峰谷分时电价的成本效益分析模型及其应用

第31卷 第6期 2007年3月 电 网 技 术 Power System Technology Vol. 31 No. 6 Mar. 2007

文章编号：1000-3673（2007）06-0061-06 中图分类号：TM73；F123.9 文献标识码：A 学科代码：790·625

峰谷分时电价的成本效益分析模型及其应用

唐 捷1，任 震1，高志华1，陈 亮2，刘 奇2

（1．华南理工大学 电力学院，广东省 广州市 510640；2．广东省电力调度中心，广东省 广州市 510600）

Cost-Benefit Analysis Model and its Application of Peak-Valley Time-of-Use Electricity Price

TANG Jie1，REN Zhen1，GAO Zhi-hua1, CHEN Liang2, LIU Qi2

（1．Electric Power College，South China University of Technology，Guangzhou 510640，Guangdong Province，China；

2．Guangdong Power Grid Dispatching Center，Guangzhou 510600，Guangdong Province，China）

ABSTRACT: Considering the actuality of electricity markets in China after the division of proprietorships of power plants and power grids, the cost and benefit of each participant are analyzed one by one and the cost-benefit analysis models of power grid companies, power customers, generation companies and entire society are proposed respectively. The calculation flow of cost-benefit analysis is also presented in detail. Numerical analysis results show that the proposed cost-benefit analysis models can be used to calculate the critical power quantity of peak load leveling which can ensure that the benefit cost ratio (BCR) of each participant is more than or equal to 1. The achievements of this research can be available for reference to the participants of electricity markets in the analysis on the feasibility of the peak-valley TOU electricity price projects.

KEY WORDS: demand side management (DSM)；peak-valley time-of-use (TOU) electricity price；cost-benefit analysis；benefit cost ratio (BCR)；peak load leveling

摘要：针对“厂网分开”后我国电力市场的现状分析了与峰谷分时电价相关的各方成本和效益，分别建立了电网公司、电力用户、发电公司和全社会的成本效益分析模型，并详细介绍了成本效益分析的计算流程。算例分析结果表明利用所提出的成本效益分析模型可得出确保各参与方的益本比均大于或等于1的“削峰填谷”电量临界值。研究成果可为各参与方分析峰谷分时电价方案的可行性提供参考。 关键词：需求侧管理(DSM)；峰谷分时电价；成本效益分析；益本比；削峰填谷

指电力公司为了影响(改变)用户的电力消费，使其产生电力公司希望的负荷曲线形状(即改善负荷时

[1]

间特性及数量)而计划和实施的措施。国内外的研究成果和实践经验表明，峰谷分时电价是一项有效的DSM措施。它通过价格信号引导电力用户采取合理的用电结构和方式，从而减小电网高峰时段的负荷需求，提高系统负荷率和设备利用率，增强系统运行的可靠性和经济性，不仅有利于节约能源和全网资源的优化配置，而且有助于实现我国电力工业的可持续发展。同时，它也是落实科学发展观，确保我国社会、经济、能源等和谐发展的重要措施[2-6]。一项可行的峰谷分时电价方案应确保各参与方均能从中受益，即保证各参与方可获得不低于实施峰

[7-10]

谷分时电价之前的利润。因此，对峰谷分时电价方案进行合理、有效的成本效益分析是DSM措施成功实施的前提和基础，也是引导各参与方积极参与DSM的重要依据。

目前，国内外对DSM措施成本效益分析的研究已取得了一些成果。文献[11]提出了DSM措施的评价指标体系，给出了相应指标的计算模型。文献[12-13]指出各参与方利益的合理分配对DSM措施的成功实施非常重要，且必须选用能使各参与方的益本比(benefit cost ratio，BCR)均大于或等于1的方案，并以美国加州数据为例进行了成本效益分析。文献[14-15]分析了参与DSM的电力用户、电力公司和社会(行政部门)等3方的成本效益，并给出了最优效益模型及计算机仿真模型。这些研究成果都是在发、供电一体的前提下对DSM各参与方的成本效益进行分析。然而，随着我国电力体制改革的逐步深入和“厂网分开”的基本完成，电网公司已

