基于新分时电价政策的用电负荷特性分析

袁慧涛，胡国华，张照贝，甄 颖，曾宪振

（国网山东省电力公司菏泽供电公司，山东 菏泽 274000）

0 引言

目前山东省、江苏省、浙江省等多个省份颁布了新分时电价政策［1-2］，结合省内自身实际进一步完善分时电价机制，更好地引导企业削峰填谷，改善电力供需状况，保障电力安全供应，服务新型电力系统建设，促进能源企业绿色低碳发展［3-4］。通过建立健全分时电价机制，特别是合理拉大峰谷电价差，能有效引导用户在低谷时段多用电，在高峰时段少用电，有利于光伏消纳，对保障电力系统安全、稳定、经济运行，支撑新型电力系统建设，降低经济社会运行成本，实现“双碳”目标具有积极意义［5-7］。

目前许多学者针对分时电价政策进行了研究。文献［8］根据杭州市居民用电数据，分析比较不同场景下阶梯电价的实施效果。文献［9］从电价管制与电价市场化两方面分析电价调整对高耗能产业及新动能产业的影响。文献［10］基于甘肃省工业企业数据，提出提升工业企业电价承受能力、节能减碳和转型升级等政策建议。文献［11］基于浙江省企业调研数据，研究电价政策调整对工商业用户用电的影响。

由于新分时电价政策实施时间不长，还没有其对用电负荷影响的具体量化数据。本文分析新分时电价政策对全网用电负荷及各产业用电负荷特性的影响，并评估新分时电价政策是否达到预期效果，结果表明新分时电价政策对促进光伏消纳、保证电力平衡发挥了积极作用。

1 工商业新分时电价政策

工商业新分时电价政策的变化主要有三方面：一是针对容量补偿电价引入峰谷分时系数；二是峰谷时段划分和浮动系数不同，新政策下峰谷时段按季度调整［12-14］；三是参考电力现货市场交易情况，结合容量补偿电价收取方式，试行零售套餐分时价格约束机制［15-16］。

新分时电价政策下各季节电价浮动系数曲线如图1 所示，浮动系数发生了变化，高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%，尖峰时段上浮100%，深谷时段下浮90%。新分时电价政策下，从22∶00 至次日08∶00，浮动系数从0.5 变为1.0［17-19］，可促使生产企业调整生产模式，由夜间生产调整至白天09∶00至16∶00生产，促进分布式光伏消纳。

图1 新分时电价政策下各季节电价浮动系数曲线

2 全网用电负荷变化特性及规律

2.1 全网用电负荷的时序特性

综合考虑天气、习俗、环保治理等因素，分析全网用电负荷在工作日和周末的变化规律及特性。选取2023 年4 月7 日（周五）和2023 年4 月9 日（周日）作为典型日，典型日全网用电负荷曲线如图2所示。

图2 典型日全网用电负荷曲线

由图2 可见，全网用电负荷在工作日与周末的变化规律及特性基本类似，均呈现“双峰双谷”特征，最大负荷发生时间均在11 时15 分左右。工作日5时左右全网用电负荷开始增长，用电负荷明显高于周末，达到最大负荷后迅速下降，12时左右用电负荷再次上升，13 时左右用电负荷缓慢下降，19 时左右用电负荷上升至晚高峰。晚高峰负荷远小于午高峰负荷且低于中午低谷负荷。

2.2 新分时电价政策对全网用电负荷特性的影响

新分时电价政策的实施对工商业用户用电行为产生了不同程度的影响，全网用电负荷特性也发生了明显变化。下面分夏季与春季、秋季与春季、秋季与夏季3 个部分对比分析全网用电负荷特性的变化。

2.2.1 夏季与春季对比分析

2023 年夏季峰谷分时系数与春季相比，夏季的谷段由中午调整到2 时至7 时，没有深谷时段，晚上尖峰时段由2 h延长至4 h，如图3所示。

图3 夏季和春季新分时电价浮动系数曲线

综合考虑天气、工作日等因素，选取2023年5月23 日和2023 年6 月5 日作为典型日进行分析。2023年5 月23 日为周二，全省大部分地区天气为晴或多云，平均气温为14～28.5 ℃。2023年6月5日为周一，全省大部分地区天气为晴或多云，平均气温为17～29.4 ℃。两个典型日全网用电量基本一致，2023年5月23日全网用电量为1.626×109kW·h，2023年6月5日全网用电量为1.629×109kW·h。

