分时电价的底层逻辑（十四）：负荷调整谁会受益

分时电价政策设立的目的之一是为了引导用户进行负荷调整，而调整负荷这个个体行为，必然会有多方受到影响。

而围绕着终端工商业用户的电力供给和消费，绕不开电力用户，电网公司，售电公司，光伏储能以及政府这几个角色。

本文就来分析一下，负荷调整对于各方都会带来何种影响，以及相关利益方需要怎样的负荷调整。

用户本体

对于一个工商业用户，面对明确且充分的价格信号，如果可以调整负荷的使用或者配置储能设备来达到电量的时移，那么就一定会降低自身的用电成本。

也就是说相同的总用电需求，但因为更改了使用电量在各时段上的分布，将更多电量置于低价格时段，那么也就会摊薄度电成本。

这种节降针对的只是某些有调节能力的用户，因为调整了负荷曲线而获得了收益，是一种基于稳定价格信号的常态化需求侧响应。

在《分时电价的底层逻辑（八）：峰谷分时损益机制》一文中我们也分析了，把视角放到全系统所有工商业用户来看，因为峰谷分时损益机制的存在，使得不论何种分时电价政策，不论多少用户响应价格信号进行了负荷调整，工商业用户整体的实缴电费不会发生变化。

那些因为执行峰谷电价政策而暂时多收或者少收的费用都会在后续月份的损益科目里找回来。

但对于具体的某个工商业用户，虽然也要承担全系统的损益费用，但如果可以切实做到跟随已设定的时段进行负荷的调整，那么降本的收益就会更高。

所以调整负荷最直接的受益者就是用户本身，而其调整的方式也必然要依据分时电价政策所公布的分时时段。

同样，在某些地区，一些尚未被纳入到分时电价政策范围的一般工商业用户也可以根据自身电量的分布或者说未来调整后可能的电量分布来尝试执行分时电价。

以现在或者未来调整后的各时段电量占比和对应政策时段浮动系数做加权平均求取“峰谷因子”分时电价（三）：峰谷因子及其应用即可测算出自身负荷修改分时电价政策后分时电费会发生的变化。

一些负荷调节量不够的企业还可以配置储能设备来辅助调节，那么在未来，先改分时再上储能的方式也未尝不是一种选择。

电网公司

在输配电价改革且目录电价取消后，电网公司的收入被恒定为输配电费，其中包含电量的部分和容量的部分。

对于电量的部分也就是输配电价，其是否被纳入到分时电价计算基数中各省有异，但这并不会影响电网在这方面的收入，毕竟峰谷损益机制摆在那里。

所以只要整体用电量不降低，电网就依然可以通过过网电量×输配电价的形式来收取电费，何时用电并不影响。

但用户对用电负荷的调整会也会影响到瞬时的负荷曲线。一些两部制用户选择按实际最大需量缴纳基本电费，如果电量的转移同时伴随着最大需量的降低，那么对于电网公司来说有关容量的输配电费收入就会减少。

但这也不能一概而论，按照峰谷时段调整用电的两部制需量用户也不一定就会给电网带来基本电费收入的损失，因为一个用户实际最大需量发生的时刻原本是在峰还是在谷是不确定的。

不过分时时段划分依靠的全系统的净负荷曲线，而一个用户自身的净负荷曲线虽然并不会和系统曲线一致，单相似的个体数量相对较大。

而且从峰谷用电量的定义看，在用电量大的时段发生最大用电需量的概率也大，所以这确实会影响到全部需量用户抄见到的实际最大需量之和，而因此降低的基本电费不存在损益。

除了收益方面的影响外，一个峰谷差不那么大，而且爬坡斜度不是那么高的净负荷曲线对于电网安全运行的责任者来说是好事。

但系统长期源侧发电容量、短期调节性资源都比较充足的话，电网面对任何“幺蛾子”曲线都有充足的资源可以应对，那么负荷侧是否需要调节成一个平滑的曲线，对电网来说就不是那么必要了。

不过可能有人会说既然电网并不怎么需要用户侧的负荷调节，那为何还会有电网需求侧响应的事儿呢？

这里的需求侧响应更多针对的并不是电力市场，而是局部配电网的运行。

在配网环节，当有用户报装接电后，电网分配变电站或者线路的容量予以接入，双方也会约定最大的供电容量，一般就是用户报装的变压器容量。

但是电网在分配变电站或者线路容量时，因为负荷同步率以及很多用户的最大需量并不一定能够达到供电容量，所以为了提高输配电设备的使用率，相较于变电站容量或者线路容量，在考虑供电安全冗余的情况下，下级携带的负荷容量可能会高于额定安全容量。

这种分配方式虽然提高了效率，但也会有一些风险，比如因为天气原因导致负荷骤增，负荷同步率也在提高，那么单个变电站或者线路负荷量就有越安全限制的风险。

这个时候并不是说电力市场无法提供足额的供给，而是输配电线路无法把这些供给带给使用者，所以首先利用经济价格的方式吸引一定范围内的用户参与需求侧响应，在特定的时段降低用电负荷，让出输配电的容量。

那么因为负荷调整而变得更加平滑的系统净负荷曲线对于电网来说似乎并不是很需要，不过换一个主体，可能会对这条曲线的形状比较在意。

政府部门

在一个地区的电力系统供给侧，把全部非计划的优先发电电源电量放置在优先出清的序列，其余的全部市场化电源以报量报价的形式参与市场，那么就会形成一条完整的源侧供给曲线。

