金小明，周保榮，王宏，董楠，吳鴻亮，文福拴

(1.南方電網科學研究院，廣州市 510080；2.浙江大學電氣工程學院，杭州市 310027；3.文萊科技大學電機與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410)

兩種輸電定價機制下輸電公司年收入波動風險分析

金小明1，周保榮1，王宏1，董楠1，吳鴻亮1，文福拴2,3

(1.南方電網科學研究院，廣州市 510080；2.浙江大學電氣工程學院，杭州市 310027；3.文萊科技大學電機與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410)

隨著采用不同投資模式或融資方式的輸電線路建設和投產，輸電交易模式趨于復雜化。單一的電量輸電定價機制無法適應不斷發(fā)展的投資和市場運營環(huán)境以及輸電投資回收的需要，兩部制電價機制在原理上則更為適宜。在此背景下，對一部制電量輸電定價和兩部制輸電定價進行了定量分析。首先簡要介紹了一部制電量輸電價格和兩部制輸電價格的特點及測算原理，然后對2種價格機制下輸電公司的年收入及其波動情況進行了定量分析和比較，并給出了輸電收入差值比、收入平均波動率等指標。然后，對兩部制電價中輸電公司年收入隨容量費用分攤比例的變化情況進行了討論。最后，對南方電網“西電東送”的實際案例進行了分析說明。研究結果表明，采用單一電量電價機制有利于在豐水年偏多時加快輸電投資成本回收，而采用兩部制電價機制則能夠緩解未來枯水年偏多時收入不足的風險。

兩部制輸電價；輸電公司；年收入；波動風險

0 引 言

在國家發(fā)改委2005年出臺的《上網電價管理暫行辦法》中明確規(guī)定，在建立區(qū)域競爭性電力市場并實行競價上網后，參與競爭的發(fā)電機組主要實行兩部制上網電價。在同年出臺的《銷售電價管理暫行辦法》中規(guī)定，對工商業(yè)及其他用戶中受電變壓器容量在100 kVA或用電設備裝接容量在100 kW及以上的用戶，實行兩部制電價[1]。這兩項規(guī)定的出臺標志著上網電價和銷售電價正由一部制逐漸轉向兩部制。因此，為了與兩部制電價改革的總體方向保持一致，有必要對兩部制輸電價格進行深入研究。

國內外在兩部制電價體系方面做了一些研究工作，但主要是針對發(fā)電公司兩部制上網電價展開的。文獻[2]提出了一種考慮動態(tài)輔助容量的兩部制電價交易機制，將容量劃分為發(fā)電容量和動態(tài)輔助容量2個部分并分別進行結算，以期對發(fā)電公司所承擔的輔助服務進行合理補償。文獻[3]基于系統動力學理論，構建了一個由電力供給、電力需求、容量電價與新容量投資4個模塊共同組成的電力市場價格模型，并說明了兩部制電價構成的合理性。文獻[4]提出了一種基于兩部制電價的發(fā)電權集中撮合交易模式，其核心是按照能體現煤耗成本的電量電價“高低匹配”的原則進行撮合交易，同時在結算時考慮容量電價，使之符合節(jié)能調度要求。文獻[5]以實行兩部制上網電價前后各相關主體利益保持靜態(tài)不變?yōu)樵瓌t，引入供求關系調節(jié)系數、機組可用率調節(jié)系數以及容量電費平衡機制，提出了容量電價和電量電價的設計方案與調整機制。文獻[6]在分析了單一制電量電價弊端的基礎上，提出基于長期邊際成本法確定兩部制上網電價的方法。文獻[7]針對我國電力市場環(huán)境下的獨立輸配電價問題展開研究，提出了一種新的兩部制輸配電價傳遞模型。文獻[8]針對基于雙邊合同的發(fā)電權交易模式，構造了兩部制電價機制下的發(fā)電權雙邊交易談判模型。文獻[9]針對巴西電力市場的實際情況，設計了適用于不同用戶行為的兩部制銷售電價體系，并說明了兩部制電價體系有利于優(yōu)化網架結構。從上述文獻綜述可以看出，國內外現有的關于兩部制電價的研究工作主要集中在上網電價領域，在兩部制輸電價格體系方面的研究報道則相對較少。但由于水電豐枯變化，單一制輸電價格體系給輸電公司帶來輸電收入波動風險的劣勢越來越凸顯，兩部制輸電價格的研究與定量分析就顯得尤為重要。對于采用一部制電量輸電價格的輸電公司在改用兩部制輸電價格后的收入變化與波動情況、收入與容量費用分攤比例的關系等問題，目前尚未見有關研究報道，但這是確定輸電價格體系時需要重點考慮的，也是本文旨在研究的問題。