夏季与春季典型日全网用电负荷曲线如图4 所示。由图4可见，与春季相比，夏季2时至7时（谷段）负荷明显增加，凌晨4 时30 分左右低谷负荷增加约2700 MW；8时至17时负荷明显减少，其中11时15分左右午高峰负荷减少2980MW；17时至22时负荷基本持平，其中20时左右晚高峰负荷减少98MW。综合以上分析，与春季相比，夏季午高峰用电负荷中约3000 MW负荷转移至凌晨低谷时段，晚高峰用电负荷基本不变。

图4 夏季与春季典型日全网用电负荷曲线

2.2.2 秋季与春季对比分析

2023年秋季峰谷分时系数与春季相比，峰谷时段及峰谷系数基本一致，仅是高峰时段后移1 h，如图5所示。

图5 秋季和春季新分时电价浮动系数曲线

综合考虑天气、工作日等因素，选取2023年4月18 日和2023 年10 月10 日作为典型日进行分析。2023 年4 月18 日为周二，全省大部分地区的天气为晴或多云，平均气温为11.7～20.5 ℃。2023年10月10日为周二，全省大部分地区的天气为晴或多云，平均气温为11～22 ℃。2023 年10 月10 日全网用电量为1.660×109kW·h，2023 年4 月18 日全网用电量为1.607×109kW·h，典型日电量增长率为3.3%。按照电量增长率将2023年4月18日全网用电负荷等比例抬升，将抬升后的负荷曲线与2023年10月10日的负荷曲线进行对比，如图6 所示。由图6 可见，与春季相比，秋季0 时至6 时负荷基本持平，10 时至14 时负荷略有增长，18 时至22 时负荷变化明显，午高峰负荷（11时15分左右）增加约1100 MW，晚高峰负荷（18时左右）增加约2600 MW。晚高峰时负荷变化明显的主要原因是秋天昼短夜长，日落时间提前造成照明负荷与工业用电负荷叠加。

图6 秋季和春季典型日全网用电负荷曲线

2.2.3 秋季与夏季对比分析

与夏季相比，2023 年秋季峰谷分时系数的谷段由凌晨时段调整至10 时至14 时，且含有深谷时段，晚上尖峰时段由4 h缩短至2 h，如图7所示。

图7 秋季和夏季新分时电价浮动系数曲线

综合考虑天气、工作日等因素，选取2023年8月29 日与2023 年9 月22 日作为典型日进行分析。2023 年8 月29 日为周二，全省大部分地区天气为晴或多云，平均气温为19.5～28.4 ℃。2023 年9 月22 日为周五，全省大部分地区天气为晴或多云，平均气温为16.2～28.9 ℃。2023 年9 月22 日全网用电量为1.651×109kW·h，2023 年8 月29 日全网用电量为1.608×109kW·h，典型日电量增长率为2.7%。按照电量增长率将2023 年8 月29 日负荷等比例抬升，将抬升后的负荷曲线与2023 年9 月22 日的负荷曲线进行对比，如图8所示。由图8可见，与夏季相比，秋季0 时至5 时负荷减少，8 时至15 时负荷增加，18 时至22 时负荷基本持平。其中凌晨低谷负荷（4 时左右）减少约3200 MW，午高峰负荷（11 时15 分左右）增加约3100 MW。

3 不同产业用电负荷变化特性及规律

3.1 不同产业用电负荷的时序特性

与全网用电负荷分析类似，选取2023 年4 月7日（周五）与2023 年4 月9 日（周日）作为典型日分析各产业用电负荷特性及规律。

典型日第一产业加居民用电负荷曲线如图9 所示。由图9 可见，某省第一产业加居民用电负荷曲线呈现“三峰三谷”特征。工作日早晨7时、中午12时及晚上20 时为三个高峰时刻，凌晨4 时、上午10时及下午14 时为三个低谷时刻。由于人员作息时刻的变化，工作日用电负荷早高峰时刻为7 时，周末用电负荷早高峰时刻为8 时。因为周末大部分人员休息，居民用电负荷增加，所以周末大部分时段第一产业加居民用电负荷略高于工作日。

典型日第二产业用电负荷曲线如图10 所示。由图10 可见，某省第二产业用电负荷曲线形状与英文字母“M”类似。0 时至7 时第二产业用电负荷波动较小，8 时至11 时用电负荷迅速攀升，11 时至13 时用电负荷明显降低，14 时左右用电负荷上升至第二高峰值，随后进入下降阶段，20 时左右用电负荷下降至最小值。因为周末部分工厂停工，用电负荷减少，所以工作日第二产业用电负荷高于周末。

