加快抽水蓄能及储能电站建设 源荷协调才能控制电力尖峰负荷

充分挖掘系统调节能力。根据不同地区调节能力需求，有序推进火电灵活性改造；推动大规模储能产业发展，加快抽水蓄能及储能电站建设，多种手段促进和引导储能产业自主创新，降低大规模储能应用成本。

随着夏季用电高峰期的来临，用电尖峰负荷问题再次成为人们关注的焦点。我国电力系统削峰潜力较大，且效益可观。建议统筹协调源荷资源，从电源侧与负荷侧同时发力，配套合适的市场政策机制，增强电力系统平衡能力，多措并举控制尖峰负荷，推动电力工业效率变革。

随着我国经济社会从高速增长向高质量增长转型，用电结构持续优化调整，三产及居民生活用电比重不断上升，负荷尖峰化特征愈发明显。传统电力规划以最大负荷确定电源电网建设规模，存在发电和输变电设备利用小时偏低、投资低效、产能浪费、推高全社会用电成本等问题，已不能完全适应新时代电力高质量发展的要求。国内外研究及实践经验表明，通过采取一系列源、荷资源协调控制措施，可以有效改善负荷特性，削减尖峰负荷规模，延缓电源电网投资，以较小代价满足用电需求，此外还能带来节能减排等其他额外社会效益。因此，科学合理控制尖峰负荷规模是未来电力高质量发展的重点方向。

电力尖峰负荷波动明显

总体来讲，尖峰负荷具有以下几大特征：一是规模持续增加。2016-2019年南方五省（区）尖峰负荷规模随着用电需求增长而快速增长，3%尖峰负荷规模由497万千瓦上升至615万千瓦，5%尖峰负荷规模由828万千瓦上升至1025万千瓦。

二是累计持续时间短。受各产业用电特性以及高温、严寒等天气影响，用电负荷特性存在明显的波动性，易出现短时间的负荷尖峰。除个别特殊年份外（如2018年夏天因天气凉爽而尖峰负荷持续时间较长），南方五省（区）3%尖峰负荷持续时间一般不超过30小时，5%尖峰负荷持续时间一般不超过100小时。

三是电量少。受尖峰负荷持续时间较短影响，尖峰负荷对应的用电量一般较少，占总电量的比重较低。如，2016-2019年南方电网3%尖峰负荷电量占比大多不超万分之七，5%尖峰负荷电量占比一般不超过千分之四。

四是单次持续时间短、出现频次低。2016-2019年，南方五省（区）5%尖峰负荷单次持续时间最长为3-6小时，全年出现频次10-40次；3%尖峰负荷单次持续时间最长为2-6小时，全年出现频次6-25次。

五是分布时段与年负荷特性基本一致。南方五省（区）地理位置和气候各异，尖峰负荷分布时段各有特点。其中，广东、海南夏季降温负荷占比较高，尖峰负荷出现时间多分布在6-8月份；广西夏季降温负荷和冬季采暖负荷占比均较高，年负荷曲线呈现出夏冬双高峰特性，且冬季略高，3%尖峰负荷多出现在冬季；云南、贵州以冬季采暖负荷为主，尖峰负荷多分布于11-12月份。

三大因素影响尖峰负荷

首先，产业结构是尖峰负荷的长期影响因素。不同产业用电负荷特性差异较大，工业用电负荷相对稳定，而商业用电、居民用电波动较大，更易受生产生活、气温气候等因素影响。相比于第二产业，第三产业负荷更容易出现尖峰时段。因此，尖峰负荷与产业用电结构关系密切。近十年来，随着二产用电占比下降、第三产业和居民用电占比逐渐提升，南方五省（区）负荷特性相应改变，日负荷率和日最小负荷率均有所下降。除个别年份受气温影响出现较大波动外，南方五省（区）尖峰负荷持续时间，因用电结构调整呈下降趋势。

其次，气温变化是尖峰负荷的短期影响因素。降温负荷和采暖负荷均为季节性负荷，降温负荷通常出现在夏季，而采暖负荷则出现在冬季。随着人民生活水平的提高，用电消费习惯改变，降温及采暖季负荷不断增长，而气温高低又与尖峰负荷密切相关，尖峰负荷也相应呈现出持续时间短、气温敏感的特点。南方五省区气候相差较大，广东、海南夏季天气炎热，全年尖峰负荷以降温负荷为主。部分省份尖峰负荷以采暖负荷为主，典型代表如贵州、云南。

