袁慧濤，胡國(guó)華，張照貝，甄 穎，曾憲振

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司菏澤供電公司，山東 菏澤 274000）

0 引言

目前山東省、江蘇省、浙江省等多個(gè)省份頒布了新分時(shí)電價(jià)政策［1-2］，結(jié)合省內(nèi)自身實(shí)際進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制，更好地引導(dǎo)企業(yè)削峰填谷，改善電力供需狀況，保障電力安全供應(yīng)，服務(wù)新型電力系統(tǒng)建設(shè)，促進(jìn)能源企業(yè)綠色低碳發(fā)展［3-4］。通過(guò)建立健全分時(shí)電價(jià)機(jī)制，特別是合理拉大峰谷電價(jià)差，能有效引導(dǎo)用戶在低谷時(shí)段多用電，在高峰時(shí)段少用電，有利于光伏消納，對(duì)保障電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)，降低經(jīng)濟(jì)社會(huì)運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)具有積極意義［5-7］。

目前許多學(xué)者針對(duì)分時(shí)電價(jià)政策進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)［8］根據(jù)杭州市居民用電數(shù)據(jù)，分析比較不同場(chǎng)景下階梯電價(jià)的實(shí)施效果。文獻(xiàn)［9］從電價(jià)管制與電價(jià)市場(chǎng)化兩方面分析電價(jià)調(diào)整對(duì)高耗能產(chǎn)業(yè)及新動(dòng)能產(chǎn)業(yè)的影響。文獻(xiàn)［10］基于甘肅省工業(yè)企業(yè)數(shù)據(jù)，提出提升工業(yè)企業(yè)電價(jià)承受能力、節(jié)能減碳和轉(zhuǎn)型升級(jí)等政策建議。文獻(xiàn)［11］基于浙江省企業(yè)調(diào)研數(shù)據(jù)，研究電價(jià)政策調(diào)整對(duì)工商業(yè)用戶用電的影響。

由于新分時(shí)電價(jià)政策實(shí)施時(shí)間不長(zhǎng)，還沒(méi)有其對(duì)用電負(fù)荷影響的具體量化數(shù)據(jù)。本文分析新分時(shí)電價(jià)政策對(duì)全網(wǎng)用電負(fù)荷及各產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷特性的影響，并評(píng)估新分時(shí)電價(jià)政策是否達(dá)到預(yù)期效果，結(jié)果表明新分時(shí)電價(jià)政策對(duì)促進(jìn)光伏消納、保證電力平衡發(fā)揮了積極作用。

1 工商業(yè)新分時(shí)電價(jià)政策

工商業(yè)新分時(shí)電價(jià)政策的變化主要有三方面：一是針對(duì)容量補(bǔ)償電價(jià)引入峰谷分時(shí)系數(shù)；二是峰谷時(shí)段劃分和浮動(dòng)系數(shù)不同，新政策下峰谷時(shí)段按季度調(diào)整［12-14］；三是參考電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易情況，結(jié)合容量補(bǔ)償電價(jià)收取方式，試行零售套餐分時(shí)價(jià)格約束機(jī)制［15-16］。

新分時(shí)電價(jià)政策下各季節(jié)電價(jià)浮動(dòng)系數(shù)曲線如圖1 所示，浮動(dòng)系數(shù)發(fā)生了變化，高峰時(shí)段上浮70%、低谷時(shí)段下浮70%，尖峰時(shí)段上浮100%，深谷時(shí)段下浮90%。新分時(shí)電價(jià)政策下，從22∶00 至次日08∶00，浮動(dòng)系數(shù)從0.5 變?yōu)?.0［17-19］，可促使生產(chǎn)企業(yè)調(diào)整生產(chǎn)模式，由夜間生產(chǎn)調(diào)整至白天09∶00至16∶00生產(chǎn)，促進(jìn)分布式光伏消納。