0 引言

随着电力工业市场化改革的逐步深入，电力需求侧管理(demand side management，DSM)作为一种有效的负荷管理手段已越来越受到重视。DSM是

基金项目：广东省自然科学基金资助项目(000397)。

62 唐捷等：峰谷分时电价的成本效益分析模型及其应用 Vol. 31 No. 6

取代电力公司而成为DSM措施的主要发起者和实施者。因此，本文将在现有研究成果的基础上，结合“厂网分开”后我国电力市场的现状，逐个分析峰谷分时电价各参与方的成本和效益，分别建立电网公司、电力用户、发电公司和全社会的成本效益分析模型，并详细介绍了成本效益分析的计算流程。

于“削峰填谷”而节省的购电费用。因此，电网公

司的成本、效益分析模型分别为

Cp=∑Cpi=∑Ki(Ei+Mi+Ri) (1)

i=1

i=1

M

M

Bp=∑Bpi=∑Ki(∆QiAfi+Ri′) (2)

i=1

i=1

MM

1 峰谷分时电价的成本效益分析模型

1.1 市场规则

目前，我国电力市场现行的峰谷分时电价方案主要是针对需求侧(销售侧)实施的，其意义在于“削峰填谷”，即降低电网高峰负荷和峰谷差，优化负荷曲线，从而减少高峰备用装机容量，提高发电机组运行效率和降低发电成本，因此发电公司是实施峰谷分时电价的主要受益者。然而电网公司却承担了实施峰谷分时电价的大部分成本，如相关设备投入、宣传推广、技术开发费用等。此外，实施峰谷分时电价还有可能造成电网公司的售电收入有所减少。这是由于为了增强电力用户参与“削峰填谷”的积极性，应确保实施峰谷分时电价后的用户电费支出不得大于其在实施前的电费支出。因此，实施峰谷分时电价造成了电网公司和发电公司之间利益的不平衡，限制了电网公司参与的积极性。为此，应对发电侧上网电价结构进行调整，并在发电侧也实行相应的峰谷上网电价以均衡电网公司与发电公司的利益[16]。综上所述，本文对需求侧峰谷分时电价成本效益分析的研究应基于以下市场规则：

（1）对电力市场需求侧实行峰谷分时电价，而对发电侧实行峰谷上网电价。

（2）实行峰谷分时电价前后电网的用电总量基本保持不变。

（3）为了简化模型可忽略实行峰谷分时电价前后由于网损变化而减少的电网公司购电费用。 1.2 电网公司的成本效益分析模型

作为DSM的实施主体，电网公司在实施峰谷分时电价时要确保公司从中得到合理的收益，至少要保证收支平衡。电网公司实施峰谷分时电价的成本包括相关设备投资成本(如电表改造费用等)、项目管理费用(如宣传推广、技术开发费用等)及售电收入损失3个部分。电网公司的效益则包括可免容量(固定)成本和可免电量(变动)成本。可免容量成本是指电网公司减少的电网投资费用，可根据少建或缓建的变电站、变压器、输电线路及其配套设备等的平均造价确定；可免电量成本则是指电网公司由

式中：Cp、Bp分别为电网公司实施峰谷分时电价的总成本和总效益；Cpi、Bpi分别为电网公司第i年的成本和效益；Ei、Mi分别为电网公司第i年实施峰谷分时电价的相关设备投资成本和项目管理费用；ΔQi为第i年通过实施峰谷分时电价所实现的“削峰填谷”电量，反映了电力用户对峰谷分时电价方案的响应情况；Afi为电网公司第i年的单位可免容量成本；Ki=1/(1+r)i为第i年的现值系数；r为年利率；M为峰谷分时电价方案的实施年数；Ri和R'i分别为电网公司第i年的售电收入损失和可免电量成本，可通过以下公式求得：