再次，电价政策以峰谷电价差来抑制高峰负荷增长，提高负荷率。如2015年江苏实施季节性“尖峰电价”，在夏季7月、8月两个月的上午10：00—11：00和下午14：00—15：00，对大工业用户在峰谷电价基础上，每度电再加价0.1元。实施尖峰电价政策后，江苏尖峰负荷累计持续时间明显提升，负荷尖峰在一定程度上被“削减”和“拉平”，年最大负荷由5860千瓦减少为5720万千瓦，5%尖峰负荷最大负荷的尖峰持续时间由20小时增加至57小时。需要说明的是，电价政策的影响相对复杂，且受经济发展水平、全社会物价指数、各类用户对电价的承受能力等影响，同样的电价政策在不同地区影响不尽相同。

综合来看，我国电力削峰潜力较大。未来随着我国第三产业和居民生活用电比例的提升，电力系统峰谷差将逐渐加大，尖峰负荷持续时间短、频次低、电量少的特征将更加明显，削峰潜力较大。以南方五省（区）为例，预计2025年3%尖峰负荷规模将达到880万千瓦，持续时间在30小时以下；2035年3%尖峰负荷规模将达到1100万千瓦，持续时间在20小时以下。除云南受大力发展绿色高载能产业影响，尖峰负荷累计持续时间呈小幅上升趋势以外，广东、广西、贵州、海南四省（区）尖峰负荷累计持续时间预计将呈下降趋势。

同时，削峰效益可观。在安全效益方面，能够有效抑制尖峰负荷对电网的冲击，防止出现过载停电风险，提高电网运行安全可靠性；经济效益方面，除提高设备利用效率、降低系统运行成本等直接效益外，还能够延缓电源电网建设投资，以2025年广东电网为例，若减少3%尖峰负荷，可延缓电源及配套电网投资约170亿元；节能环保效益方面，控制尖峰负荷可降低煤电机组调峰深度，提高发电效率，从而减少煤炭消耗、温室气体及污染物排放量；此外，对于新能源消纳困难地区，控制尖峰负荷还能因改善系统调峰特性而降低弃风、弃光电量，促进新能源消纳利用。

统筹协调控制尖峰负荷

为有效控制尖峰负荷，应统筹协调源、荷资源，从电源侧与负荷侧同时发力，配套合适的市场政策机制，增强电力系统平衡能力，有序减少电源电网投资。

一是科学统筹电源建设和需求侧管理。适度超前安排电源建设，积极实施电力需求侧管理，既避免电源发展过度超前造成投资浪费，又避免过于依赖需求侧管理而导致电源发展滞后，影响电力供给。

二是充分挖掘系统调节能力。根据不同地区调节能力需求，有序推进火电灵活性改造；推动大规模储能产业发展，加快抽水蓄能及储能电站建设，多种手段促进和引导储能产业自主创新，降低大规模储能应用成本；布局建设一批调峰燃气电站，切实发挥调峰气电的调峰能力，避免热电联产电站无序发展。

三是加强需求侧管理。目前针对负荷特性的分析都是基于统调负荷，缺乏全社会最大负荷实时监测统计手段，应尽快实现全社会最大负荷实时监测统计，为精准判断合理的尖峰负荷控制规模提供依据。推广应用精准切负荷控制，推动电动汽车参与调峰，提高需求侧响应能力，尽快实现电力需求侧机动调峰能力达到最大负荷3%以上，负荷控制能力达到最大用电负荷的10%以上。

四是健全完善市场政策机制。逐步扩大峰谷分时电价执行范围，力争覆盖大工业、一般工商业、居民用户，个别地区可逐步开展尖峰电价、实时电价试点；扩大电力需求侧响应试点范围，建立需求侧响应长效激励机制，进一步调动电力用户参与积极性，按照“工业用户-大型商业用户-居民用户”的推广顺序，加快制定电力需求侧响应实施办法，逐步将响应措施从临时性、紧急性的举措转变为常态化、市场化的手段；探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制，进一步完善电力辅助服务补偿机制。

五是继续宣传引导节约用电。继续引导用户积极主动调整生产运行方式；大力发展智能家电、节能家电等低耗能产品、节能设备，鼓励推进用户能源合同管理；加快淘汰高耗能的落后产品、设备和工艺，严格限制高耗能产业的盲目发展；提升电力用户节能意识。

（邵冲 黄豫 聂金峰 刘平

作者均供职于南方电网能源发展研究院）