随着我国经济社会从高速增长向高质量增长转型，能源电力消费结构持续优化，新型电力系统的构建稳步推进，用电负荷结构呈现多元化，多重因素影响下电力系统负荷尖峰化特征愈发突出。近年来，夏、冬季节的尖峰负荷的不断增长对各地区迎峰度夏、迎峰度冬工作造成了较大的压力，部分地区更是出现了缺电、限电的情况，对电网安全稳定运行与社会用电需求产生了影响。如何结合新型电力系统下负荷变化形势，科学构建应对尖峰负荷的管理措施和方法，将是助力电力行业健康发展，保障社会经济发展的重要研究方向。
尖峰负荷特征
尖峰负荷规模呈显著上升趋势。各地电力负荷持续增长、屡创新高，广东、江苏、浙江等地用电负荷更是超过一亿千瓦。用电负荷的上升导致各比例（3%、5%、10%）下尖峰负荷在近些年出现快速增长情况。
尖峰负荷持续时间短、出现频次低。数据表明尖峰负荷单次、累计持续时间都较短。以广东为例，3%尖峰负荷规模单次持续时间分布不超过4小时，全年出现频次少于30次，累计持续时间不超过50小时。
尖峰负荷电量有所增加、但占比较低。近年来随着尖峰负荷幅值上升，尖峰电量有所增加，但由于尖峰负荷持续时间短、出现频次低，相较于总电量，尖峰负荷电量仍呈现占比较低的特征。
尖峰负荷年、时域分布与典型负荷特性一致。受夏季高温影响，大部分地区尖峰负荷出现在7、8、9月份。此外，部分地区冬季存在取暖需求，尖峰负荷也会出现在冬季月份。在时域分布上，尖峰负荷出现时间普遍呈现早、午双高峰特点，分别于上午11点与下午14点左右出现。部分省份随着光伏装机容量的上升，净负荷曲线呈现“鸭子曲线”特征，尖峰负荷时段光伏出力已明显下降。
尖峰负荷的影响因素及发展趋势
产业结构是影响尖峰负荷特性的主要因素。第二产业用电负荷较为平稳，典型负荷曲线呈现直线形状，峰谷差小，负荷率较高。第三产业和居民生活用电受气候、节假日和生活习惯等影响，短时波动较大，峰谷差明显。因此，第三产业与居民用电特性更容易导致尖峰负荷的出现。
气温变化是影响尖峰负荷的另一因素。从尖峰负荷的年、时域分布特性可以看出尖峰负荷气温敏感的特点。具体地，气温变化主要影响的是温控设备的使用情况，如夏季高温、冬季低温会导致降温、采暖负荷的增加。为此，广东等省份尖峰负荷易出现在夏季炎热季节，贵州等冬季易出现低温的省份也会在冬季出现尖峰负荷。整体上看，夏季尖峰负荷特性与温度呈现正相关关系，随着温度上升尖峰负荷幅值及持续时间增长，冬季则呈负相关关系。
新型负荷将是影响尖峰负荷的全新因素。新型电力系统构建的背景下，分布式电源、新型储能和电动汽车等新型负荷增长及接入使得负荷侧结构更加多元，尖峰负荷变化将更加复杂。例如，大量如电动汽车的柔性随机负荷以及分布式电源的接入将使得尖峰负荷呈现更多的波动性、随机性和时变性；而储能等稳定可控设备可以通过优化充放电时段降低尖峰负荷对电力系统的影响。因此，新型电力系统负荷变化的趋势下，尖峰负荷的变化及其分析将更加难以确定。
综合看，随着社会经济发展、产业结构优化，第三产业和居民用电量占比将进一步上升，降温、取暖等温控设备应用将更加广泛，尖峰负荷规模将持续上升，持续时间短、出现频次低等典型特征愈发明显。此外，新型电力系统下负荷侧的结构变化将进一步增加尖峰负荷的波动性和随机性。但是与此同时，通过合理的引导用电行为和加强负荷侧管理，实现多元灵活负荷管控将可成为削减尖峰负荷的新型手段。
当前尖峰负荷管理面临的挑战
负荷侧管理措施主要包括计划手段和市场手段，并呈现出由计划性逐步向市场化转变的特征。近年来，受负荷激增、一次能源供应影响，四川、广东、浙江等省份皆出现了缺电情况，为保证电力系统安全，受影响地区陆续出台了限电或有序用电政策，通过计划性的停电保持电力供需的平衡。随着电力市场的建设及完善，通过需求侧响应对负荷侧进行用电管理成为了应对供需紧张的有效手段。目前，广东、浙江和江苏等省份均形成了最大用电负荷5%以上的需求响应能力，并在2022年迎峰度夏期间有效缓解了电力供给压力。此外，市场化开展的需求响应为参与的市场主体提供了相应的响应收益，充分提高了响应主体的参与积极性。根据广东省2021年市场交易年报，售电公司和用户参与响应后净获利合计达到9.8亿元。
但总体来看，我国需求响应机制建设仍处于起步阶段，尚未形成较为完善的体系。当前试点地区实施的需求响应方案还不能完全满足构建新型电力系统背景下尖峰负荷的需求。