Ri=pi(Qfi+Qpi+Qgi)−ρfi(Qfi−∆Qi)−

ρpi[Qpi+(1−λi)∆Qi]−ρgi(Qgi+λi∆Qi) (3) i(Qfi+Qpi+Qgi)−ρf′i(Qfi−∆Qi)− Ri′=p

′i[Qpi+(1−λi)∆Qi]−ρg′i(Qgi+λi∆Qi) (4) ρp

i分别为第i年未实施峰谷分时电价 式中：pi和p

与峰谷上网电价时的电网平均销售电价和平均上

网电价；Qfi、Qpi、Qgi分别为第i年未实施峰谷分时电价时的峰、平、谷各时段用电量，以上参数可根据历史统计数据或负荷预测数据得出；ρ fi、ρpi、ρgi表示待分析的峰谷分时电价方案，其值分别为第 i年实施的峰、平、谷各时段平均销售电价；ρf′i、 ′i、ρg′i分别为第i年实施的峰、平、谷各时段平 ρp

均上网电价，可根据发电公司在不同时段的不同单

[16]

位发电成本测算得出；λi为第i年的“削峰填谷”电量分配系数。

1.3 电力用户的成本效益分析模型

电力用户与实施峰谷分时电价相关的效益包括用户减少的电费支出，成本包括用户承担的设备投资成本和项目管理费用，其中项目管理费用又包括用户增加的运行、维护费用以及由于用电方式调整而给予工人的加班补贴费用等。因此，电力用户的成本、效益分析模型分别为

Cu=∑Cui=∑Ki(Ei′+Mi′) (5)

i=1

i=1

M

M

Bu=∑Bui=∑KiRi (6)

i=1

i=1

MM

第31卷 第6期 电 网 技 术 63

式中：Cu、Bu分别为用户实施峰谷分时电价的总成本和总效益；Cui、Bui分别为用户第i年的成本和效 益；Ei′、Mi′分别为用户第i年的设备投资成本和项目管理费用。值得注意的是，Ei′与Ei分别为电 力用户和电网公司各自承担的设备投资成本，它们之和为实施峰谷分时电价的相关设备投资总成本。 1.4 发电公司的成本效益分析模型

由于目前我国电力市场的“厂网分开”已基本完成，电网公司和发电公司分别成为独立运营核算的法人实体，因此必须针对电网公司和发电公司分别进行成本效益分析。

与电网公司相似，在实施峰谷分时电价时，发电公司的效益也包括可免容量(固定)成本和可免电量(变动)成本。可免容量成本是指发电公司减少的电源投资费用，可根据少建或缓建的调峰机组及其配套设备的平均造价确定；可免电量成本则包括发电公司减少的燃料成本、机组不正常启停费用及环境污染补偿费用等。发电公司的成本主要包括上网电费收入损失和相关设备投资成本。由于发电公司直接投入的与峰谷分时电价相关的设备投资成本比电网公司的相关投入少得多，因此可忽略不计。综上所述，发电公司的成本、效益分析模型分别为

Cg=∑Cgi=∑KiRi′ (7)

i=1

i=1

M

M

支出费用为成本。其他费用如用户节省的电费支出(即电网公司的售电收入损失)、电网公司的可免电量成本(即发电公司的上网电费收入损失)则属于资金流的社会内部转移，在此不必加以考虑。因此，全社会的成本、效益分析模型分别为

Cs=∑Csi=∑Ki(Ei+Mi+Ei′+Mi′) (9)

i=1

i=1

M

M

′i) (10) Bs=∑Bsi=∑Ki∆Qi(Afi+Af′i+Av

i=1

i=1

MM

式中：Cs、Bs分别为全社会实施峰谷分时电价的总

成本和总效益；Csi、Bsi分别为全社会第i年的成本和效益。

1.6 各参与方的益本比和净利润

由式(1)~(10)求得电网公司、电力用户、发电公司和全社会实施峰谷分时电价的总效益和总成本后，可根据以下公式得出各参与方益本比和净利润(即实施峰谷分时电价后比实施前多获得的利润)。

Rp=Bp/Cp

Ru=Bu/Cu

(11) 

=RB/Cggg

R=B/C

sss

Pp=Bp−Cp



Pu=Bu−Cu

(12) 