圖1 新分時(shí)電價(jià)政策下各季節(jié)電價(jià)浮動(dòng)系數(shù)曲線

2 全網(wǎng)用電負(fù)荷變化特性及規(guī)律

2.1 全網(wǎng)用電負(fù)荷的時(shí)序特性

綜合考慮天氣、習(xí)俗、環(huán)保治理等因素，分析全網(wǎng)用電負(fù)荷在工作日和周末的變化規(guī)律及特性。選取2023 年4 月7 日（周五）和2023 年4 月9 日（周日）作為典型日，典型日全網(wǎng)用電負(fù)荷曲線如圖2所示。

圖2 典型日全網(wǎng)用電負(fù)荷曲線

由圖2 可見，全網(wǎng)用電負(fù)荷在工作日與周末的變化規(guī)律及特性基本類似，均呈現(xiàn)“雙峰雙谷”特征，最大負(fù)荷發(fā)生時(shí)間均在11 時(shí)15 分左右。工作日5時(shí)左右全網(wǎng)用電負(fù)荷開始增長(zhǎng)，用電負(fù)荷明顯高于周末，達(dá)到最大負(fù)荷后迅速下降，12時(shí)左右用電負(fù)荷再次上升，13 時(shí)左右用電負(fù)荷緩慢下降，19 時(shí)左右用電負(fù)荷上升至晚高峰。晚高峰負(fù)荷遠(yuǎn)小于午高峰負(fù)荷且低于中午低谷負(fù)荷。

2.2 新分時(shí)電價(jià)政策對(duì)全網(wǎng)用電負(fù)荷特性的影響

新分時(shí)電價(jià)政策的實(shí)施對(duì)工商業(yè)用戶用電行為產(chǎn)生了不同程度的影響，全網(wǎng)用電負(fù)荷特性也發(fā)生了明顯變化。下面分夏季與春季、秋季與春季、秋季與夏季3 個(gè)部分對(duì)比分析全網(wǎng)用電負(fù)荷特性的變化。

2.2.1 夏季與春季對(duì)比分析

2023 年夏季峰谷分時(shí)系數(shù)與春季相比，夏季的谷段由中午調(diào)整到2 時(shí)至7 時(shí)，沒(méi)有深谷時(shí)段，晚上尖峰時(shí)段由2 h延長(zhǎng)至4 h，如圖3所示。

圖3 夏季和春季新分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)系數(shù)曲線

綜合考慮天氣、工作日等因素，選取2023年5月23 日和2023 年6 月5 日作為典型日進(jìn)行分析。2023年5 月23 日為周二，全省大部分地區(qū)天氣為晴或多云，平均氣溫為14～28.5 ℃。2023年6月5日為周一，全省大部分地區(qū)天氣為晴或多云，平均氣溫為17～29.4 ℃。兩個(gè)典型日全網(wǎng)用電量基本一致，2023年5月23日全網(wǎng)用電量為1.626×109kW·h，2023年6月5日全網(wǎng)用電量為1.629×109kW·h。

夏季與春季典型日全網(wǎng)用電負(fù)荷曲線如圖4 所示。由圖4可見，與春季相比，夏季2時(shí)至7時(shí)（谷段）負(fù)荷明顯增加，凌晨4 時(shí)30 分左右低谷負(fù)荷增加約2700 MW；8時(shí)至17時(shí)負(fù)荷明顯減少，其中11時(shí)15分左右午高峰負(fù)荷減少2980MW；17時(shí)至22時(shí)負(fù)荷基本持平，其中20時(shí)左右晚高峰負(fù)荷減少98MW。綜合以上分析，與春季相比，夏季午高峰用電負(fù)荷中約3000 MW負(fù)荷轉(zhuǎn)移至凌晨低谷時(shí)段，晚高峰用電負(fù)荷基本不變。

