荷之和的比值。每个用户的最大需量发生的时间段是不同的，所以负荷同时率是一个小于1的值。负荷同时率虽然不是与容量成本的分摊直接相关，但是负荷同时率的作用也是值得重视的。系统负荷同时率的计算步骤是首先进行数据收集得到用户负荷率，然后根据用户负荷率计算出系统负荷率，最后根据公式就可得到负荷同时率。可以根据已知的系统同时率和负荷率画出它们的关系曲线。可以通过对系统同时率和负荷率的统计分析得到它们之家的关系曲线或者模型，容量成本分摊是以负荷同时率作为比例系数的。所以说成本分摊的关键是负荷同时率。2.影响负荷同时率的因素根据公式我们可以知道不同用户的负荷特性和负荷同时率在时间尺度上的重合概率相关。具体表现在如下三个方面：（1）用电用户的日负荷率。用电用户电力负荷出现的时间节点与到电力负荷同时率的高低是相关联的。当电力负荷同时率变高时，则用电用户的最大电力负荷的出现的时间节点是相近，反之出现的时间节点各不相同。（2）各个用电用户的最大电力负荷的相对波动。从电力负荷同时率的计算式可以看出，系统综合最大电力负荷保持恒定时，伴随着各个用电用户的最大电力负荷越大，电力负荷同时率将会越小，反之也是一样。（3）电力用户的可变性和在统计学上的交错性。总的来说用电用户的电力负荷率越大，会导致同时率越大；反之，电力负荷率越小，则会导致同时率也越小。5.5负荷率电价的内在机理现代电力工业的生产是系统化、规模化的，它的用电特征是具有高负荷率。不同时点上的的不同用户的负荷曲线相应叠加可以得到系统负荷率曲线。所以计算系统负荷率的基础是用户负荷率曲线。根据系统负荷率的定义，系统负荷率可以通过系统负荷曲线计算得到。把p定义为系统平均负荷，Pm定义为系统最大负荷；Pi为用户i的平均负荷，Pm1、Pm2……Pmn为系统中各个用户的最大负荷，Pmi为用户i的最大负荷。则系统的负荷率为LF=`P/Pm，用户i的负荷率为LFi=`Pi/Pmi，系统负荷同时率为:CF=(5-1)由于系统的平均负荷`P等于各个用户负荷`平均值`Pi之和，于是得到电力系统负荷同时率：CF=（5-2）因此，我们可以得到系统负荷率与用户负荷率之间的关系，系统负荷率与容量成本有关系，而用户负荷率与容量成本之间没有直接关系。用户的用电成本是由用户负荷率决定的而不是由系统负荷率起决定性作用。系统负荷同时率作用会造成相同的用户负荷率形成不同的系统负荷率，所以用户负荷率和系统负荷率都对成本以及价格有不同程度的影响。在管制条件下，政府部分和其他专门机构对负荷率电价进行制定和监管，电价政策由电力企业和用户共同实施。实施的具体步骤如下：首先电力企业出台新的电价政策并发布通知，用户进行支付电费。为了负荷率电价政策更好的实施，应该制定适合政策执行模式。要使负荷率电价有效实现目标的方式有两种：1.用户可以自己选择负荷率水平，按用户所负荷率水平执行相应的电价标准。在国外负荷率电价的体现形式为用户自己选择电价。用户选择电价的流程如下：根据用户负荷特性对用户负荷率分类，然后制定不同类别对应的电价标准，用户根据电价表选择适合自己的负荷率电价，与电力公司签订合同。用户的负荷率信息只有自己知道，但是如果用户签订合同之后没有在合同的规定的期限内达到规定的负荷率，用户缴费则需要按低负荷率电价执行。用户选择电价制度的原则是支付最少的电费，用户选择负荷率电价政策的时会使电力公司猜测得知用户真实的负荷率和用电信息，这种方式对电力公司的经营目标的实现是有好处的。可选择电价的原理可以由下面的可选择电价原理图说明，E点是高低负荷率用户的负荷率与同时率关系曲线的切点，从图中我们可以得到的是：负荷率高的用户会选择图中右侧的曲线的各种状态组合，而负荷率低的用户会选择左边曲线的各种状态组合，因为上面曲线意味着更高的电费水平，而下面切线意味着更低的电费水平。电力公司让最清楚自己真实信息的用户选择某种电价时，用户也会根据电力公司的设计的负荷率电价选择自己相应的电价。图5-2可选择电价原理利益最大化是负荷率电价的目标，用户利益最大化和电力企业利益最大化都属于社会利益最大化。对于用户来说，菜单电价是一种在管制条件下市场化改革价格，它可以让用户拥有自主选择权。2.标准负荷率电价。标准负荷率电价先制定一个标准的负荷率水平，如果用户的负荷率高于这个标准水平，对用户进行奖励，相反，低于该标准，则对用户进行惩罚。标准负荷率电价可以体现电价的价值职能，自选择电价可以体现负荷率电价的资源配置。引导用户通过电价政策合理用电是负荷率电价政策的中心主旨，用户和电力系统的双重效益可以通过提高负荷率并且同时降低系统容量成本来实现。所以本文建议采用可选择电价的实现形式。5.6负荷率电价对于提高电网效益与效率的作用原理负荷率电价的作用主要是为了改进和优化社会福利及结构，那么电价是否能够落实实行就在于是否可以实现其作用，符合率电价是否能够被采用的重要依据是其作用的实现。负荷率电价政策的社会福利效应通过提高用户用电效率和降低系统容量成本来决定的。负荷率电价的效益来自两个方面，一方面来于电力用户提高用电设备利用率。负荷率电价政策中电量电价随着负荷率的提高而降低。当用户的需求容量一定时，用户为了降低单位电量电价而选择提高电力设备的利用率。