=−PBCggg

P=B−C

sss

式中：Rp、Ru、Rg、Rs分别为电网公司、电力用户、发电公司及全社会的益本比；Pp、Pu、Pg、Ps分别为上述各方的净利润。

′i) (8) Bg=∑Bgi=∑Ki∆Qi(Af′i+Av

i=1

i=1

MM

式中：Cg、Bg分别为发电公司实施峰谷分时电价的

总成本和总效益；Cgi、Bgi分别为发电公司第i年的

′i分别为发电公司第i年的单成本和效益；Af′i、Av

位可免容量成本和单位可免电量成本。 1.5 全社会的成本效益分析模型

全社会的范围狭义上是指电网公司、发电公司、电力用户以及供电服务的全社会区域；广义上是指整个国家甚至全世界。在分析全社会的成本效益时，不应再对峰谷分时电价的各参与方进行单独考虑，而是应对整个DSM措施的成本费用和社会效益进行综合分析与评估。然而，由于全社会的成本效益分析往往涉及到电网公司、发电公司和电力用户的外部环境成本和效益，常常难以定量计算(如减少SO2、CO2排放所带来的环境效益、减少“拉闸限电”产生的社会效益等)，因此本文采用全部资源分析来代替全社会的成本效益分析。

对于全部资源而言，实施峰谷分时电价的全部

2 峰谷分时电价成本效益分析的计算流程

在华南理工大学与广东电网公司合作开发的“广东省电力需求侧管理决策支持系统”的“峰谷分时电价成本效益分析”子系统中，应用上述模型的计算流程如图1所示。

该分析系统的实现原理是针对峰谷分时电价方案实施期内的每1a单独进行成本效益分析，目标旨在计算出确保各参与方在实施期内每1a的益本比均大于或等于1的“削峰填谷”电量临界值∆Qic(i=1, 2, …,M)。即对于某一峰谷分时电价方案，当用户自觉改变用电方式使得在实施期内第i年的用电高峰时段削减的电量能达到或超过∆Qic时，此方案即可通过“无受损者测试”[17]。这样处理的意义在于：

64 唐捷等：峰谷分时电价的成本效益分析模型及其应用

Vol. 31 No. 6

“削峰填谷”电量最大值∆Qim，它可取为第i年全网用电总量预测值的一个百分比(一般取

[20]

5%~10%)，也可根据负荷预测结果确定。

3 算例分析

3.1 地区电网实际数据

应用上述原理对广东省某市实施峰谷分时电价的成本效益进行实例分析。通过对该市实际数据进行测算可得到所需原始数据，如表1所示。表2为根据历史统计数据预测得出的未实施峰谷分时电价和峰谷上网电价时的相关参数，表3为根据发电公司在各时段的实际发电成本测算得到的峰谷上网电价方案，待分析的峰谷分时电价方案如表4所示。由于篇幅所限，本算例假设各峰谷分时电价 方案的实施年数M=1，r=4%，λi=0.9，∆Qim= 20×10%=2TWh。

表1 原始数据

Tab. 1 Original data of example

参与方 电网公司 电力用户 发电公司

设备投资成本/ 项目管理费用/ 可免容量成本/ 可免电量成本/ (万元/a) 800 1000 —

(万元/a) 500 0.11 —

(元/kWh) 0.39 — 0.26

(元/kWh) — — 0.07

注：电力用户项目管理费用的单位为“元/kWh”。

表2 未实施峰谷分时电价和峰谷上网电价时的相关参数 Tab. 2 Concerned parameters before implementing peak-valley TOU electricity price and peak-valley

entered-network electricity price

当年用电峰时段用平时段用谷时段用平均销售电平均上网电总量/TWh 电量/TWh 电量/TWh 电量/TWh 价/(元/kWh) 价/(元/kWh)

图1 峰谷分时电价成本效益分析计算流程

Fig. 1 Calculation flow diagram of cost-benefit analysis

for peak-valley TOU electricity price

20 10.2 6.2 3.6 0.69 0.37

表3 峰谷上网电价方案

Tab. 3 Peak-valley entered-network electricity price project

峰时段上网电价/

(元/kWh) 0.470 3

平时段上网电价/ (元/kWh) 0.321 1

谷时段上网电价/ (元/kWh) 0.189 5

（1）可确保各参与方在第i年获得的利润均大于或等于其在实施峰谷分时电价前的利润，即保证第i年实施峰谷分时电价的净利润大于或等于0，从而消除了用户响应受年度盈利情况波动过大的影响。