圖4 夏季與春季典型日全網(wǎng)用電負(fù)荷曲線

2.2.2 秋季與春季對(duì)比分析

2023年秋季峰谷分時(shí)系數(shù)與春季相比，峰谷時(shí)段及峰谷系數(shù)基本一致，僅是高峰時(shí)段后移1 h，如圖5所示。

圖5 秋季和春季新分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)系數(shù)曲線

綜合考慮天氣、工作日等因素，選取2023年4月18 日和2023 年10 月10 日作為典型日進(jìn)行分析。2023 年4 月18 日為周二，全省大部分地區(qū)的天氣為晴或多云，平均氣溫為11.7～20.5 ℃。2023年10月10日為周二，全省大部分地區(qū)的天氣為晴或多云，平均氣溫為11～22 ℃。2023 年10 月10 日全網(wǎng)用電量為1.660×109kW·h，2023 年4 月18 日全網(wǎng)用電量為1.607×109kW·h，典型日電量增長(zhǎng)率為3.3%。按照電量增長(zhǎng)率將2023年4月18日全網(wǎng)用電負(fù)荷等比例抬升，將抬升后的負(fù)荷曲線與2023年10月10日的負(fù)荷曲線進(jìn)行對(duì)比，如圖6 所示。由圖6 可見，與春季相比，秋季0 時(shí)至6 時(shí)負(fù)荷基本持平，10 時(shí)至14 時(shí)負(fù)荷略有增長(zhǎng)，18 時(shí)至22 時(shí)負(fù)荷變化明顯，午高峰負(fù)荷（11時(shí)15分左右）增加約1100 MW，晚高峰負(fù)荷（18時(shí)左右）增加約2600 MW。晚高峰時(shí)負(fù)荷變化明顯的主要原因是秋天晝短夜長(zhǎng)，日落時(shí)間提前造成照明負(fù)荷與工業(yè)用電負(fù)荷疊加。

圖6 秋季和春季典型日全網(wǎng)用電負(fù)荷曲線

2.2.3 秋季與夏季對(duì)比分析

與夏季相比，2023 年秋季峰谷分時(shí)系數(shù)的谷段由凌晨時(shí)段調(diào)整至10 時(shí)至14 時(shí)，且含有深谷時(shí)段，晚上尖峰時(shí)段由4 h縮短至2 h，如圖7所示。

圖7 秋季和夏季新分時(shí)電價(jià)浮動(dòng)系數(shù)曲線

綜合考慮天氣、工作日等因素，選取2023年8月29 日與2023 年9 月22 日作為典型日進(jìn)行分析。2023 年8 月29 日為周二，全省大部分地區(qū)天氣為晴或多云，平均氣溫為19.5～28.4 ℃。2023 年9 月22 日為周五，全省大部分地區(qū)天氣為晴或多云，平均氣溫為16.2～28.9 ℃。2023 年9 月22 日全網(wǎng)用電量為1.651×109kW·h，2023 年8 月29 日全網(wǎng)用電量為1.608×109kW·h，典型日電量增長(zhǎng)率為2.7%。按照電量增長(zhǎng)率將2023 年8 月29 日負(fù)荷等比例抬升，將抬升后的負(fù)荷曲線與2023 年9 月22 日的負(fù)荷曲線進(jìn)行對(duì)比，如圖8所示。由圖8可見，與夏季相比，秋季0 時(shí)至5 時(shí)負(fù)荷減少，8 時(shí)至15 時(shí)負(fù)荷增加，18 時(shí)至22 時(shí)負(fù)荷基本持平。其中凌晨低谷負(fù)荷（4 時(shí)左右）減少約3200 MW，午高峰負(fù)荷（11 時(shí)15 分左右）增加約3100 MW。

3 不同產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷變化特性及規(guī)律

3.1 不同產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷的時(shí)序特性

與全網(wǎng)用電負(fù)荷分析類似，選取2023 年4 月7日（周五）與2023 年4 月9 日（周日）作為典型日分析各產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷特性及規(guī)律。

典型日第一產(chǎn)業(yè)加居民用電負(fù)荷曲線如圖9 所示。由圖9 可見，某省第一產(chǎn)業(yè)加居民用電負(fù)荷曲線呈現(xiàn)“三峰三谷”特征。工作日早晨7時(shí)、中午12時(shí)及晚上20 時(shí)為三個(gè)高峰時(shí)刻，凌晨4 時(shí)、上午10時(shí)及下午14 時(shí)為三個(gè)低谷時(shí)刻。由于人員作息時(shí)刻的變化，工作日用電負(fù)荷早高峰時(shí)刻為7 時(shí)，周末用電負(fù)荷早高峰時(shí)刻為8 時(shí)。因?yàn)橹苣┐蟛糠秩藛T休息，居民用電負(fù)荷增加，所以周末大部分時(shí)段第一產(chǎn)業(yè)加居民用電負(fù)荷略高于工作日。