图10 典型日第二产业用电负荷曲线

典型日第三产业用电负荷曲线如图11 所示。由图11 可见，某省第三产业用电负荷曲线呈“双峰双谷”特征。中午11时左右与晚上20时左右出现两个用电高峰，第三产业用电负荷0 时至6 时波动较小，7 时至11 时用电负荷迅速攀升，12 时至18 时用电负荷缓慢下降，19 时至20 时用电负荷再次上升，形成用电高峰，随后进入下降阶段。因为周末部分服务业停工，用电负荷减少，所以工作日第三产业用电负荷高于周末。

3.2 新分时电价政策对第二产业用电负荷特性的影响

新分时电价政策仅适用于工商业用电用户，其中，第二产业用电量高，对电价政策较为敏感，故第二产业用电负荷发生明显变化；第三产业为服务业，用电量相对较低，其对电价的敏感性较低。下面分夏季与春季、秋季与春季、秋季与夏季3 个部分对比分析第二产业负荷变化特性。

3.2.1 夏季与春季对比分析

选取2023 年5 月23 日与2023 年6 月5 日作为典型日，对第二产业用电负荷进行对比分析。2023 年5 月23 日第二产业用电量为1.193×109kW·h，2023年6 月5 日第二产业用电量为1.244×109kW·h，典型日第二产业用电量增长率为4.3%。按照电量增长率将2023 年5 月23 日负荷等比例抬升，将抬升后的负荷曲线与2023 年6 月5 日的负荷曲线进行对比，如图12 所示。由图12 可见，与春季相比，夏季0 时至6时负荷明显增加，10时至15时负荷明显降低，18时至20 时负荷基本持平。其中，凌晨低谷负荷（4 时左右）增加约4200 MW，午高峰负荷（11时左右）降低约4000 MW。

图12 夏季和春季典型日第二产业用电负荷曲线

3.2.2 秋季与春季对比分析

选取2023 年4 月18 日与2023 年10 月10 日作为典型日，对第二产业用电负荷进行对比分析。2023年10 月10 日第二产业用电量为1.235×109kW·h，2023年4月18日第二产业用电量为1.210×109kW·h，典型日电量增长率为2.1%。按照电量增长率将2023 年4 月18 日第二产业负荷等比例抬升，将抬升后的负荷曲线与2023 年10 月10 日的负荷曲线进行对比，如图13所示。由图13可见，与春季相比，秋季0 时至6 时与18 时至22 时负荷基本持平，11 时至14时负荷略有波动，其中，午高峰负荷（11时左右）增长约300 MW。

图13 夏季和春季典型日第二产业用电负荷曲线

3.2.3 秋季与夏季对比分析

选取2023 年8 月29 日与2023 年9 月22 日作为典型日，对第二产业用电负荷进行对比分析。2023年8 月29 日第二产业用电量为1.238×109kW·h，2023年9月22日第二产业用电量为1.256×109kW·h，典型日电量增长率为1.5%。按照电量增长率将2023 年8 月29 日第二产业用电负荷等比例抬升，将抬升后的负荷曲线与2023 年9 月22 日的负荷曲线进行对比，如图14所示。由图14可见，与夏季相比，秋季0 时至6 时负荷明显降低，10 时至16 时负荷明显增多，凌晨低谷负荷（4 时左右）减少约4100 MW，午高峰负荷（11 时左右）增长约3300 MW。晚上18时至19 时负荷基本持平。由于制冷空调负荷的影响，凌晨低谷时减少的负荷数值略高于午间高峰时增加的负荷数值。

图14 秋季和夏季典型日第二产业用电负荷曲线

4 新分时电价政策下的用电建议

1）越来越多的用户根据新分时电价政策调整生产时序，午高峰负荷进一步增大，若夏季电价政策宣传不到位或者用户在理解和执行上存在惯性思维，将导致夏季空调负荷与填谷负荷叠加产生更高的用电尖峰。建议提前开展夏季电价政策宣传工作，引导用户及时将生产模式调整为夏季模式。

2）如遇白天无风少光天气，午间电力平衡压力陡增，午间需争取更多外电支援，在外电紧张的情况下，对电力保供不利。建议完善节点受阻电价政策，制定相应的负荷激励措施，同时充分发挥储能设备的作用，确保电力平衡。

3）如遇无光少光天气，部分变电站、输电线路可能严重过载。建议加快推进“全网一张图”建设，全面掌握低压分布式光伏分布情况，为精准预测用电负荷奠定基础。

5 结语

本文分析了新分时电价政策对用电负荷特性的影响。研究证明新分时电价政策对第一产业用电负荷基本无影响，对第二产业用电负荷影响较大，对第三产业用电负荷影响较小。新分时电价政策促使生产企业调整生产时序，对促进光伏消纳、保证电力平衡发挥了积极作用。