基于新分時電價政策的用電負荷特性分析

袁慧濤，胡國華，張照貝，甄 穎，曾憲振

（國網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、浙江省等多個省份頒布了新分時電價政策［1-2］，結合省內自身實際進一步完善分時電價機制，更好地引導企業削峰填谷，改善電力供需狀況，保障電力安全供應，服務新型電力系統建設，促進能源企業綠色低碳發展［3-4］。通過建立健全分時電價機制，特別是合理拉大峰谷電價差，能有效引導用戶在低谷時段多用電，在高峰時段少用電，有利于光伏消納，對保障電力系統安全、穩定、經濟運行，支撐新型電力系統建設，降低經濟社會運行成本，實現“雙碳”目標具有積極意義［5-7］。

目前許多學者針對分時電價政策進行了研究。文獻［8］根據杭州市居民用電數據，分析比較不同場景下階梯電價的實施效果。文獻［9］從電價管制與電價市場化兩方面分析電價調整對高耗能產業及新動能產業的影響。文獻［10］基于甘肅省工業企業數據，提出提升工業企業電價承受能力、節能減碳和轉型升級等政策建議。文獻［11］基于浙江省企業調研數據，研究電價政策調整對工商業用戶用電的影響。

由于新分時電價政策實施時間不長，還沒有其對用電負荷影響的具體量化數據。本文分析新分時電價政策對全網用電負荷及各產業用電負荷特性的影響，并評估新分時電價政策是否達到預期效果，結果表明新分時電價政策對促進光伏消納、保證電力平衡發揮了積極作用。

1 工商業新分時電價政策

工商業新分時電價政策的變化主要有三方面：一是針對容量補償電價引入峰谷分時系數；二是峰谷時段劃分和浮動系數不同，新政策下峰谷時段按季度調整［12-14］；三是參考電力現貨市場交易情況，結合容量補償電價收取方式，試行零售套餐分時價格約束機制［15-16］。

新分時電價政策下各季節電價浮動系數曲線如圖1 所示，浮動系數發生了變化，高峰時段上浮70%、低谷時段下浮70%，尖峰時段上浮100%，深谷時段下浮90%。新分時電價政策下，從22∶00 至次日08∶00，浮動系數從0.5 變為1.0［17-19］，可促使生產企業調整生產模式，由夜間生產調整至白天09∶00至16∶00生產，促進分布式光伏消納。

圖1 新分時電價政策下各季節電價浮動系數曲線

2 全網用電負荷變化特性及規律

2.1 全網用電負荷的時序特性

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

圖2 典型日全網用電負荷曲線

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

2.2 新分時電價政策對全網用電負荷特性的影響

新分時電價政策的實施對工商業用戶用電行為產生了不同程度的影響，全網用電負荷特性也發生了明顯變化。下面分夏季與春季、秋季與春季、秋季與夏季3 個部分對比分析全網用電負荷特性的變化。

2.2.1 夏季與春季對比分析

2023 年夏季峰谷分時系數與春季相比，夏季的谷段由中午調整到2 時至7 時，沒有深谷時段，晚上尖峰時段由2 h延長至4 h，如圖3所示。

圖3 夏季和春季新分時電價浮動系數曲線

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 日作為典型日進行分析。2023年5 月23 日為周二，全省大部分地區天氣為晴或多云，平均氣溫為14～28.5 ℃。2023年6月5日為周一，全省大部分地區天氣為晴或多云，平均氣溫為17～29.4 ℃。兩個典型日全網用電量基本一致，2023年5月23日全網用電量為1.626×109kW·h，2023年6月5日全網用電量為1.629×109kW·h。

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

圖4 夏季與春季典型日全網用電負荷曲線

2.2.2 秋季與春季對比分析

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

圖5 秋季和春季新分時電價浮動系數曲線

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

圖6 秋季和春季典型日全網用電負荷曲線

2.2.3 秋季與夏季對比分析

與夏季相比，2023 年秋季峰谷分時系數的谷段由凌晨時段調整至10 時至14 時，且含有深谷時段，晚上尖峰時段由4 h縮短至2 h，如圖7所示。

圖7 秋季和夏季新分時電價浮動系數曲線

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 日作為典型日進行分析。2023 年8 月29 日為周二，全省大部分地區天氣為晴或多云，平均氣溫為19.5～28.4 ℃。2023 年9 月22 日為周五，全省大部分地區天氣為晴或多云，平均氣溫為16.2～28.9 ℃。2023 年9 月22 日全網用電量為1.651×109kW·h，2023 年8 月29 日全網用電量為1.608×109kW·h，典型日電量增長率為2.7%。按照電量增長率將2023 年8 月29 日負荷等比例抬升，將抬升后的負荷曲線與2023 年9 月22 日的負荷曲線進行對比，如圖8所示。由圖8可見，與夏季相比，秋季0 時至5 時負荷減少，8 時至15 時負荷增加，18 時至22 時負荷基本持平。其中凌晨低谷負荷（4 時左右）減少約3200 MW，午高峰負荷（11 時15 分左右）增加約3100 MW。