（2）可求得方案实施期内每1a的∆Qic，克服了由于M≥1造成的式(1)~(12)中未知数∆Qi(i=1, 2, …, M)过多以致无法求解的问题。

值得注意的是，不合理的峰谷分时电价方案有可能引起电力用户响应过度并导致负荷曲线“峰谷倒置”现象的发生，这将严重危害电力系统运行的可靠性和经济性[18-19]。因此，在对峰谷分时电价方案进行成本效益分析之前，应事先限定一个合适的

表4 峰谷分时电价方案

Tab. 4 Peak-valley TOU electricity price projects

方案序号

1 2 3 4 5

峰时段销售电价/

(元/kWh)

0.908 3 0.924 1 0.939 9 0.955 7 0.971 5

平时段销售电价/

(元/kWh)

0.582 6 0.592 6 0.602 6 0.612 6 0.622 6

谷时段销售电价/

(元/kWh)

0.301 8 0.306 8 0.311 8 0.316 8 0.321 8

3.2 计算结果分析

表4中峰谷分时电价方案的成本效益分析计算结果见表5。图2、3以方案1为例分别显示了各参 与方的益本比与净利润随∆Qi变化的情况。分析表

第31卷 第6期 电 网 技 术 65

5中的计算结果可知，确保各参与方的益本比均大于或等于1的∆Qic随着峰谷销售电价差的增大而增大。但当峰谷销售电价差增大到一定程度时(如表4中方案5) ∆Qic将超过∆Qim，即方案无法通过“无受损者测试”。图2、3中横坐标上的A点代表方案1的∆Qic。可见电力用户和全社会的益本比随着∆Qi的增大而增大，电网公司和发电公司的益本比则随着∆Qi的增大而减小，但始终大于1，各参与方的净利润均随着∆Qi的增大而增大。

表5 成本效益分析的计算结果

Tab. 5 Calculation results of cost-benefit analysis

方案∆Qic

序号 /GWh 1 2 3 4 5

电网公司

电力用户

发电公司

全社会

益本净利润/益本净利润/益本净利润/ 益本净利润/ 比 比 万元 比 万元 比 万元 万元

0 0

0 0 —

3.32 8 530 4.18 20 263 1.69 11 654 5.27 50 507 1.50 14 646 5.66 79 477 1.42 17 514 5.86 107 252 — — — —

4.29 38 853 1.00

4.80 64 831 1.00 5.07 89 737 1.00 — — —

行性分析，也可为峰谷分时电价的制定提供参考。目前我国对于峰谷分时电价的研究和应用还处于起步阶段，在通过成本效益分析模型求得“削峰填

谷”电量临界值后，电网公司下一步应在政府部门相关政策的指导下，结合网内用户的负荷特性及其需求响应规律，着重研究用户对峰谷分时电价方案的响应情况。如果用户的响应结果(即“削峰填谷”电量预计值)处于以“削峰填谷”电量临界值为下限，“削峰填谷”电量最大值为上限的闭区间内，则该方案是可行的。在得到一系列可行的峰谷分时电价方案后，可从中选取全社会净利润最优的方案作为实施方案。

369.89 2.84 11 732 1.00 865.69 1 340.60 1 795.93 —

参考文献

[1] 曾鸣．电力需求侧管理[M]．北京：中国电力出版社，2001． [2] 唐捷，任震，胡秀珍．一种可操作的需求侧管理峰谷分时电价定

价方法[J]．电网技术，2005，29(22)：71-75．

Tang Jie，Ren Zhen，Hu Xiuzhen．An operable peak-valley time-of-use tariff setting method for demand side management [J]．Power System Technology，2005，29(22)：71-75(in Chinese)． [3] 周明，李庚银，倪以信．电力市场下电力需求侧管理实施机制初

探[J]．电网技术，2005，29(5)：6-11．

Zhou Ming，Li Gengyin，Ni Yixin．A preliminary research on implementation mechanism of demand side management under electricity market[J]．Power System Technology，2005，29(5)：6-11(in Chinese)．

[4] 袁家海，李蒙，胡兆光．基于多智能体模拟方法的大用户峰谷电

价响应研究[J]．电网技术，2005，29(23)：44-49．

Yuan Jiahai，Li Meng，Hu Zhaoguang．Research on large customer response under time-of-use electricity pricing policy based on multi-agent system simulation[J]．Power System Technology，2005，29(23)：44-49(in Chinese)．

