2020年4月以來，新冠疫情已經有半年有余，湖南省用電負荷已經基本恢復到2019年同期水平，全省最高負荷已達2500萬千瓦以上，隨著省內工業經濟的持續增長，工業用電量增長尤其迅速。

但在用電負荷持續增高的情況下，其每天最低負荷卻并增長緩慢，近期最低負荷低至1500萬千瓦以下，峰谷負荷比達到1.6以上，這對于火電裝機不到一半調峰能力有限的湖南電網來說，并不是一件好事。

鑒于湖南電網的用電負荷特點和電源結構，各發電企業“靠天吃飯”的成分很大，尤其是新能源風電企業。

據國家發改委統計數據，2019年湖南省電網典型工作日最高負荷2500萬千瓦，最低負荷1600萬千瓦;典型節假日最高1600萬千瓦左右，最低負荷1000萬千瓦左右。全年統計來看，最高負荷超過3000萬千瓦，最低負荷1500萬千瓦，峰谷比例超過了2，2019年8月，湖南最高負荷達到3018萬千瓦，再創新高。用電負荷的持續走高和峰谷差也的逐步增大給湖南電網的安全穩定運行帶來了挑戰。

工作日典型負荷曲線

節假日典型負荷曲線

全年日最高、最低負荷曲線

上述數據來源：國家發改委

電源結構方面，湖南省總發電裝機容量4700萬千瓦，電力供應整體上處于緊平衡狀態，其中火電裝機2200多萬千瓦，僅占45%左右，水電(大部分調節能力不強)和新能源裝機超過一半，湖南電網調峰能力不強?；痣姍C組作為調峰機組，深度調峰之外的啟停調峰也時有發生，因輔助服務市場尚未投入正式運行，火電企業負擔了絕大部分的輔助服務成本。有利蓄電池，文隆蓄電池，威海文隆，有利電池，文隆電池在此情況下，新能源企業也時常參與調峰。2-3月由于疫情影響全省會用電量急劇萎縮，風電平均棄風率達到了35%以上。針對如此高棄風率，相關部門采取強有力的措施，4月-6月中旬，棄風情況得到很大改善，但6下旬以來受持續暴雨影響，風電棄風率又急劇攀升，給風電企業帶來了極大的經營壓力。

用電負荷峰谷需通過需求側調節

在火電裝機容量比例較低，水電受庫汛期影響較大的情況下，如何在峰谷比大于1.6的情況下實現自由調節?當前發電側的措施主要有：1、抽水蓄能;2、儲能;3、燃氣發電(可實現0-100%功率調節);4、外送電調節。但以上措施短期內在湖南難以達到預期的效果：湖南目前僅有一個抽水蓄能電站，容量有限;儲能剛剛啟動，且目前的峰谷差電價不足以覆蓋成本，市場前景堪憂;燃氣發電項目從規劃到項目啟動是一個漫長過程;外送特高壓受制于送端，調節能力有限。

既然發電側的措施短期內效果有限，如何通過需求側調節用電負荷的峰谷比，成為當務之急。常規做法就是采用市場化手段引導用戶增加谷段用電負荷，降低尖峰時段用電負荷，削峰填谷，平抑峰谷差，減輕發電側調峰壓力。2018年7月2日，國家發改委印發《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，明確指出加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷。在發布峰谷電價表的16個省份中，其中北京、江蘇、廣東、浙江、甘肅、河南、安徽、云南、上海等9省市的一般工商業或大工業用電的部分峰谷價差超過0.7元/千瓦時。

2003年10月，湖南針對水電的庫汛期和負荷壓力，實施了峰谷電價，后于2013年11月取消轉供電峰谷電價，2018年9月開始允許公共事業單位選擇是否執行峰谷電價。湖南省目前工商業用戶高峰與低谷的價差僅0.35元/千瓦時，屬于低價差區域，引導削峰填谷的效果有限，遠未達到開展用戶側儲能的0.7元/千瓦時的門檻。

加大峰谷價差勢在必行

通過需求側管理調節峰谷差的好處顯而易見。以峰谷比為2500/1500(單位萬千瓦)為例，如果通過峰谷電價調節，將峰谷比調節到2300/1700(單位萬千瓦)，可大幅降低煤電的調峰壓力降低調峰成本，同時增加風光新能源的負荷上網，讓風電等新能源的棄風大幅降低甚至消除。為保障湖南電網的安全穩定經濟運行，通過加大峰谷差電價引導削峰填谷已是迫在眉睫。

好在政府相關部門已有科學調整峰谷價差的打算，湖南省發改委已于日前發布《關于公開遴選湖南省峰谷分時電價課題研究機構的公告》，擬對峰谷分時電價政策優化調整方案進行研究。屆時峰谷價差能否達到0.7元/千瓦時的主流水平?我們將拭目以待。