在上述背景下，分別對一部制電量電價和兩部制電價機制下輸電公司的年收入及其波動情況進行定量分析與比較，并提出輸電收入差值比、收入波動百分比等指標。在此基礎上，還對兩部制電價中輸電公司年收入隨容量費用分攤比例的變化情況進行分析。最后，用南方電網“西電東送”實際案例進行說明。

1 輸電定價的基本方法

根據對輸電成本分配對象的不同，可將輸電定價分為2種主要形式，即一部制輸電價和兩部制輸電價。

1.1 一部制輸電價

在一部制電價體系中，采用單一價格來回收電網經營方所有成本并獲取期望的允許利潤。電網經營方的固定費用、折舊和攤銷費用、債務的還本付息和股東的股權回報等固定成本與運行和維護費用等可變成本統一體現在單一價格中?？梢园凑蘸饬渴杖≥旊娰M用的單位不同，把一部制輸電價分為以輸送電量為基礎的單一制電量電價和以輸送功率為基礎的單一制容量電價。

1.1.1 單一制電量電價

單一制電量電價是指把輸電服務年度總成本C按照輸送電量的比例分攤給接受輸電服務的每kW·h電量中，形成電量電價。

假設輸電通道設計的年利用小時數為T0，通道容量為P0，通道的設計線損率為ρ0，則該通道的年核算落地電量Q0為

Q0=P0T0(1-ρ0)

(1)

則單一制電量電價p1的計算公式為

(2)

1.1.2 單一制容量電價

單一制容量電價是指把輸電服務年度總成本C按接受輸電服務的各個用戶對輸電網絡的使用程度和通過輸電服務從中受益的程度進行分攤，從而形成容量電價。

(3)

1.2 兩部制輸電價

兩部制輸電價的基本思想是把輸電服務總成本中的一部分分攤到預計通過輸電網的每kWh電量中，形成電量電價，用于收回全部可變成本和小部分固定成本；而另一部分則按照輸電工程各用戶預計對工程使用的情況分攤，形成容量電價，這部分一般與實際的使用量無關，主要用于回收大部分固定成本。

假設在輸電服務年度總成本C中，容量費用分攤的比例為K，電量費用分攤的比例為1-K。在兩部制輸電價中，電量電價p3的計算公式為

(4)

(5)

兩部制輸電價采用容量電費和電量電費組合的方式來反映電力生產成本中的固定費用和變動費用，符合輸電業(yè)務的成本特性，遵循制定輸電價的補償成本原則與公平負擔原則[10]，有利于充分利用輸電設備能力、合理而有效地利用電力資源、引導輸電建設工程投資并促進資源優(yōu)化配置。

2 不同價格機制下輸電公司的年收入及波動分析

一般而言，如果輸電通道實際年利用小時數T1及實際線損率ρ1與設計年利用小時數T0及設計線損率ρ0完全相同，則無論采取一部制還是兩部制電價機制，輸電通道每年獲得的總收入都等于其輸電服務總成本(其中含人工成本和允許投資收益)，即成本能夠完全回收。然而，負荷需求是可變的，且水電出力通常受來水豐枯變化的影響，均具有不確定性，因此有些輸電通道的實際年利用小時數往往和設計的指標存在差距，這就導致了輸電通道每年獲得的總收入存在一定程度的波動。下文對不同價格機制下輸電通道年收入的大小及波動情況進行定量分析，從而考察采用不同價格機制時對輸電公司收入的影響。由于單一制容量電價實際應用較少，本文著重對單一制電量電價與兩部制電價的適用性進行分析與比較。

2.1 年收入大小比較

首先考察在2種電價機制下輸電通道的年收入與實際年利用小時數T1之間的關系。假設實際線損率ρ1與設計線損率ρ0相等，則由式(1)可知，該通道的實際落地電量Q1為

Q1=P0T1(1-ρ0)

(6)

按式(2)可求得單一制電量電價p1，則輸電通道的年收入A1為

(7)