当用户所用的电能需要支付的电价与发电企业的发电成本相等时，说明管制是有效的，此时用户获得效益的办法是提高负荷率。另一方面，当用户同时率为定值时，用户负荷率提高的同时，系统负荷率也会随之提高。系统所提供的电量保持不变的情况下或者用户所使用的电量保持不变的情况下，系统的负荷率与容量之间呈反比关系，即随着系统负荷率的提高，系统容量会降低，进一步系统容量成本降低，用户所需分摊的容量成本减少。这两个角度共同作用影响成本分摊的结果，电力系统提高了设备的利用率，同时减少的容量成本也给用户带来了效益。用户想要提高用电效率并且得到资源优化配置的方法是增加用电量并且减少容量成本。图5-3负荷率电价的双重效益图5-3负荷率电价的双重效益负荷率电价从电力系统和用户两方衡量都能够产生效益，但是效益的来源不同。用户可以在实行的负荷率电价政策制度下通过提高负荷或者通过削峰填谷的方式来降低容量成本。系统负荷率是通过用户负荷率经过同时率作用后得到的，它与用户负荷率呈正相关关系，当用户负荷率升高时系统负荷率也会随之升高。它通过降低系统容量成本来优化资源配置从而得到效益。简言之，资源配置的效益在产量一定的条件下，使用和占用了更少的生产能力。假设管制是有效的，电力系统通过提高设备利用率而带来的全部收益都会以降低电价的方式转让给用户，因此负荷率电价的最终受益者是用户。由上述模型可知，负荷率电价政策主要是鼓励用户提高用电量从而提高负荷率，最后达到节约电费的目的。从资源利用和可持续发展来看，用电量的提高必然会消耗更多的资源并且排放更多的污染物。因此，负荷率电价政策是一把双刃剑，既能带来双重效益，也在一定程度上消耗了资源。日本考虑到能源的消耗和环境污染因素而取消了负荷率电价，事实上，日本忽略了负荷率电价带来的效益，而夸大了负面效益。对于负荷率电价效益的衡量是难以计算的，其相关的参数值也无法完全获取。实际上，基于我国国情，负荷率电价政策带来的负面效应与双重效益相比是较小的，电量的消耗是普遍且无法避免的，因此负荷率电价的双重效益是制定政策的基础。5.7我国推行负荷率电价中应注意的问题随着电力交易市场的深入化改革和用户对市场模式的不同选择，在推行负荷率电价时可能面临新问题。电价政策的设计者、实施者及各相关方需要相互配合将输配电价改革向前推动发展。与其它电价政策的执行不同，负荷率电价主要存在以下问题。1.结合输配电价改革短期与长期目标输配电价改革的目的可以从两个角度进行分析，分为管制方式和电力市场化建设角度。首先从管制方式的角度来看，改革是为了改变电网企业垄断电力市场的局面，使政府能够对市场实行更规范的管理并且提高管制效率，同时降低电网企业的运行成本；其次从电力市场化建设的角度来看，改革的目的是提供合理的输配电价为电力市场交易和运行提供更加有效的经济信息。在制定输配电价水平时，成本是单独核算的，需要在准许成本和准许收益审核的基础上加上价内税金。在核价输配电价时不应一味追求低电价水平，在保障电网企业准许成本的回收的前提下，记及地方经济发展对电网的影响，合理地核算准许收入的各项指标。地方经济发展和电力企业稳定运行的同时，灵活配合不同管制周期中的收益率和折旧率。推行负荷率电价时，我们的短期目标是降低电价，长期目标是为了建立科学合理的电价体系。2.重视电网企业利益电网企业是我国的支柱产业，它的利益与电力系统的安全、稳定、高效运行密切相关。不同电网企业资产结构、管理模式各不相同，因此各地区电网企业的准许收入与实际收入存在一定的差异，我们应当充分兼顾主电网与网间交易价格的调整问题。随着不同地区的区域电网接连建成，由于目前的输配电价核定过程没有考虑不同地区的区域电网因素，不仅会影响输配电价的执行和公平公正性，还会导致主电网大量电网资产闲置和国有资产浪费。3.兼顾不同电力用户的利益用电量、负荷率等因素都会影响电力用户的利益。在输配电价改革的过程中要充分考虑各种因素，力求使电价改革能不同电压等级、够兼顾不同电力用户的利益。随着电压等级的升高其电价越会降低；用户的用电量越高政策就应该向其倾斜；负荷率不同的用户应该支付的电价不同，负荷率与所支付的电价之间呈反比关系，即负荷率高的用户支付的电价较低；负荷率低的用户支付的电价较高。在输配电价改革过程中，推行负荷率电价要计及各种影响因素，坚持市场化导向，统筹兼顾不同电力用户的利益，使电价的制定更加公平合理。通过引入市场竞争提高发电侧、电网企业的效率，减少决策失误、改进电价成本结构、促进电力行业长期健康发展。4.信息成本制定负荷率电价时需要用户的负荷率或者利用小时信息等基本信息，这些基础信息无法直接从电表上获取，由于数据众多在获取过程中必然会产生巨大的信息成本，一定程度上对负荷率电价的制定产生了影响。由于信息成本比可以实现社会福利的帕累托最优带来的效益大，因此成为了负荷率电价没有具体落实的具体原因。信息成本即交易成本，例如美国的电价制对用户的负荷率进行考核。用户用电前先依据自己的实际情况选择电价，每个电价对应制度要求，用户实际用电的负荷必须要比所选择的电价对应的负荷率，如果没有所选择的电价对应的符号和吕高的话，缴费的时候则按照低负荷率电价制度执行。