3 不同產業用電負荷變化特性及規律

3.1 不同產業用電負荷的時序特性

與全網用電負荷分析類似，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業用電負荷特性及規律。

典型日第一產業加居民用電負荷曲線如圖9 所示。由圖9 可見，某省第一產業加居民用電負荷曲線呈現“三峰三谷”特征。工作日早晨7時、中午12時及晚上20 時為三個高峰時刻，凌晨4 時、上午10時及下午14 時為三個低谷時刻。由于人員作息時刻的變化，工作日用電負荷早高峰時刻為7 時，周末用電負荷早高峰時刻為8 時。因為周末大部分人員休息，居民用電負荷增加，所以周末大部分時段第一產業加居民用電負荷略高于工作日。

典型日第二產業用電負荷曲線如圖10 所示。由圖10 可見，某省第二產業用電負荷曲線形狀與英文字母“M”類似。0 時至7 時第二產業用電負荷波動較小，8 時至11 時用電負荷迅速攀升，11 時至13 時用電負荷明顯降低，14 時左右用電負荷上升至第二高峰值，隨后進入下降階段，20 時左右用電負荷下降至最小值。因為周末部分工廠停工，用電負荷減少，所以工作日第二產業用電負荷高于周末。

圖10 典型日第二產業用電負荷曲線

典型日第三產業用電負荷曲線如圖11 所示。由圖11 可見，某省第三產業用電負荷曲線呈“雙峰雙谷”特征。中午11時左右與晚上20時左右出現兩個用電高峰，第三產業用電負荷0 時至6 時波動較小，7 時至11 時用電負荷迅速攀升，12 時至18 時用電負荷緩慢下降，19 時至20 時用電負荷再次上升，形成用電高峰，隨后進入下降階段。因為周末部分服務業停工，用電負荷減少，所以工作日第三產業用電負荷高于周末。

3.2 新分時電價政策對第二產業用電負荷特性的影響

新分時電價政策僅適用于工商業用電用戶，其中，第二產業用電量高，對電價政策較為敏感，故第二產業用電負荷發生明顯變化；第三產業為服務業，用電量相對較低，其對電價的敏感性較低。下面分夏季與春季、秋季與春季、秋季與夏季3 個部分對比分析第二產業負荷變化特性。

3.2.1 夏季與春季對比分析

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

圖12 夏季和春季典型日第二產業用電負荷曲線

3.2.2 秋季與春季對比分析

選取2023 年4 月18 日與2023 年10 月10 日作為典型日，對第二產業用電負荷進行對比分析。2023年10 月10 日第二產業用電量為1.235×109kW·h，2023年4月18日第二產業用電量為1.210×109kW·h，典型日電量增長率為2.1%。按照電量增長率將2023 年4 月18 日第二產業負荷等比例抬升，將抬升后的負荷曲線與2023 年10 月10 日的負荷曲線進行對比，如圖13所示。由圖13可見，與春季相比，秋季0 時至6 時與18 時至22 時負荷基本持平，11 時至14時負荷略有波動，其中，午高峰負荷（11時左右）增長約300 MW。

圖13 夏季和春季典型日第二產業用電負荷曲線

3.2.3 秋季與夏季對比分析

選取2023 年8 月29 日與2023 年9 月22 日作為典型日，對第二產業用電負荷進行對比分析。2023年8 月29 日第二產業用電量為1.238×109kW·h，2023年9月22日第二產業用電量為1.256×109kW·h，典型日電量增長率為1.5%。按照電量增長率將2023 年8 月29 日第二產業用電負荷等比例抬升，將抬升后的負荷曲線與2023 年9 月22 日的負荷曲線進行對比，如圖14所示。由圖14可見，與夏季相比，秋季0 時至6 時負荷明顯降低，10 時至16 時負荷明顯增多，凌晨低谷負荷（4 時左右）減少約4100 MW，午高峰負荷（11 時左右）增長約3300 MW。晚上18時至19 時負荷基本持平。由于制冷空調負荷的影響，凌晨低谷時減少的負荷數值略高于午間高峰時增加的負荷數值。

圖14 秋季和夏季典型日第二產業用電負荷曲線

4 新分時電價政策下的用電建議

1）越來越多的用戶根據新分時電價政策調整生產時序，午高峰負荷進一步增大，若夏季電價政策宣傳不到位或者用戶在理解和執行上存在慣性思維，將導致夏季空調負荷與填谷負荷疊加產生更高的用電尖峰。建議提前開展夏季電價政策宣傳工作，引導用戶及時將生產模式調整為夏季模式。

2）如遇白天無風少光天氣，午間電力平衡壓力陡增，午間需爭取更多外電支援，在外電緊張的情況下，對電力保供不利。建議完善節點受阻電價政策，制定相應的負荷激勵措施，同時充分發揮儲能設備的作用，確保電力平衡。

3）如遇無光少光天氣，部分變電站、輸電線路可能嚴重過載。建議加快推進“全網一張圖”建設，全面掌握低壓分布式光伏分布情況，為精準預測用電負荷奠定基礎。

5 結語

本文分析了新分時電價政策對用電負荷特性的影響。研究證明新分時電價政策對第一產業用電負荷基本無影響，對第二產業用電負荷影響較大，對第三產業用電負荷影響較小。新分時電價政策促使生產企業調整生產時序，對促進光伏消納、保證電力平衡發揮了積極作用。