在兩部制電價機制下，輸電通道的年收入A2包括容量費用和電量費用。前已述及，容量費用分攤的比例為K，則容量費用收入為KC，電量費用收入為由式(4)求得的電量電價p3與實際落地電量Q1的乘積，即

(8)

為比較這2種電價機制下輸電公司年實際收入的差異情況，在此引入收入差值比指標B1。該指標的含義為：兩部制電價機制下的年收入與單一電量機制下的年收入之差占輸電總成本的百分比。該指標的計算公式為

(9)

當B1為正時，采用兩部制電價的年收入大于采用單一電量制的情形，反之亦然。B1的絕對值越大，采用這2種機制導致的輸電公司年收入差距就越大。

從式(9)還可以看出：當T1>T0時，采用單一電量制時的年收入大于采用兩部制時的情形；當T1

上述結論可為合理確定電價機制提供參考。首先對輸電通道的歷史數據進行分析，如果該通道的實際年利用小時數高于設計值，或者預測未來年份豐水年偏多時，可以采用單一電量機制來加快投資回收。反之，如果輸電通道的實際利用小時數低于設計值，或者預測未來年份枯水年偏多時，可考慮采用兩部制電價機制以降低未來收入風險。

2.2 年收入波動情形比較

下面考察2種電價機制下的年收入A1和A2相對于實際年利用小時數T1變化的靈敏度?？蓪1和A2分別對T1求偏導，可得：

(10)

(11)

為進一步討論在2種電價機制下，輸電通道年平均收入受實際年利用小時數影響的波動程度，參考了文獻[11]，引入收入平均波動率指標B2。該指標的含義為：在給定的計算周期內，各年收入波動率的平均值。為求取每年的收入波動率，可先測算每年的實際收入與規(guī)劃的年收入之差的絕對值，然后用該值除以該給定計算周期內的平均年收入。綜上，該指標的計算公式為

(12)

在式(12)中，令K=0即可計算得到單一制電量電價機制下的B2指標。該指標是一個百分比，能夠反映所分析的電價機制下年收入的平均波動程度。分別對單一制電量電價機制和兩部制電價機制求取B2指標，可知在兩部制電價機制下的B2指標值僅為單一制電量電價機制下相關指標的1-K倍。由于一般而言0

在輸電公司通過輸電收入回收總成本時，不僅要考慮在經營期內的輸電總收入是否能夠達到預期回收總值，還要兼顧收入的穩(wěn)定性，分析潛在的收入波動風險。在給定2種電價機制都能在預定期限內滿足成本回收的前提下，為緩解收入波動所帶來的經營風險，輸電公司一般會選擇收入相對穩(wěn)定的電價機制。

2.3 采用兩部制電價時輸電通道年收入與K值的關系

現在考察兩部制電價機制下的年收入A2隨容量費用分攤比例K的變化。將A2對K求偏導，即

(13)

存在以下2種情況。

由上述分析可知，當實際年利用小時數T1大于設計年利用小時數T0時，采用兩部制電價時輸電通道的年收入大于輸電總成本C，但隨著容量費用分攤比例K的增加，年收入不斷減少；當實際年利用小時數T1小于設計的年利用小時數T0時，采用兩部制電價時輸電通道的年收入小于C，但隨著K的增加，年收入不斷增大，從而使得缺額部分不斷縮小。

上述分析可為確定K值提供參考。如果輸電通道的實際年利用小時數一般高于設計值，或者預測未來年份豐水年偏多時，在采用兩部制電價機制的情況下，可以適當減小K，以增加實際收入。反之，如果該輸電通道的實際年利用小時數一般低于設計值，或者預測未來年份枯水年偏多時，在采用兩部制電價機制的情況下，可以適當增大K，以減小實際收入缺額。

在采用兩部制電價機制時，可通過對K值進行合理調控，使得輸電公司在追求高收入和規(guī)避經濟風險這2個方面進行折中，從而選取最適當的電價機制。

3 算例分析

下面用實際案例分別對2種電價機制下輸電通道的年收入及其波動情況進行定量分析，并對前面介紹的2個指標B1和B2進行測算，進而利用這些指標所反映的經濟信息對電價機制的合理選擇進行分析。在此基礎上，對兩部制電價機制下輸電通道年收入隨容量費用分攤比例K的變化情況進行分析。

選擇南方電網“西電東送”主網架中的一條以輸送水電為主的輸電通道進行測算，測算周期為15年，該輸電通道設計的每年回收成本C為5億元，設計年利用小時數T0與實際年利用小時數T1的分布如圖1所示。