在执行负荷率电价政策的过程中，负荷率的信息成本大是交易成本大的主要原因。5.激励相容机制。负荷率电价对价格信号和资源配置较为敏感，因此负荷率电价信息成本和交易成本大不对称。不以损失电力企福利为前提的负荷率电价政策的激励相容机制体现在，用户会考虑到自身的用电特性，以削峰填谷等方式提高自身负荷率，从而达到节约电费，增进自身福利的效果。激励相容机制与交易费用和获取信息的成本有关，想要激励相容机制越容易实现就需要交易费用和获取信息的成本越低。容量电价和电量电价与负荷率电价的信息成本相反，激励相容问题不只是负荷率电价的实施需要面临的，还有道德风险和逆向选择等问题也是待解决的。只有通过机制设计，才能让信息优势方将信息显示出来，从而实现激励相容。在这样条件下，负荷率的基本实现形式可以是菜单定价或者自选择。第6章负荷率电价理论模型构建及参数估计6.1负荷率、同时率的定义及负荷率电价简述6.1.1负荷率概念及解析负荷率是指某一统计期内的平均负荷与最大负荷之比的百分数，是描述电力负荷特性的一项指标。规定时间内，用户负荷的最大值即为最大负荷。平均负荷是指统计期内各个节点负荷的平均值。负荷率分为很多种，下述的负荷率是指系统负荷率。当负荷曲线波动幅度较小且相对平缓时，说明负荷峰谷差小，负荷率较高，电力系统所需要的发电设备调峰容量相对较小。根据负荷曲线计算分析可得负荷率，以日负荷曲线为例，如图6.1所示，其中Pmax表示日最大负荷；Pmin表示日最小负荷；Pave表示日平均负荷；∆P=Pmax−Pmin，一日之内最高负荷和最低负荷的差值为峰谷差。用LF代表负荷率，平均负荷除以最大负荷即为负荷率。根据曲线可知，日负荷变化剧烈且曲线陡峭时，LF值大，反之亦然。在电力系统中，负荷曲线变化幅度越大，则峰谷差越大，给电力系统的安全稳定高效运行带来不利。图6-1日负荷曲线图当统计期一定时，负荷率用电量表示更能准确地反映负荷率与成本之间的关系，即式（6-1）。LF=100%·Pave/Pmax=t0t1f(t)dtt·Pmax·100%（6-1）式中LF—系统负荷率；Pave—段时间内的平均负荷；Pmax—段时间内的最大负荷f(t)—负荷-时间曲线函数t—该段时间内的小时数t0—开始时间t1—结束时间系统负荷率通常是以24小时为周期的日负荷率。公式如下：LFd=t0t24f(t)dt式中LFd—日负荷率Pmax—日之内的最大负荷Wd—日用电量t—24小时根据公式(6-2)分析，日最大负荷与24小时相乘意味着若全天各个节点的负荷都是以最大负荷进行用电时的用电量情况，它一定是小于等于日总用电量的，因此负荷率的值一定介于0和1之间，且可以为1。负荷率越高越接近1时，则单位时间内用户用电负荷变化强度越大，电力系统设备的利用率越高。负荷率的大小一定程度上可以反映电力系统运行的状况。如果日负荷率受时间影响较明显时，可以考虑根据月负荷率或年负荷率制定负荷率电价。尽管统计期长短不同，但系统日负荷率、月负荷率和年负荷率都是用来衡量电力企业设备利用率的情况。系统年负荷率（LFs）是一年内总发电量与一年内8760个节点平均峰值负荷之积的比值，用以下公式表示:LFS=QUOTEQ8760PLQ8760PL式中LFs—年系统负荷率Q—年总发电量，GWHPL—平均峰值负荷，GW用户负荷率的概念可以由系统负荷率推理得出，即统计期内，用户用电的平均负荷与最大负荷的比率。换句话说，假设统计期内用户一直以最大负荷用电时的用电情况为最大可能用电量，规定统计期内，用户负荷率可以由实际用电量除以最大可能用电量。系统负荷率反映的对象是系统设备，而用户负荷率的反映对象则为用户，用户的用电特性和用电负荷的变化情况皆可以由用户负荷率衡量。用户负荷率在一定程度上是衡量用户在一段时期内对电力系统设备的占用情况，也是对系统容量成本进行分摊所依据的指标。用户占有系统资源成本随着负荷率的增加而降低。即负荷率越接近1时，用户所需分摊的系统容量成本越低。用户负荷率的对象的定义比较宽泛，店铺、车间、家庭、某段线路或某个地区都可以是一个用户。无论是系统负荷率还是用户负荷率，负荷的变化对于电力系统运行规划都有不容忽视的影响。负荷率的计算公式中分子为平均负荷，分母为最大负荷。当分子的上升率大于或等于分母的上升率时，负荷率就会增大；反之，负荷率则降低。当分子分母同等增加时，负荷率将会增大；反之同等减少时，负荷率将会降低。负荷率对电网线路损耗、电力系统发电设备占用情况和发电煤耗量都有直接影响，提高负荷率不仅对电力系统有积极作用，并且对资源合理利用有重要意义。为了追随全球低碳经济“低能耗、低污染、低排放”的脚步，提高负荷率有利于降低电网线路损耗、提高电力设备利用率从而提高能源利用率、降低煤耗量的同时减少温室气体的排放。因此，提高负荷率势在必行。用电量为定值时，由负荷率的概念可知，负荷率越高时负荷曲线越水平，当负荷率足够高时，负荷曲线近似为一条水平线，此时电力系统的设备利用率达到峰值，线损降到最低值。负荷率上升即负荷峰谷差降低时，则能源利用率越高，同时煤耗量会下降，从而达到低碳经济的目标，节约资源并且减少环境污染。并且，当负荷率提高时，供电煤耗量会下降，从而节约资源并且减少污染气体的排放。