[5] 郭联哲，谭忠富，李晓军．基于用户响应下的分时电价优化设计

模型与方法[J]．电网技术，2006，30(5)：24-28．

注：“—”表示对应的方案不能通过“无受损者测试”。

益本比

ΔQi/TWh

图2 方案1中益本比与“削峰填谷”电量的关系 Fig. 2 Relationship between BCR and power quantity of

peaks averting and valleys filling in project 1

净利润/亿元 12 10

8 6 4

全社会

发电公司

Guo Lianzhe，Tan Zhongfu，Li Xiaojun．Demand response based model and method for optimal design of time-of-use electricity price[J]．Power System Technology，2006，30(5)：24-28(in Chinese)． [6] 李晖，康重庆，夏清．考虑用户满意度的需求侧管理价格决策模

型[J]．电网技术，2004，28(23)：1-6．

Li Hui，Kang Chongqing，Xia Qing．Price based decision making for demand side management considering customer satisfaction index[J]．Power System Technology，2004，28(23)：1-6(in Chinese)． [7] 王明俊．市场环境下的负荷管理和需求侧管理[J]．电网技术，

2005，29(5)：1-5．

Wang Mingjun．Load management and demand side management in electricity market environment[J]．Power System Technology，2005， 29(5)：1-5(in Chinese)．

[8] 汪卫华，张慧敏，陈方．用削峰填谷方法提高供电企业效益的分

析[J]．电网技术，2004，28(18)：79-81．

Wang Weihua，Zhang Huimin，Chen Fang．Analysis of improving profit of power supply enterprises by peak load shifting[J]．Power System Technology，2004，28(18)：79-81(in Chinese)．

2

0ΔQi/TWh 0.35 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

图3 方案1中净利润与“削峰填谷”电量的关系 Fig. 3 Relationship between retained profit and power quantity of peaks averting and valleys filling in project 1

4 结论

采用合理、有效的分析模型对峰谷分时电价方案进行成本效益分析可确保各参与方利益的合理分配，因此是DSM措施成功实施的前提和基础。算例分析表明，本文提出的峰谷分时电价成本效益分析模型是切实可行的，可用于计算确保各参与方的益本比均大于或等于1的“削峰填谷”电量临界值，结果可供各参与方进行峰谷分时电价方案的可

66 唐捷等：峰谷分时电价的成本效益分析模型及其应用 Vol. 31 No. 6

[9] 马歆，候志俭，蒋传文．考虑需求不确定性的电力市场参与者套

期保值策略研究[J]．中国电机工程学报，2005，25(2)：6-11． Ma Xin，Hou Zhijian，Jiang Chuanwen．Study on hedging strategy of participators of electricity markets considering uncertainly load[J]．Proceedings of the CSEE，2005，25(2)：6-11(in Chinese)． [10] 张显，王锡凡，陈芳华，等．分时段短期电价预测[J]．中国电机

工程学报，2005，25(15)：1-6．

Zhang Xian，Wang Xifan，Chen Fanghua，et al．Short term electricity pricing forecasting based on period-decoupled price sequence [J]．Proceedings of the CSEE，2005，25(15)：1-6(in Chinese)． [11] 刘军．需求侧管理评价指标体系及评价模型[J]．华北电力技术，

2003，7：10-11．

Liu Jun．Evaluation index and model of demand side management [J]．North China Electric Power，2003，7：10-11 (in Chinese)． [12] 刘海涛，龚乐年．关于实施需求侧管理项目的成本效益分析[J]．电

力自动化设备，2002，22(10)：31-33．

Liu Haitao，Gong Lenian．Cost-benefit analysis for actualizing demand side management[J]．Electric Power Automation Equipment，2002，22(10)：31-33(in Chinese)．

[13] Rosenstock S J．Issues in demand side management programs

operated by electric utilities in the united states[J]．IEEE Transactions on Power Systems，1993，8(3)：1560-1572．

[14] 唐为民，王蓓蓓，刘福斌，等．需求侧管理成本效益最优化分析

[J]．电网技术，2002，26(12)：49-52．

Tang Weimin，Wang Peipei，Liu Fubin，et al．Optimal analysis of cost-benefit of demand side management[J]．Power System Technology，2002，26(12)：49-52(in Chinese)．