3.1 年收入與收入差值比指標B1

給定容量費用分攤比例K為0.3。首先選取測算周期內前5年的數據對分別采用2種電價機制時輸電通道的年收入進行分析。

圖1 測算周期內輸電通道的設計年利用小時數和實際年利用小時數分布Fig.1 Distribution of designed and practical annual utilization hours of transmission channel in a specified period

基于第1—5a的設計年利用小時數和實際年利用小時數，根據式(6)—(9)可求得2種電價機制下輸電通道的年收入及收入差值比指標B1，最后得到的測算結果如表1所示。

表1 2種電價機制下輸電通道年收入及收入差值比指標
Table 1 Annual income of transmission channel and unbalance rate index under two electricity price mechanisms

從表1可看出，在所測算的5年中有3年的收入差值比指標B1為負值，此時采用單一制電量電價的年收入大于采用兩部制電價時的情形，因此在這5年中采用單一制電量電價時，輸電公司可獲得更高收入。這是由于在這5年中水能資源比較豐富，而設計的年利用小時數又偏低，導致實際利用小時數一般大于設計值。

選取2個典型年做進一步分析。先以第2年為例，采用單一制電量電價和兩部制電價時，輸電通道年收入分別為5.49億元和5.35億元，收入差值比指標B1為-2.97%。一方面，采用這2種電價機制都能滿足預期年收入5億元的目標，對輸電公司來講都可以接受；另一方面，B1為負說明了采用單一制電量電價時，年收入更大。

再看第5年的情形，采用單一制電量電價和兩部制電價時，輸電通道年收入分別為4.78億元和4.85億元，此時B1為1.29%。一方面，采用2種電價機制時都無法滿足預期年收入5億元的目標；另一方面，B1為正說明了在未能滿足預期收入的前提下，采用兩部制電價時，輸電通道的年收入更大。

由上述討論可知，在選擇電價機制時，可以基于過去幾年內輸電通道規(guī)劃的執(zhí)行情況，估計在未來幾年內輸電通道的實際年利用小時數達到設計值的概率，在此基礎上求取收入差值比指標B1的期望值，進而根據其正負來選擇合適的電價機制。

3.2 年收入波動情況與收入平均波動率指標B2

同樣給定容量費用分攤比例K為0.3，并以5年作為測算周期。根據圖1的數據，利用式(12)求取2種電價機制下各個時間段內的收入平均波動率指標B2，計算結果如表2所示。

表2 2種電價機制下各時間段內的收入平均波動率指標
Table 2 Income average fluctuation rate indices in different time periods under two electricity price mechanisms

從表2可看出，在各個時間段內采用兩部制電價機制時輸電通道的收入平均波動率指標B2，均小于采用單一制電量電價機制時的情況，這說明就收入穩(wěn)定性而言采用兩部制電價優(yōu)于單一制電價。下面著重分析采用這2種電價機制時在各個時間段內的收入平均波動率指標B2的差別。通過對比不難看出，在第1—5年內采用單一制電價的平均波動率指標在7%～9%，而采用兩部制電價的平均波動率指標約在5%～7%，采用這2種機制在平均波動率指標值方面相差不大，均約為2%，這是合理且可以接受的。而到了第11—15年，采用單一制電價的平均波動率指標為18.44%，采用兩部制電價的平均波動率指標為12.88%，二者相差5.56%，收入波動均比第1—5年要劇烈。出現這種現象主要是由于該通道以運輸水電電量為主，而在這5年中偶發(fā)性自然災害相對嚴重，洪水及旱災交替發(fā)生，導致輸電通道的實際年利用小時數與設計值相差較大，這種實際年利用小時數的相對波動直接導致年收入的波動。在這種情況下，電價機制的設計應該選擇波動性較小，收入更為平穩(wěn)的兩部制電價機制，以緩解輸電通道成本回收的潛在風險。

3.3 兩部制電價機制下輸電通道年收入與K值的關系

現在考察兩部制電價機制下的輸電通道年收入隨容量費用分攤比例K的變化，從而為確定兩部制電價機制的具體方案提供參考。

取輸電通道的設計年利用小時數為3 500 h，這里考察在不同實際年利用小時數T1的情況下采用兩部制電價機制時，輸電通道的年收入A2隨K的變化關系。分別取T1為2 600，2 900，3 200，3 500，3 800，4 100和4 400 h，考察A2隨K的變化。由采用兩部制電價機制時輸電通道的年收入測算方法，可獲得在不同T1下A2隨K的變化關系曲線，如圖2所示。