由此可知，电力负荷的组成和用电状况是影响负荷率变化的主要因素。6.1.2同时率定义及同时率与负荷率的相关关系每个国家对于同时率的定义都各不相同，国际通用的定义如下：同时率(coincidencefactor，CF)是一组电力设备或电力用户在一定时期内的总体最大需求同他们在这一时期内各自最大负荷之和的比值。分散率是同时率的另外一种表达方式，在很多情况下，分散率和同时率都是就电力系统规划进行描述的一项重要指标。分散率和同时率的乘积为1，即分散率为同时率的倒数。负荷预测时，首先对不同类型用户再按照不同地区进行分电压测算。可根据同时率求得系统最大负荷，一般意义上的系统负荷同时率计算公式如下：QUOTEPmPm1+Pm2+······+PmnCF=PmPm1+Pm2+式中Pm—系统最大负荷Pm1,Pm2,Pmn,—系统中各个用户的最大负荷图6-2地区输配电图图6-2为某地区输配电网络。主要职能为传输电能的AC线路是配电线路中的一段；类似于街道的分布，横向的配电支线向街道用户输送电能。每个用户都有自己的最大负荷，则AB线路上各个用户的最大负荷用m1,m2,m3，······来表示，配电网络的综合最大负荷用M表示。线路上所有用户的负荷之和加上线损一定等于A点的总负荷。由此得到配电支线同时率也称组间同时率的公式（6-5）和各个用户同时率也称组内同时率的公式（6-6）：各个配电支线同时率=MM1+M2+M3+······各个用户同时率=Mim1+m2+m3+······同时率是指用户之间产生负荷的时间重叠的概率，因此同时率一定是介于0到1之间的。当同时率为0时，说明用户之间最大负荷的时间完全不重叠，即某一用户产生最大负荷时时，区域内没有任何其他用户是最大负荷状态下用电的。当同时率等于1时，表明区域内所有用户最大负荷出现的时间是同步的。当负荷率大于0小于1时，用户之间的最大负荷是交替产生的，即统计期内，用户组内负荷产生时间完全不同，因此负荷产生的时间决定了同时率的大小。当同时率低时，说明所有用户在该段时间内用电选择性小。例如，夜间或者阴雨天气时，大部分用户都会选择开灯，此时同时率低。反之，当用户用电时间选择性大时，即电视机、微波炉等此类家用电器的用电时间很宽泛，则同时率高。由同时率的概念可知，当同时率越高时，则表明系统内最大负荷出现在同一时间，为了保证此时的电力供应是充足的，则电力企业需要很大的系统容量。庞大的系统容量成本则需要用户共同承担，因此同时率越高，不仅对电力企业灵活性提出了要求，而且对用户分摊容量成本也起决定性作用。同时率是直接影响用户用电价格的一项指标，因此精确计算同时率才能确保用户公平分摊系统容量成本。负荷同时率的精确估计程度决定着电力企业的供电成本是否能合理精确地分摊到每个用户。若想使同时率更加精确，则对用户户数的统计以及用户的分类有很高的要求。当样本越多时估计值越接近真实值，同理当用户户数越多且用户分类越精细时，同时率最接近真实情况。由于负荷率和同时率是决定用户需要分摊系统容量成本多少的两个重要指标，因此如何将两者结合起来制定用户分摊容量成本的原则是整个负荷率电价政策实施的关键所在。用户负荷率和用户同时率都是用来描述用户用电特性的，根据各自的定义可知，同时率是描述用户产生负荷时间的重叠概率；负荷率是描述用户用电负荷的波动性，即用户负荷产生的不确定性。根据负荷率和同时率的计算公式不难看出，计算两个指标所需的数据截然不同，因此难以构建两者之间的数学关系模型。依据统计数据进行经验分析可得，用户负荷率和用户同时率之间呈现正相关关系，即当用户用电时间长且用电负荷相对平稳时，用户同时率和负荷率都高，反之亦然。当负荷率等于1时，说明该段时间内用户一直以最大需量用电，此时用户同时率也为1。BaryConstantine大量收集用户用电负荷数据进行研究分析，创新性地发现了同时率和负荷率之间的对数关系，两者关系如公式（6-7），并提出描绘了两者关系的经验曲线，命名为BARY曲线。CF=1-eαLF(6-7)两边取自然对数可得：ln(1-CF)=α·LF(6-8)式（6-7）和式（6-8）中：CF—用户同时率LF—用户负荷率α—小于零的未知参数本文主要以广西地区电网为例，收集了2017年广西地区不同电压等级下的大工业用户的负荷数据。首先对于数据进行标准化处理，通过样本数据可以求出用户负荷率和同时率，描述BARY曲线特征的待估参数α可借助计量经济学软件EVIEWES3.0使用线性回归模型得到。首先依据BARY曲线对样本进行线性回归分析，得到广西电网不同电压等级下的大工业用户的负荷率和同时率差异较大，但两者总体关系符合BARY曲线的走势，并且基本呈对数曲线关系。当负荷率一定时，若用户电压越大，参数α的值越大。根据上面的指数计算公式分析，10千伏用户的同时率大于35千伏用户的同时率，大于110千伏用户的同时率，大于220千伏用户的同时率。这个结果是合理的，为成本分配提供了科学基础。描述负荷曲线特征的三个指标用户负荷率，系统负荷率以及系统同时率之间具有某种相关关系。不同用户构成一个小的用电系统，因此不同节点上的用户负荷一一对应叠加后可以得到系统负荷。用户负荷曲线可以根据收集的数据进行描绘，由上述关系可以描绘系统负荷曲线。