这条曲线呈现阶梯状，而且单调递增，如果市场竞争比较充分的话，那么每一段上的价格都反映的是某类电源在某个发电容量区间内的边际成本。

边际成本即变动成本，对于新能源电站就是零边际成本，而对于火电厂来说就是燃料成本。

如果说燃料成本短期内不剧烈波动，加之新进入市场的源侧电量也需要建设时间，那么一定时期内这条供给曲线也不会发生较大的变化。

而结合国家能源安全，双碳目标的要求以及年初136号文的执行，更多进入市场内的源侧电量将会是新能源电量，也就是说相同气象条件下，整体供给曲线会向右进行横移。

那么面对短期比较稳定，长期逐渐右移的供给曲线，峰荷越低、谷荷越高的曲线会获得更低的电能量成本。

政府制定的分时电价政策中，时段划分的重要依据就是系统的净负荷曲线，也就代表了波峰和波谷时段大致的位置，以此为参考的工商业用户按照这个时段调整负荷使用，一来会让自身的电费成本降低，二来也会迎合这条低现货价值曲线的需要。

如果这条需求曲线变得平滑，那么整体现货市场中，不仅电能量的价格会下降，作为临时调节手段的辅助服务费也会下降，这对当地的电价的长期发展来说都是好事，进一步对经济发展和招商引资来说都会起到一定的作用。

售电公司

工商业用户当中会有很多零售用户，如果这些零售用户的零售电价不分时，是一口价的形式。

那么根据我们前述文章，这个一口价会参与到政府发布的分时电价浮动浮动基数里，而零售用户若按照政府发布的时段调整电量使用来降低自身电费，这并不会影响到售电公司的零售收入。

但如果零售电价是分时的，相当于售电公司把市场中的价格信号通过这种方式传递给零售用户。

用户按照这个分时时段来调整电量的话，那么肯定会影响到当期售电公司的零售收入。

不管是哪种零售电价方式，负荷曲线的调整总归会影响到售电公司在批发市场内的购电支出。

假设售电公司在预测某零售用户的用电负荷曲线时是在常规情况下做的预测，没有考虑到用户可能的调整行为。

那么按照各时段的预测电量来代理此零售用户在批发市场上购电。为了方便讨论，我们就只涉及现货市场，相当于说在日前市场，售电公司按预测电量给用户购置了各时段电量。

实际运行时，用户把峰段电量腾挪至谷段来使用，那么在峰段已经购入的电量没有使用，就要按照实时现货市场的价格售出，在谷段因为发生了多用电量，多用的部分要按照实时现货市场的价格买入。

这一买一卖之间，售电公司在批发侧的购电成本肯定会发生变化。至于让售电公司因此获利还是因此蒙受损失，就要看具体的市场价格结果了，这里涉及到现货市场和零售电价在相同峰谷时段的价格差比较。

这是用户主动因为峰谷分时调整用电后对售电公司的影响。

还有一种情况就是，当某时段的日前市场价格出清后呈现一个很高的价格，实时市场价格的预判也大差不差，而且对应这些时段内零售用户的电量使用量还很高。

这时候如果按计划使用电量，售电公司可能会遭受到较大的损失，但如果用户可以削减用电量，用电差额不仅可能会让售电公司减少损失，甚至可以原地套利。

一定程度上，售电公司可能也会成为需求侧响应的发起方，向代理的零售用户发起调整用电的需求。

从理论上看，这是完全可能的，不过受限于目前现货市场的限价，能够提供给削减用电量的零售用户补偿费用也是有限的，相比于电网发布的需求侧响应高达几块钱/度的补偿标准，售电公司目前能给到的补偿力度会小很多，那么对用户调整负荷的吸引力就不会很大。

不过试想如果未来引入稀缺电价机制的话，那也不是不可能发生，在这里略提一嘴，而我始终认为对于需求侧响应，我们还是要分清楚三类情况。

第一种，政府主导，以明确时段和价格信号来触发的常态化需求侧响应，比如根据分时电价政策来调整负荷以求降低用电成本的行为。

第二种，售电公司主导，依据现货市场价格来引导零售用户调整负荷曲线，以配合售电公司降损增利为目的的需求侧响应。主要就是依据日前出清价格和对实时价格的预测来发出响应信号的售电公司需求侧响应。

第三种，电网主导，以局部输配电设备容量越限风险为触发条件，邀请用户参与需求侧响应，在制定时段主动降低用电量，同时获取补偿收益。

三类需求侧响应的对象都是工商业用户，这也是设计与工商业用户用电有关的各类业务时可以参考的项目。

小结

四类主体对于用户调整负荷的需求，都有不同的目的。

而调整完后的负荷曲线，反过来又会影响电力市场和电力系统的方方面面。

从链条上看，最需要的是政府部门，所以分时电价政策就是一个好的引导，但是行政指令设计的时段和系数难免会与市场结果相悖，所以现阶段只能是最大限度地保障大多数时段的匹配。

用户的诉求比较简单，有清晰的价格信号和时段划分就好，至于能否调整或者能调整成什么样子那就看自己了，必要时也可以引入储能设备，辅助调整。

电网的需求看上去不是那么迫切，因为市场化改革后，一切行为是市场来决定而不像过去由电网单独决定。

现在作为市场组织者的身份，虽然依然是系统安全稳定运行的第一责任人，但如果因为市场主体自身的问题导致系统故障，那么市场最终会惩罚违约者，电网只要照章办事，遵循流程即可。

而售电公司虽然对用户的负荷调整乃至用户的负荷预测都是有强烈需求的，不过目前因为现货市场限价的问题，导致用户接受售电公司发起的需求侧响应明显动力不足，但我们也不能忽略这一个在未来引入稀缺电价机制后可能发生的选项。

有关未来分时电价的展望，我们通过4篇文章就分析完了。不管最终的局面如何，我觉得只需要我们清楚各级市场分时价格的传导机制，就可以清楚地认识每一次的政策调整，处乱而不惊。