圖2 T1取不同值時，A2隨K的變化Fig.2 Relationship between A2 and K when given different values of T1

從圖2可看出，當輸電通道實際利用小時數大于設計值時(即圖2中虛線以上部分)，采用兩部制電價時輸電通道的年收入始終大于輸電成本(5億元)，但超額部分隨K的增加而減小，且實際利用小時數越高，減小的速度越快。因此，如果實際利用小時數一般高于設計值，則可以適當減小K值，以取得高收益。反之，當實際利用小時數小于設計值時(即圖2中虛線以下部分)，采用兩部制電價時輸電通道的年收入始終小于輸電成本(5億元)，但差額部分隨K值的增加而增大，且實際利用小時數越低，增大的速度越快。因此，如果實際利用小時數一般低于設計值，則可以適當增加K值，以提高年收入，從而減小低收入風險。

4 結 論

隨著電力市場改革的深化，跨省電力交易模式趨于復雜，相關的不確定性因素增多，輸電通道的利用小時數和電力交易量更難準確預測，現行的單一制電量電價已無法滿足不斷發(fā)展的市場需求，有必要引入兩部制電價機制。

本文對兩部制輸電價格體系進行了定量分析。為比較采用單一制電量價格和兩部制電價機制下輸電公司的年收入與波動情況，引入了輸電收入差值比和收入平均波動率指標，并利用這2個指標所反映的經濟信息對選擇合適的電價機制提供支持。此外，還針對采用兩部制電價時輸電通道年收入隨容量費用分攤比例的變化情況進行了分析。采用單一電量電價機制有利于在豐水年偏多時加快投資成本回收，而采用兩部制電價機制則能夠緩解未來枯水年偏多時的收入不足風險。采用兩部制電價機制時，可以通過適當改變容量費用分攤比例來調整輸電通道的年收入。

[1]陳政，顧洪源，金小明，等. 確定西電東送共用輸電網絡利用份額的潮流跟蹤方法[J]. 華北電力大學學報 (自然科學版)，2014，41(2)：22-26. CHEN Zheng，GU Hongyuan，JIN Xiaoming，et al. A power flow tracing based approach for determining the usage share of west-to-east power transmission common network[J]. Journal of North China Electric Power University (Natural Science Edition)，2014，41(2)：22-26.

[2]劉嘉佳，劉俊勇，薛禹勝. 考慮動態(tài)輔助容量的兩部制電價交易機制[J]. 電力系統自動化，2006，30(23)：21-26. LIU Jiajia，LIU Junyong，XUE Yusheng. A two-part tariff system with dynamic ancillary capacity [J]. Automation of Electric Power Systems，2006，30(23)：21-26.

[3]黃健柏，邵留國，張仕璟. 兩部制電價與發(fā)電容量投資的系統動力學分析[J]. 電力系統及其自動化學報，2007，19(2)：21-27. HUANG Jianbai，SHAO Liuguo，ZHANG Shijing. Analysis of two-part electricity price and generation capacity investment based on system dynamics [J]. Proceedings of the CUS-EPSA，2007，19(2)：21-27.

[4]伍玉林，文福拴，丁劍鷹，等. 基于兩部制電價的發(fā)電權交易模式[J]. 華北電力大學學報 (自然科學版)，2010，37(5)：16-22. WU Yulin，WEN Fushuan，DING Jianying，et al. A two-part electricity price based generation-right trading mechanism [J]. Journal of North China Electric Power University (Natural Science Edition)，2010，37(5)：16-22.

[5]張森林，孫延明. 基于節(jié)能發(fā)電調度的兩部制上網電價機制設計[J]. 電網技術，2013，37(5)： 1304-1310. ZHANG Senlin，SUN Yanming. Design of two-part grid purchase price mechanism based on energy conservation generation dispatching [J]. Power System Technology，2013，37(5)：1304-1310.

[6]馬光文，王黎. 確定兩部制上網電價的長期邊際成本方法[J]. 電網技術，2002，26(9)：51-54. MA Guangwen，WANG Li. A long term marginal cost method for two-part electricity pricing of power plant [J]. Power System Technology，2002，26(9)：51-54.