根据系统负荷曲线，可得到系统平均负荷和系统最大负荷，两者相除得到系统负荷率。用户负荷率虽然和系统负荷率之间存在某种相关关系，但用户负荷率不直接作用于系统负荷率，但用户负荷决定系统负荷率的基础数据。假设系统平均负荷为P，系统最大负荷Pm；Pi为用户i平均负荷，Pm1，Pm2，········，Pmn为系统中各个用户的最大负荷，Pmi为用户i的最大负荷。则系统的负荷率为LF=P/Pm，用户i的负荷率为LFi=Pi/Pmi，系统负荷同时率为：CF=PmPm1+Pm2+······+Pmn由于系统的平均负荷P等于各个用户负荷平均值Pi之和，于是得到：CF=Pmi=1nPmi=式（6-10）表示电力系统同时率，根据电力系统中用户的平均负荷率与系统负荷率之比求得。由此，得到用户负荷率与系统负荷率之间的关系：用户用电成本或者最终用户电价与系统负荷率无关，系统负荷率只决定容量成本；用户负荷率只决定最终的电价不直接影响容量成本。由此可以看到，系统负荷率和用户负荷率的耦合作用是通过系统同时率来实现的。他们对成本以及价格的不同作用，正是由于系统同时率的存在导致同样的用户负荷率可能会形成不同的系统负荷率。6.1.3负荷率电价政策简析负荷率电价政策中，制定电价的主要依据是负荷率。制定电价政策过程中，用户负荷率是电价分类的标准，也是求得系统负荷率的基础数据。系统负荷率决定电力企业系统容量的大小，从而影响用户所需分摊的系统容量成本。负荷率电价政策是以用户负荷率为基础进行制定的电价政策，负荷率电价政策与我国现行的电价政策有着本质上的差别。差别主要体现在负荷率对用户用电成本产生影响，且这种影响无法从电价角度抽离出来。现行电价政策中与负荷率电价政策类似的是峰谷分时电价，峰谷分时电价的基本原理是按照高峰负荷和低谷负荷时期电力用户对电力企业提供电能的要求以及对企业设备固定成本的占有情况。其与负荷率电价政策在制定原理方面有共同之处。负荷率电价政策的制定首先将用户按照负荷率的不同进行分档，从而收取不同的电价。国外许多国家根据自己本国国情制定了相应的负荷率电价政策，且实施情况和具体原则各不相同。例如法国、美国和韩国都已经实施了负荷率电价，并且负荷率电价政策给他们也带来了双重效益。当然也有包括我国在内的许多国家没有制定负荷率电价政策，或者制定后又取消了。例如日本，曾经出台过负荷率电价政策，但是由于日本资源匮乏，考虑到节约能源和环境保护，于是又取消了政策。各国负荷率电价政策的实施力度和方法大有区别，至今没有形成一个统一的政策。一方面是因为国与国之间国情不同，另一方面，更主要的是缺少相关理论的支撑，因此全球范围内尚未出现广泛适用的负荷率电价。6.2国内外负荷率电价的应用现状国外许多发达国家较早制定了负荷率电价政策，落实情况也较为普遍。如法国在1957年推行的绿色电价，绿色电价在某种程度上就是负荷率电价的别称，制定的主要依据是不同用户的不同用电负荷特性。绿色电价主要适用于中、高压工业，因为工业用户的用电负荷特征较为明显，一般都是高负荷率高电量为主。绿色电价不再是单一的价格，而是将电价划分为很多个档位，用户对自己用电特征进行充分了解后，可以选择最优的电力种类。目前德国也执行负荷率电价，但与法国绿色电价不同的是制定的步骤更为精准。法国是根据用户负荷率进行分档，而德国是依据年利用小时数。具体步骤如下：首先，先将年利用小时数分为高、中、低三个档。低档为3000小时及以下；中档为3000到4000小时；高档则在4000小时以上。然后在高、中、低三个档位的基础上，将每个档位按照年用电量的多少细分为四个等级。档位越高则负荷率电价越低，并且同一个年利用小时数档位的用户，用电量多的用户负荷率电价较低，反之亦然。每档再按年用电量划分为四个等级，负荷率电价按上述逐档、逐等级依次递减。由于各国用户用电特征不同，负荷率电价政策各有差异。南非、意大利等国也制定了符合本国国情的不同形式的负荷率电价政策。上个世纪七十年代之前，能源危机爆发后，日本取消了曾经实施过的负荷率电价。日本的现行电价政策主要是峰谷分时电价和两部制电价。日本的峰谷分时电价的核心政策是高峰用电时电费高，过高的高峰负荷会使用户承担高昂的电费，因此用户会选择削峰填谷达到减少高峰期用电负荷，从而节约电费。从实质上来看，达到了提高用户负荷率的目的。日本的两部制电价中，用户用点设备容量越高，所需分摊的容量成本就越多，所以用户选择降低用电设备容量的方式减少电费支出，无形中提高了负荷率。日本的两种电价政策虽然不是依据负荷率对用户进行分类，但也同样达到了负荷率电价政策的目的，因此再次出台负荷率电价意义不大。另外，日本取消负荷率电价是由于对能源危机的过度反应。负荷率电价政策是通过鼓励用户提高负荷率和用电量的同时，降低用户电价，刺激用电。因此负荷率电价政策的实施必然会导致用电量的整体上涨，从而消耗更多的发电能源和排放较多的温室气体。日本在限制电力资源的使用方面要求比较严格，具体体现在居民阶梯电价中，日本的居民第一档电量电价比我国的低60-120千瓦时/月。电力改革以来，目前我国输配电价体系已经初步建立，但仍需努力在改革的潮流中继续深化发展。