典型日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線如圖10 所示。由圖10 可見，某省第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線形狀與英文字母“M”類似。0 時(shí)至7 時(shí)第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷波動(dòng)較小，8 時(shí)至11 時(shí)用電負(fù)荷迅速攀升，11 時(shí)至13 時(shí)用電負(fù)荷明顯降低，14 時(shí)左右用電負(fù)荷上升至第二高峰值，隨后進(jìn)入下降階段，20 時(shí)左右用電負(fù)荷下降至最小值。因?yàn)橹苣┎糠止S停工，用電負(fù)荷減少，所以工作日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷高于周末。

圖10 典型日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線

典型日第三產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線如圖11 所示。由圖11 可見，某省第三產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線呈“雙峰雙谷”特征。中午11時(shí)左右與晚上20時(shí)左右出現(xiàn)兩個(gè)用電高峰，第三產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷0 時(shí)至6 時(shí)波動(dòng)較小，7 時(shí)至11 時(shí)用電負(fù)荷迅速攀升，12 時(shí)至18 時(shí)用電負(fù)荷緩慢下降，19 時(shí)至20 時(shí)用電負(fù)荷再次上升，形成用電高峰，隨后進(jìn)入下降階段。因?yàn)橹苣┎糠址?wù)業(yè)停工，用電負(fù)荷減少，所以工作日第三產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷高于周末。

3.2 新分時(shí)電價(jià)政策對(duì)第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷特性的影響

新分時(shí)電價(jià)政策僅適用于工商業(yè)用電用戶，其中，第二產(chǎn)業(yè)用電量高，對(duì)電價(jià)政策較為敏感，故第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷發(fā)生明顯變化；第三產(chǎn)業(yè)為服務(wù)業(yè)，用電量相對(duì)較低，其對(duì)電價(jià)的敏感性較低。下面分夏季與春季、秋季與春季、秋季與夏季3 個(gè)部分對(duì)比分析第二產(chǎn)業(yè)負(fù)荷變化特性。

3.2.1 夏季與春季對(duì)比分析

選取2023 年5 月23 日與2023 年6 月5 日作為典型日，對(duì)第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷進(jìn)行對(duì)比分析。2023 年5 月23 日第二產(chǎn)業(yè)用電量為1.193×109kW·h，2023年6 月5 日第二產(chǎn)業(yè)用電量為1.244×109kW·h，典型日第二產(chǎn)業(yè)用電量增長(zhǎng)率為4.3%。按照電量增長(zhǎng)率將2023 年5 月23 日負(fù)荷等比例抬升，將抬升后的負(fù)荷曲線與2023 年6 月5 日的負(fù)荷曲線進(jìn)行對(duì)比，如圖12 所示。由圖12 可見，與春季相比，夏季0 時(shí)至6時(shí)負(fù)荷明顯增加，10時(shí)至15時(shí)負(fù)荷明顯降低，18時(shí)至20 時(shí)負(fù)荷基本持平。其中，凌晨低谷負(fù)荷（4 時(shí)左右）增加約4200 MW，午高峰負(fù)荷（11時(shí)左右）降低約4000 MW。

