充分挖掘系統調節能力。根據不同地區調節能力需求，有序推進火電靈活性改造；推動大規模儲能產業發展，加快抽水蓄能及儲能電站建設，多種手段促進和引導儲能產業自主創新，降低大規模儲能應用成本。

隨著夏季用電高峰期的來臨，用電尖峰負荷問題再次成為人們關注的焦點。我國電力系統削峰潛力較大，且效益可觀。建議統籌協調源荷資源，從電源側與負荷側同時發力，配套合適的市場政策機制，增強電力系統平衡能力，多措并舉控制尖峰負荷，推動電力工業效率變革。


隨著我國經濟社會從高速增長向高質量增長轉型，用電結構持續優化調整，三產及居民生活用電比重不斷上升，負荷尖峰化特征愈發明顯。傳統電力規劃以最大負荷確定電源電網建設規模，存在發電和輸變電設備利用小時偏低、投資低效、產能浪費、推高全社會用電成本等問題，已不能完全適應新時代電力高質量發展的要求。國內外研究及實踐經驗表明，通過采取一系列源、荷資源協調控制措施，可以有效改善負荷特性，削減尖峰負荷規模，延緩電源電網投資，以較小代價滿足用電需求，此外還能帶來節能減排等其他額外社會效益。因此，科學合理控制尖峰負荷規模是未來電力高質量發展的重點方向。

電力尖峰負荷波動明顯

總體來講，尖峰負荷具有以下幾大特征：一是規模持續增加。2016-2019年南方五省（區）尖峰負荷規模隨著用電需求增長而快速增長，3%尖峰負荷規模由497萬千瓦上升至615萬千瓦，5%尖峰負荷規模由828萬千瓦上升至1025萬千瓦。

二是累計持續時間短。受各產業用電特性以及高溫、嚴寒等天氣影響，用電負荷特性存在明顯的波動性，易出現短時間的負荷尖峰。除個別特殊年份外（如2018年夏天因天氣涼爽而尖峰負荷持續時間較長），南方五省（區）3%尖峰負荷持續時間一般不超過30小時，5%尖峰負荷持續時間一般不超過100小時。

三是電量少。受尖峰負荷持續時間較短影響，尖峰負荷對應的用電量一般較少，占總電量的比重較低。如，2016-2019年南方電網3%尖峰負荷電量占比大多不超萬分之七，5%尖峰負荷電量占比一般不超過千分之四。

四是單次持續時間短、出現頻次低。2016-2019年，南方五省（區）5%尖峰負荷單次持續時間最長為3-6小時，全年出現頻次10-40次；3%尖峰負荷單次持續時間最長為2-6小時，全年出現頻次6-25次。

五是分布時段與年負荷特性基本一致。南方五省（區）地理位置和氣候各異，尖峰負荷分布時段各有特點。其中，廣東、海南夏季降溫負荷占比較高，尖峰負荷出現時間多分布在6-8月份；廣西夏季降溫負荷和冬季采暖負荷占比均較高，年負荷曲線呈現出夏冬雙高峰特性，且冬季略高，3%尖峰負荷多出現在冬季；云南、貴州以冬季采暖負荷為主，尖峰負荷多分布于11-12月份。

三大因素影響尖峰負荷

首先，產業結構是尖峰負荷的長期影響因素。不同產業用電負荷特性差異較大，工業用電負荷相對穩定，而商業用電、居民用電波動較大，更易受生產生活、氣溫氣候等因素影響。相比于第二產業，第三產業負荷更容易出現尖峰時段。因此，尖峰負荷與產業用電結構關系密切。近十年來，隨著二產用電占比下降、第三產業和居民用電占比逐漸提升，南方五省（區）負荷特性相應改變，日負荷率和日最小負荷率均有所下降。除個別年份受氣溫影響出現較大波動外，南方五省（區）尖峰負荷持續時間，因用電結構調整呈下降趨勢。

其次，氣溫變化是尖峰負荷的短期影響因素。降溫負荷和采暖負荷均為季節性負荷，降溫負荷通常出現在夏季，而采暖負荷則出現在冬季。隨著人民生活水平的提高，用電消費習慣改變，降溫及采暖季負荷不斷增長，而氣溫高低又與尖峰負荷密切相關，尖峰負荷也相應呈現出持續時間短、氣溫敏感的特點。南方五省區氣候相差較大，廣東、海南夏季天氣炎熱，全年尖峰負荷以降溫負荷為主。部分省份尖峰負荷以采暖負荷為主，典型代表如貴州、云南。