国家发改委出台的“省级电网输配电价定价办法（试行）”中第十六条明确提出：“有条件的地区，可以探索结合负荷率等因素制定输配电价套餐，由电力用户选择执行。”明确提出了构建以负荷特性为主的输配电价套餐，我们根据指导精神，将广西地区大、中工业及其他用户将按电压等级、负荷率和用电量大小进行分档定价，以下简称为“负荷率电价”。目前我国工商业用户大都实行峰谷和两部制电价，由于严重的交叉补贴等问题，尽管新一轮电力体制改革中明确提出放开售电侧，若想完全放开仍需努力。因此，基于两部制电价的负荷率电价的理论研究具有深远的现实意义。用户的用电负荷特征可以根据负荷率、最大负荷利用小时数和单位容量用电量进行描述。在负荷率电价制定过程中，一般依据前两个指标为基础，有的国家是按照负荷率对用户进行分类，有些国家是按照最大负荷利用小时数制定不同的电价档位。本文研究的是以负荷率为分类标准的负荷率电价政策。负荷率电价基于两部制电价形式，即高负荷率用户的基本电价较高、电度电价较低，总体来看其平均电价较低；反之，低负荷率用户基本电价较低、电度电价较高，整体平均电价较高。根据2017年广西电网大工业用户的用电数据和国外负荷率电价的经验可以得出：每当用户负荷率提高50%左右时，用户用电成本可以降低两成甚至以上。从不同角度来看，负荷率电价政策是一种双赢。用户可以依据自己的负荷特性选择适合自己的电价，刺激用户提高负荷率和用电量。用户的削峰填谷行为对电力系统也是十分有利的，系统高峰负荷的降低更利于资源的合理使用，降低系统容量成本。负荷率电价政策使容量成本的分摊更加合理，同时也激励用户从自身实际出发合理用电。6.3负荷率电价的具体步骤与模型建立负荷率电价的核心步骤是如何对不同用户和电价进行分档，分档标准应该是具有可操作性并且能够反映用户负荷特性和容量成本的公平分摊问题。负荷率电价分档的标准有负荷率、电压等级以及用电量。首先对广西地区所有用户进行电压等级的划分，分为10kv用户、35kv用户、110kv用户以及220kv用户。再在同一电压等级按照负荷率对不同用户进行聚类，聚类后再对不同类别的用户按照用电量多少制定相应的电价。最后一步，对不同档位的用户按照一定比例对系统容量成本进行合理分摊，从而确定不同档位的电价。6.3.1负荷率分档的细则负荷率电价首先应该确定政策制定的分类标准，确定分档的标准，再根据标准对用户进行分档。不同国家选择不同的适合本国用电特征的分类标准，例如，美国不同电力公司有不同的分类标准，有的以负荷率，有的以月最大负荷利用小时数为分类标准；法国和德国以年度为统计周期，选用年最大负荷利用小时作为分类标准。为了使最大负荷降低得快，同时也使电力企业的投资降低得明显，负荷率电价政策的统计周期应选择以年为单位。由数据研究和国外负荷率电价制定的规则来看，同一电压等级下的负荷率分档适宜分为两到五个档位。当然具体分为几个档位需要根据不同地区的不同情况进行具体分析。最后具体的分档水平应该满足以下两点要求：第一，应当均匀分档，即每个档位内用户的个数要相差不大，不可以出现极端情况。第二，分档后各个档位之间或者同一档位内用户的电价相差不可以过大，但又不可以几乎没有差别。考虑到广西地区大工业用户较多，且大工业用户中以电解铝等高耗能产业为主，这些大工业用户的负荷特性区别于其他地区的工业用户，它们有着较高的负荷率和用电量，因此广西地区的大工业用户适宜采用负荷率电价，负荷率电价的制定办法大体上如下：①首先进行数据收集，有条件的话以全体用户数据进行分析，或者选择大部分电力用户进行数据处理，得到用户的负荷曲线；②由用户负荷曲线进行分析得到用户负荷率和系统负荷率；③将负荷率从零到一，以5%为一个档位对用户进行划分，初步分为二十个档；并且计算出每个档位应当分摊的容量成本然后形成电价④对以上各档用户进行聚类分析，将用电负荷特征相似的用户聚为一类，即用户用电价格相差极小的用户形成新的分档水平，再确定新的各档电价水平；⑤检验是否容量成本完全分摊到每个用户上，即电力系统是否完全回收准许成本，依据各档电价水平，完善负荷率分档情况；⑥重复步骤④和⑤直到负荷率电价的制定是公平合理的，最终确定负荷率分档数目和分类标准。6.3.2负荷率电价政策的容量成本分摊原则负荷率电价的主要构成是用户分摊的供电成本，因此容量成本的分摊决定着用户的基本电价，也决定着电价政策是否是合理的先决条件。由于广西电网一直执行两部制电价，为了使负荷率电价政策的用户电价与之前的电价的差价易于用户接受，因此本文选择在现行的两部制电价政策的基础上考虑负荷率因素，制定出两部制电价形式的负荷率电价政策。两部制电价分为基本电价和容量电价，负荷率越高的用户基本电价越低，反之亦然。因此负荷率电价政策旨在刺激用户降低最大负荷或者以削峰填谷的方式进行改善用电方式，引导用户根据用电时间和用电负荷合理安排用电方式，最终实现用户电费降低，系统容量成本减少。根据以上几点总结得出负荷率电价的分档为以下几点原则：首先确定各个档位用户所需要分摊的系统成本，成本由固定成本和变动成本两部分构成。其次确定电网的准许成本，在准许成本公平分摊的基础上，平均加上电网的准许收益，最后再加上价内税金，分别确定基本电价和容量电价，从而制定出基于负荷率水平的两部制电价的理论模型。