[15] Chen Jianming，Nilee F，Breiplhl A M，et al．Scheduling direct load

control to minimize system operation cost[J]．IEEE Transactions on Power Systems，1995，10(4)：1994-2001．

[16] 曾鸣，刘敏，赵庆波，等．上网侧与销售侧峰谷分时电价联动的

理论与应用[J]．中国电力，2003，36(9)：70-74．

Zeng Ming，Liu Min，Zhao Qingbo，et al．Theory and application

of change of mutual relation between selling side and generating side use time pricing[J]．Electric Power，2003，36(9)：70-74(in Chinese)． [17] 任震，邝新武，黄雯莹．可中断负荷措施的成本效益分析[J]．电

网技术，2006，30(7)：41-45．

Ren Zhen，Kuang Xinwu，Huang Wenying．Cost-benefit analysis for actualizing interruptible load measure[J]．Power System Technology，2006，30(7)：41-45(in Chinese)．

[18] 江辉，彭建春，丁克．需方用电管理的电价策略与效益评估[J]．电

力自动化设备，2001，21(3)：29-32．

Jiang Hui，Peng Jianchun，Ding Ke．Electricity price strategy and benefit analysis of DSM[J]．Electric Power Automation Equipment，2001，21(3)：29-32(in Chinese)．

[19] 胡政，柳进，胡林献．电网高峰负荷分析决策平台的设计与实现

[J]．电网技术，2005，29(6)：58-62．

Hu Zheng，Liu Jin，Hu Linxian．Design and implementation of power system peak load analysis and decision-making platform[J]．Power System Technology，2005，29(6)：58-62(in Chinese)．

[20] 马煜华，李剑辉．关于负荷率与供求关系问题的分析[J]．广东电

力，2005，18(11)：18-21．

Ma Yuhua，Li Jianhui．Analysis on load factor and supply-demand relationship[J]．Guangdong Electric Power，2005，18(11)：18-21(in Chinese)．

收稿日期：2006-07-24。 作者简介：

唐 捷(1979—)，男，博士研究生，主要研究方向为电力需求侧管理、电力市场、直流输电可靠性，E-mail：[email protected]；

任 震(1938—2007)，男，教授，博士生导师，国务院学位委员会电气工程学科组成员，IEEE高级会员，主要研究方向为电力需求侧管理、电力市场、电力系统规划与可靠性、高压直流输电、小波分析及其在电力系统中的应用。

（编辑 王金芝）

杭申控股集团获“中国名牌产品”“中国驰名商标”称号

2007年1月27日，杭申控股集团在杭州开元名都大酒店举行庆祝活动，热烈庆祝该公司荣获“中国驰名商标”和“中国名牌产品”称号，庆祝会由杭州电视台著名主持人龙薇薇主持。此次活动邀请了业界知名人士、政府领导、行业专家和客户代表等众多嘉宾。集团董事长马传兴和集团总裁张建江对与会嘉宾表示热烈欢迎；萧山区政府领导对杭申控股集团在发展过程中为社会所做的贡献给予充分的肯定；电器工业协会常务副会长邢玉久、发改委原重大装备司总工程师高鹏、原中国机械联合会会长于珍、客户代表华建华先后发言，对杭申控股集团取得的荣誉表示祝贺，对杭申多年来付出的努力给予充分的肯定。这一切说明“杭申”品牌已经深入人心，得到了各级领导的肯定和广大客户的认可。

杭申控股集团创始于1966年，是国内著名的从事超高压及高低压成套开关设备、电力变压器设备、高低压电器元件、智能电子仪表、电工材料等生产销售的集团型企业，也是集电气制造、房产、投资、金融、教育等于一体的多元化企业。集团总部位于浙江省杭州市萧山区，拥有 “杭申电气”、“华通开关”、“江灵变压器”三大在国内享有盛誉的品牌，并形成了超高压电器、高压电器、低压电器、军工产品、电子产品、电工产品、变压器产品等在市场上具有较高竞争力的产品制造体系。这些荣誉的获得，是杭申发展史上的里程碑，也为提高杭申品牌的市场竞争力打下了坚实基础。