再次，電價政策以峰谷電價差來抑制高峰負荷增長，提高負荷率。如2015年江蘇實施季節性“尖峰電價”，在夏季7月、8月兩個月的上午10：00—11：00和下午14：00—15：00，對大工業用戶在峰谷電價基礎上，每度電再加價0.1元。實施尖峰電價政策后，江蘇尖峰負荷累計持續時間明顯提升，負荷尖峰在一定程度上被“削減”和“拉平”，年最大負荷由5860千瓦減少為5720萬千瓦，5%尖峰負荷最大負荷的尖峰持續時間由20小時增加至57小時。需要說明的是，電價政策的影響相對復雜，且受經濟發展水平、全社會物價指數、各類用戶對電價的承受能力等影響，同樣的電價政策在不同地區影響不盡相同。

綜合來看，我國電力削峰潛力較大。未來隨著我國第三產業和居民生活用電比例的提升，電力系統峰谷差將逐漸加大，尖峰負荷持續時間短、頻次低、電量少的特征將更加明顯，削峰潛力較大。以南方五省（區）為例，預計2025年3%尖峰負荷規模將達到880萬千瓦，持續時間在30小時以下；2035年3%尖峰負荷規模將達到1100萬千瓦，持續時間在20小時以下。除云南受大力發展綠色高載能產業影響，尖峰負荷累計持續時間呈小幅上升趨勢以外，廣東、廣西、貴州、海南四省（區）尖峰負荷累計持續時間預計將呈下降趨勢。

同時，削峰效益可觀。在安全效益方面，能夠有效抑制尖峰負荷對電網的沖擊，防止出現過載停電風險，提高電網運行安全可靠性；經濟效益方面，除提高設備利用效率、降低系統運行成本等直接效益外，還能夠延緩電源電網建設投資，以2025年廣東電網為例，若減少3%尖峰負荷，可延緩電源及配套電網投資約170億元；節能環保效益方面，控制尖峰負荷可降低煤電機組調峰深度，提高發電效率，從而減少煤炭消耗、溫室氣體及污染物排放量；此外，對于新能源消納困難地區，控制尖峰負荷還能因改善系統調峰特性而降低棄風、棄光電量，促進新能源消納利用。

統籌協調控制尖峰負荷

為有效控制尖峰負荷，應統籌協調源、荷資源，從電源側與負荷側同時發力，配套合適的市場政策機制，增強電力系統平衡能力，有序減少電源電網投資。

一是科學統籌電源建設和需求側管理。適度超前安排電源建設，積極實施電力需求側管理，既避免電源發展過度超前造成投資浪費，又避免過于依賴需求側管理而導致電源發展滯后，影響電力供給。

二是充分挖掘系統調節能力。根據不同地區調節能力需求，有序推進火電靈活性改造；推動大規模儲能產業發展，加快抽水蓄能及儲能電站建設，多種手段促進和引導儲能產業自主創新，降低大規模儲能應用成本；布局建設一批調峰燃氣電站，切實發揮調峰氣電的調峰能力，避免熱電聯產電站無序發展。

三是加強需求側管理。目前針對負荷特性的分析都是基于統調負荷，缺乏全社會最大負荷實時監測統計手段，應盡快實現全社會最大負荷實時監測統計，為精準判斷合理的尖峰負荷控制規模提供依據。推廣應用精準切負荷控制，推動電動汽車參與調峰，提高需求側響應能力，盡快實現電力需求側機動調峰能力達到最大負荷3%以上，負荷控制能力達到最大用電負荷的10%以上。

四是健全完善市場政策機制。逐步擴大峰谷分時電價執行范圍，力爭覆蓋大工業、一般工商業、居民用戶，個別地區可逐步開展尖峰電價、實時電價試點；擴大電力需求側響應試點范圍，建立需求側響應長效激勵機制，進一步調動電力用戶參與積極性，按照“工業用戶-大型商業用戶-居民用戶”的推廣順序，加快制定電力需求側響應實施辦法，逐步將響應措施從臨時性、緊急性的舉措轉變為常態化、市場化的手段；探索建立發電企業和用戶參與的輔助服務分擔共享機制，進一步完善電力輔助服務補償機制。

五是繼續宣傳引導節約用電。繼續引導用戶積極主動調整生產運行方式；大力發展智能家電、節能家電等低耗能產品、節能設備，鼓勵推進用戶能源合同管理；加快淘汰高耗能的落后產品、設備和工藝，嚴格限制高耗能產業的盲目發展；提升電力用戶節能意識。

（邵沖 黃豫 聶金峰 劉平

作者均供職于南方電網能源發展研究院）