圖12 夏季和春季典型日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線

3.2.2 秋季與春季對(duì)比分析

選取2023 年4 月18 日與2023 年10 月10 日作為典型日，對(duì)第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷進(jìn)行對(duì)比分析。2023年10 月10 日第二產(chǎn)業(yè)用電量為1.235×109kW·h，2023年4月18日第二產(chǎn)業(yè)用電量為1.210×109kW·h，典型日電量增長(zhǎng)率為2.1%。按照電量增長(zhǎng)率將2023 年4 月18 日第二產(chǎn)業(yè)負(fù)荷等比例抬升，將抬升后的負(fù)荷曲線與2023 年10 月10 日的負(fù)荷曲線進(jìn)行對(duì)比，如圖13所示。由圖13可見，與春季相比，秋季0 時(shí)至6 時(shí)與18 時(shí)至22 時(shí)負(fù)荷基本持平，11 時(shí)至14時(shí)負(fù)荷略有波動(dòng)，其中，午高峰負(fù)荷（11時(shí)左右）增長(zhǎng)約300 MW。

圖13 夏季和春季典型日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線

3.2.3 秋季與夏季對(duì)比分析

選取2023 年8 月29 日與2023 年9 月22 日作為典型日，對(duì)第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷進(jìn)行對(duì)比分析。2023年8 月29 日第二產(chǎn)業(yè)用電量為1.238×109kW·h，2023年9月22日第二產(chǎn)業(yè)用電量為1.256×109kW·h，典型日電量增長(zhǎng)率為1.5%。按照電量增長(zhǎng)率將2023 年8 月29 日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷等比例抬升，將抬升后的負(fù)荷曲線與2023 年9 月22 日的負(fù)荷曲線進(jìn)行對(duì)比，如圖14所示。由圖14可見，與夏季相比，秋季0 時(shí)至6 時(shí)負(fù)荷明顯降低，10 時(shí)至16 時(shí)負(fù)荷明顯增多，凌晨低谷負(fù)荷（4 時(shí)左右）減少約4100 MW，午高峰負(fù)荷（11 時(shí)左右）增長(zhǎng)約3300 MW。晚上18時(shí)至19 時(shí)負(fù)荷基本持平。由于制冷空調(diào)負(fù)荷的影響，凌晨低谷時(shí)減少的負(fù)荷數(shù)值略高于午間高峰時(shí)增加的負(fù)荷數(shù)值。

圖14 秋季和夏季典型日第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷曲線

4 新分時(shí)電價(jià)政策下的用電建議

1）越來(lái)越多的用戶根據(jù)新分時(shí)電價(jià)政策調(diào)整生產(chǎn)時(shí)序，午高峰負(fù)荷進(jìn)一步增大，若夏季電價(jià)政策宣傳不到位或者用戶在理解和執(zhí)行上存在慣性思維，將導(dǎo)致夏季空調(diào)負(fù)荷與填谷負(fù)荷疊加產(chǎn)生更高的用電尖峰。建議提前開展夏季電價(jià)政策宣傳工作，引導(dǎo)用戶及時(shí)將生產(chǎn)模式調(diào)整為夏季模式。

2）如遇白天無(wú)風(fēng)少光天氣，午間電力平衡壓力陡增，午間需爭(zhēng)取更多外電支援，在外電緊張的情況下，對(duì)電力保供不利。建議完善節(jié)點(diǎn)受阻電價(jià)政策，制定相應(yīng)的負(fù)荷激勵(lì)措施，同時(shí)充分發(fā)揮儲(chǔ)能設(shè)備的作用，確保電力平衡。

3）如遇無(wú)光少光天氣，部分變電站、輸電線路可能嚴(yán)重過(guò)載。建議加快推進(jìn)“全網(wǎng)一張圖”建設(shè)，全面掌握低壓分布式光伏分布情況，為精準(zhǔn)預(yù)測(cè)用電負(fù)荷奠定基礎(chǔ)。

5 結(jié)語(yǔ)

本文分析了新分時(shí)電價(jià)政策對(duì)用電負(fù)荷特性的影響。研究證明新分時(shí)電價(jià)政策對(duì)第一產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷基本無(wú)影響，對(duì)第二產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷影響較大，對(duì)第三產(chǎn)業(yè)用電負(fù)荷影響較小。新分時(shí)電價(jià)政策促使生產(chǎn)企業(yè)調(diào)整生產(chǎn)時(shí)序，對(duì)促進(jìn)光伏消納、保證電力平衡發(fā)揮了積極作用。