1.容量成本分摊的基本模型及其优缺点分析（1）施泰纳（Steiner）模型。施泰纳模型首先确定电力系统的容量成本，依据容量成本，以此为基础价格，再确定高峰负荷价格。施泰纳模型首先在理想情况下进行分析，找出可能出现的最小容量成本，并且按照公平公正的原则对容量成本进行分摊。施泰纳模型创新性提出了最优容量成本分摊法，在该点上区别于以往的容量成本分摊法，与一般的容量成本分摊法有着本质上的差异。（2）威廉姆森（Williamson）模型。威廉姆森模型首先确定最优装机容量，其模型建立的是以社会福利最大化为目的进行的容量成本分摊模型。模型兼顾了高峰负荷和低谷负荷，将两者进行加权分析得到有效容量需求曲线。当容量需求曲线已知时，对曲线进行分析可得到系统最优负荷以及高峰、低谷电价，再根据曲线的高峰低谷负荷特征以短期边际成本法决定容量成本的分摊。（3）温德斯（Wenders）模型。温德斯模型是对施泰纳模型的缺点进行了优化改进。温德斯模型考虑更加全面，兼顾了由于发电技术不同、发电成本不同以及生产规模不同对容量成本产生的影响。考虑此类问题后，温德斯模型在相同规模下对不同发电技术出现的成本问题进行解决。（4）上述三种模型的优缺点比对。以上三种模型对于容量成本分摊的切入角度不同，所以导致分摊结果各不相同。施泰纳模型中，考虑到企业的生产能力和容量成本会随着经济发展或者是其他特殊原因而呈现一种动态无规律的变化情况，因此如何确定所需分摊的容量成本成为了施泰纳模型的核心环节。施泰纳首先在给定的条件下找出该条件的最小容量成本再进行分摊。温德斯模型在施泰纳模型的结构上进行继续研究。对企业进行调查研究，得到企业的真实生产能力情况。尽管生产能力可以确定了，但是现代的电力企业可以有很多个不同性能的发电机组，这些机组会根据当地用户的用电特征进行供电，这样不同机组的成本不同，因此不同机组产生电能的容量电费应当有所差异。所以温德斯模型是从实际出发，对容量成本的构成进行细分，使分摊更加合理。威廉姆森模型比前两种模型更加完整和规范。模型利用加权的需求曲线分析确定最优容量成本，使成本的确定更加精细化，分摊结果更精准。首先从三个模型解决问题的角度看，三者都可以对系统容量成本进行分摊，并且都可以确定高峰和低谷负荷电价。第二从模型的目的来看，三个模型都是以分摊容量成本为基础，旨在找到社会福利最大化的情况。尽管三种模型的方法角度完全不同，但从电价结果上来看结论应该是相差不大的。三种情况下的分摊结果是，全部或者部分的容量成本由高峰负荷用户按各自用电比例进行分摊；低谷负荷用户按比例承担少量的容量成本。运营成本也应当在高峰负荷和低谷负荷用户之间按一定的比例进行合理分摊，大体上按照高峰负荷少分摊，低谷负荷用户多分摊的基本原则，具体情况需要根据各地区负荷特性进行分析。最后，从模型实际应用角度进行分析。三种模型的理论化研究是合理并且可行的，但是从实际出发，模型的数据收集是十分困难的，并且三者在实际操作上存在难以结局的问题。施泰纳模型的核心在于得到负荷需求曲线，根据负荷需求曲线再进行容量成本分摊。首先需要得到用户的高峰负荷和低谷负荷曲线，但由于用户用电负荷受很多外界因素影响，如季节、天气和节日等问题影响，所以具体如何使两条曲线垂直相加得到精确的总负荷需求曲线是难以操作的。而总负荷需求曲线的结果对容量成本分摊产生直接影响，差之毫厘，谬之千里。威廉姆森模型虽然看起来可操作性强，最优容量成本可以根据数据进行分析得到，但是模型中没有关于如何对成本曲线进行加权方面的解释，当加权没有一个统一的原则时，容量成本的分摊也就失去了说服力，从而在实施上难以操作。温德斯模型尽管是三种模型中最贴近实际应该分摊容量成本的一种模型，但是温德斯模型在模型建立上有对数据和发电技术分析有着极高的要求。由于电力市场是一个动态不固定的市场，每天市场供给需求都是动态不确定的，并且发电机组不固定，具体对每个用户的发电电源结构进行分析并且具体制定电价是工作量巨大难以实现的。2.广西电网基于用户负荷率的容量成本的分摊模型用户所需分摊的电网容量成本是指电力商品在生产和输配电过程中投入的固定成本，包括发电容量成本和输配电容量成本两部分。由于发电容量成本可以按照用电量进行折合，因此本文中以广西电网为例，只对输配电容量成本进行分摊。负荷率电价政策的制定关键在于如何对输配电容量成本进行分摊。分摊的基本原则有两点：第一，分摊应该保证电力系统的容量成本可以完全回收并且不会过度回收，因此对系统容量成本的核算需要十分精确。第二，在容量成本为精确值的基础上，对不同用户进行分类，再将容量成本合理分摊到每个用户的电价中。根据上述三种容量成本分摊模型，容量成本可以全部通过容量电费进行回收，容量成本也可以由基本电费和电量电费按照一定的比例进行分摊。考虑到我国国情，由于电力系统是国家经济支柱产业，电价的改革不宜变动巨大。由于电力企业的容量成本是一笔巨资，如果将所有容量成本全部分摊到基本电费中，一定会导致基本电费成倍数高于电量电费，从而导致电价呈现两极化情况，使用户难以接受高昂的基本电费。一旦大部分用户的基本电费比以前的基本电费高出几倍，一定会导致用户减少电能的使用，这种政策的反作用是不容忽视的。