居民用户参与需求响应的补偿或激励机制并不完善。以阶梯电价为主的居民电价政策难以及时反映用电成本、供求关系和电力资源稀缺程度，难以充分调动居民用户参与系统调节的潜力。目前南方五省区仅广东允许用户自行选择是否执行峰谷电价，区域内其余省份均未出台相关政策。居民因参与需求响应对自身用电舒适度造成的损失难以得到有效的补偿，缺乏响应意愿。
实施需求响应的相关配套技术支撑能力有待提升。目前智能终端功能不够完善，缺乏充足的信息接口及通信协议，信息传输实时性、可靠性有待提升；涵盖可调节负荷、分布式电源、分布式储能在内的需求响应资源双向互动、通信等技术和标准有待进一步完善，目前针对需求响应的通知主要依靠手机APP、短信和电话等功能，缺乏便捷性；需求响应能力评估、效益评估等相关技术仍有待提升，信息交互和共享、用电在线监测、数据统计分析、用电决策支持等功能需要进一步加强。
需求响应品种难以满足新型电力系统的调节需求。新型电力系统构建背景下，尖峰负荷呈现波动性强、随机性高的特点。现阶段国内需求响应机制以峰谷电价与邀约型削峰需求响应为主，在响应时间、响应频率上难以充分满足新型电力系统的快速调节需求，对不同行业、产业用户共同参与需求响应的激励性还有待提升。
对调节性资源的价值挖掘不够充分。当前电力辅助服务市场机制尚不完善，辅助服务市场与现货电能量市场运作相对独立，灵活爬坡、备用等交易品种尚在探索，一定程度上制约了火电、储能、分布式电源等电源侧调节性资源发挥作用。规模化需求响应资源聚合商尚在培育，电动汽车、虚拟电厂等新兴市场主体的市场参与机制尚未明确，制约了需求侧可调节资源在电力电量平衡中的作用。
需求响应机制与电力现货市场的衔接有待深化。我国电力现货市场建设仍处于起步阶段，需求响应与电力市场运作相对独立。在第一批、第二批现货试点中，需求响应多以单独列支的模式起步运作，需求响应实施结果与电力市场交易结果尚未产生联动；其次，现货市场价格上限通常远低于需求响应补偿标准上限，需求侧响应资源与现货市场尚未发挥协同效应。同时，需求响应资源的多样性和分散性也决定了其难以在短期内作为发电资源迅速放大，难以成为市场主体直接参与交易。
构建新型电力系统背景下
南方区域尖峰负荷管理措施建议
面对新形势下的尖峰负荷发展变化，在构建新型电力市场背景下，可从提升需求侧响应能力及完善需求侧响应市场机制两方面对尖峰负荷加以管理和控制。
在提升需求侧响应能力方面。一是逐步扩大响应资源来源。考虑电价承受能力完善面向居民等用户的分时电价机制，通过价格信号实现对居民用户需求响应潜力的挖掘；推动小型响应资源合理聚合，形成虚拟电厂，充分聚合负荷弹性，为削减尖峰负荷提供充足容量。二是加强需求侧资源精细化管理。做好调节资源分类，分析响应潜力来源和对应资源占比，加强需求响应资源数据测算、管理、应用工作，逐步建立需求侧互动资源接口标准，推动需求侧资源的精准接入。三是提升需求侧资源快速调节能力。加强生产线、空调等具备直控能力的需求侧资源技术改造，完善直控资源与调度平台的控制优化及通信建设，以通过实时直控的方式提高电力系统应对短时、快速、高幅值尖峰负荷的能力。四是依托数字电网优化需求侧管理。推进数字化监测，深化平台建设，加强用电设备运行状态参数、用电参数、环境参数及需求响应事件相关参数的监测感知和交互需求，开展各类资源参与响应信息分析，进一步推进需求侧响应能力挖掘管理。
在完善需求侧响应市场机制方面。一是结合现货市场充分利用需求侧弹性。借助南方区域电力市场建设契机，适时构建考虑需求侧报价报量参与的现货市场出清机制，通过在优化出清阶段考虑需求侧响应弹性降低尖峰负荷。二是优化交易品种促进需求侧资源参与。完善需求侧资源交易品种及市场体系，丰富需求侧资源的商业模式和收益方式，促进需求侧主体有效辅助电力系统调节尖峰负荷。三是完善需求响应价格机制。综合考虑社会经济、各行业产值发展情况合理设置响应价格帽，结合价格弹性灵敏度研究适合于多元主体的响应套餐，通过合理的价格机制提升需求侧资源参与市场提供服务的意愿。四是有序构建面向新兴主体的市场机制。加快构建适合储能、虚拟电厂、电动汽车等新兴市场主体的市场参与机制，完善相关资源的调度模式，探索相关资源的商业模式和经济收益保障措施，促进相关资源发展并激励相关资源提供调节容量，为缓解尖峰负荷提供支撑。五是加强需求响应配套机制的设计。构建适合不同类型主体的负荷基线设计机制，做好基线设计考核审查等配套机制，构建和完善市场主体培育机制等，通过有效的市场配套机制推动需求响应的健康有序建设。