[7]王綿斌，譚忠富，乞建勛，等. 我國電力市場環(huán)境下兩部制輸配電價傳遞模型[J]. 電網技術，2008，32(15)：77-83. WANG Mianbin，TAN Zhongfu，QI Jianxun，et al. A transfer model of two-part transmission and distribution price under electricity market in China[J]. Power System Technology，2008，32(15)：77-83.

[8]林昶詠，文福拴，蒙文川，等. 兩部制電價機制下的發(fā)電權雙邊交易談判模型[J]. 電力建設，2016，37(3)：90-98. LIN Changyong，WEN Fushuan，MENG Wenchuan，et al. Generation-right bilateral transaction negotiation model based on two-part electricity price[J]. Electric Power Construction，2016，37(3)：90-98.

[9]SANTOS P E S，LEME R C，GALVO L. On the electrical two-part tariff：the Brazilian perspective [J]. Energy Policy，2012，40(1)：123-130.

[10]肖霖，張婧. 基于容量機制比較分析的兩部制電價方案研究[J]. 電力建設，2008，29(10)： 87-90. XIAO Lin，ZHANG Jing. Study on two-part pricing scheme based on comparison analysis of capacity mechanisms [J]. Electric Power Construction，2008，29(10)：87-90.

[11]HU Z，YU Y，WANG Z，et al. Price forecasting using an integrated approach[C]//Proceedings of the 2004 IEEE International Conference on Electric Utility Deregulation，Restructuring and Power Technologies (DRPT 2004). Hong Kong：IEEE，2004：28-31.

(編輯 景賀峰)

Risk Analysis of Annual Income Fluctuation of Transmission Company under Two Transmission Pricing Mechanisms

JIN Xiaoming1，ZHOU Baorong1，WANG Hong1，DONG Nan1，
WU Hongliang1，WEN Fushuan2,3

(1. Electric Power Research Institute of China Southern Power Gird, Guangzhou 510080, China; 2. School of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China; 3. Department of Electrical and Electronic Engineering, Universiti Teknologi Brunei, Bandar Seri Begawan BE1410, Brunei)

With the construction and operation of new transmission lines under different investment or financing modes, transaction modes are becoming more and more complicated. The currently employed electricity quantity based single-part pricing mechanism cannot meet the requirement of the new investment and market environment, and is not consistent with the essential characteristics of transmission investment recovery. The two-part pricing mechanism is more appropriate for transmission pricing. Given this background, this paper quantitatively analyzes the one-part electricity quantity based pricing and two-part transmission pricing. Firstly, we introduce the characteristics and calculating principles of the one-part electricity quantity based pricing and two-part transmission pricing. Then, we carry out the quantitative comparison of annual income and its fluctuation for a given transmission company under two transmission pricing mechanisms, and present two indexes including the unbalance rate and the average fluctuation rate of transmission income. Further we analyze the annual income changes of the transmission company concerned with respect to the capacity income rate in the two-part pricing mechanism. Finally, we adopt an actual transmission line in China Southern Power Gird for demonstration. The research results show that the electricity quantity based single-part pricing mechanism can speed the investment cost recovery in the case with redundant rain in the planning years, while the two-part pricing mechanism is able to mitigate the insufficient income risk in the case with deficient rain in the planning years.

two-part transmission pricing; transmission company; annual income; fluctuation risk

國家重點基礎研究發(fā)展計劃項目(973項目)(2013CB228202)；南方電網科學研究院科技項目(K-KY2012-015)

TM 71；F 426

A

1000-7229(2016)07-0033-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.005

2016-03-01

金小明(1963)，男，教授級高級工程師，主要從事電力系統規(guī)劃和電力系統分析方面的研究工作；

周保榮(1974)，男，博士，教授級高級工程師，主要從事電力系統規(guī)劃、電力系統運行與控制、電力系統可靠性等方面的科研工作；

王宏(1989)，男，碩士，研究員，主要從事電力技術情報與電力市場方面的科研工作；

董楠(1987)，女，碩士，研究員，主要從事電力市場方面的研究工作；

吳鴻亮(1981)，男，博士，高級經濟師，主要從事電網項目后評價和經濟評價方面的科研工作；

文福拴(1965)，男，博士，教授，博士生導師，主要從事電力系統故障診斷與系統恢復、電力經濟與電力市場、智能電網與電動汽車等方面的研究工作。

Project supported by National Basic Research Program of China (973 Program) (2013CB228202)