因此一个折中的方式就是将容量成本在基本电费和电量电费中以一定比例进行分摊，并且在基本电费中分摊的比例应当高于电量电费中分摊的比例，这样才能保证负荷率电价政策是有效且可落实的。（1）现行的容量成本分摊方法。我国现行的容量成本分摊方法有峰荷责任法和最大功率法。峰荷责任法是在系统高峰负荷对应的时间上，依据用户的负荷对系统最大负荷的贡献比例大小对容量成本进行分摊，即系统最大负荷发生时的各个用户负荷占比作为容量成本分摊的制定原则。按照峰荷责任法进行容量成本分摊不能完全体现用户负荷特性的特点，不够精准。由于峰荷责任法是根据系统最大负荷发生时刻的用户用电负荷进行分摊的，因此在时间上具有特殊性，不能片面的以高峰时期用户的负荷反映一段时间内各类用户的负荷特性对容量成本的影响。例如这种特殊情况：某一用户在除了系统峰荷时点上以外的其他所有时点上负荷特性差异巨大，但是在系统峰荷时点上两个用户的用电负荷相同，按照负荷率电价的理论来看这两个用户承担不同的容量成本，但是两个用户按照峰荷责任法承担的容量成本相同。目前我国两部制电价中采用的是最大功率法对用户收取基本电价。最大功率法，即以用户最大功率占全部用户最大功率之和的比例作为用户分摊容量成本的比例。这种分摊方法的结果还是没有考虑到负荷同时率的影响，没有考虑到用户与系统间的错峰现象，还没有考虑到最大负荷持续时间的不同，例如两个用户的最大负荷是相同的，但是一个用户在最大负荷上持续的时间很长，也就是负荷率很高，而另一个用户在最大负荷上持续的时间很短，即负荷率很低，按照最大功率法分摊，两者的基本电价是一样的，但是实际上两者有很大的差别。上述两种容量成本的分摊方法都是常规的分摊法，即容量成本在不同用户之间进行分摊，通过不同用户的基本电价回收容量成本，这都不能解决错峰现象对用户带来的不公平，因此，容量成本需要在同一用户的电度电费中进行分摊，使得一部分容量成本通过基本电价回收，一部分容量成本通过电度电价回收。这样的分摊方法能够降低上述分析的不公平性。（2）目前对于容量成本分摊最合理且可操作的方法是基于BARY曲线的容量成本分摊法，符合负荷率电价政策的要求，BARY曲线容量成本分摊法是通过确定容量成本在基本电费和容量电费分摊的比例系数，从而确定相应的电价。BARY曲线的横坐标是用户负荷率，纵坐标是同时率。发电量可以由BARY曲线的横坐标乘以年最大利用小时数求得，所得即为用户的实际利用小时；根据BARY曲线可以求出系统容量，系统最大负荷等于同时率乘以用户最大负荷之和。在曲线上任找一点，过该点做一条BARY曲线的切线。将切线延长至与纵轴得到一个交点A，过点A再作一条与横轴水平的线，该水平线将BARY曲线截成两个部分。与用户用电量多少无关的一段为基本电费，从基本电费的定义上看也是吻合的。另外一段是电量电费，电量电费是与用户用电量成正比关系的一段曲线，即电量电费会随着用电量的增加而增加，且比例一定。曲线上的任意一点都对应着不同的负荷率和同时率，因此当确定负荷率时，从曲线上找到该点，过该点作切线，切线与纵轴的交点即为基于不同负荷率时基本电费和电量电费的比例系数。从图6-3上可以得到，负荷率越大时，过该点作的切线越接近于水平线，即纵坐标截距越大容量电费越高。当容量电费越高时，电量电费由于斜率越小而越少。对于不同用户的用电负荷不同情况，可以绘制地区用户负荷-同时率的BARY曲线，对曲线进行确定分摊系数，使容量成本的分摊更加公平。如下图6-3所示，依据BARY曲线对系统容量成本进行分摊的具体步骤和相关公式。在已知BARY曲线的基础上，首先先确定分摊成本对应的用户的负荷率，负荷率已知的情况下在曲线上找到对应的点A；过点A做BARY曲线的切线，切线与同时率纵坐标的交点bi即为容量成本分摊在容量电费中的比例系数。图6-3BARY曲线的容量成本分摊曲线上图曲线的表达式为CF=1-eαLF,式中α为待估未知参数且满足α=QUOTEln⁡(1-CF)LFln⁡(1-CF)LF<0，本文以2017年广西电网地区大工业用户为例进行计算分摊系数，首先将大工业用户按负荷率特性进行聚类，共分为k类用户。设第k类型负荷率用户的负荷率为LFk，用户的同时率为CFkCF(LFk)=α·eα·LFk（6-11）当A点坐标和切线斜率已知时可以求出切线方程：yCFk=α·eα·LFk(xLFk)（6-12）令x=0，求得切线在纵轴上的截距为：bk=CFk+α·LFk·eα·LFk（6-13）即为第k类负荷率用户的分摊系数。因此，系统容量成本Cs在容量电费和容量电费中的分摊如下：1）在容量电费中的分摊：Csk1=Csbk（6-14）2)在电量电费中的分摊：Csk2=Cs（CFkbk）（6-15）式中Cs—系统容量成本Csk1—容量成本在第k类负荷率用户基本电费中的分摊值Csk2—容量成本在第k类负荷率电量电价中的分摊值根据广西电网用户负荷-同时率描绘BARY曲线，然后确定系统容量成本后，根据上述步骤即可求出基本电费和电量电费的分摊比例系数，最终确定用户的基本电价和电量电价。3.长期边际成本计算模型假设电力企业为n类用户生产供应电能，相当于提供n种商品，i=1,2,······，n;各类用户的需求相