尖峰负荷是用电负荷曲线的尖峰部分，具有持续时间短、分布时段密、电量规模小等特点。近年来，受国内经济复苏、一次能源供应紧张、极端天气频发等因素影响，全国电力供需形势由整体性宽松转向区域性偏紧，如何安全高效应对尖峰负荷引起业界广泛关注。
近日，中国电力企业联合会发布2022年度电化学储能电站行业统计数据。数据显示，全年全国新投运电化学储能电站194座、总能量7.86吉瓦时，占已投运电站总能量的60.16%，同比增长175.81%。随着储能规模不断扩大，新型电力系统的要素不断丰富，统筹源网荷储侧资源协同优化尖峰负荷，成为提升电力保供能力的重要抓手。
尖峰负荷的传统应对思路有待优化
(资料图)
在电力规划中，主要通过新增支撑性电源和建设配套电网的方式来满足地区电力供应硬缺口，尖峰负荷通常也采用该方式来满足。但随着新型电力系统加快构建，从提升效率效益的角度来看，传统方式并非最优。以安徽电网为例，通过新增煤电发电装机来让电网满足90%以上尖峰负荷的单位成本超过55元/千瓦时·年，即每削减1千瓦时尖峰电量，需每年至少付出55元。这主要因为新建电力设施单位造价高，但尖峰电量规模小，导致利用率低、成本高。
新形势新要求下，迫切需要转变传统单一的“满足”思路，充分挖掘源网荷储各环节资源潜力，探索尖峰负荷优化策略，在保障电力系统安全稳定运行的基础上实现系统整体效率提升。
应对尖峰负荷需要多侧协同发力
随着新型电力系统加快构建、多层次统一电力市场体系建设深入推进，优化尖峰负荷的措施愈发多元。
从网侧发力，积极争取外购电可提升尖峰时段供应能力。随着全国统一电力市场加快建设，省间现货市场交易等临时购电手段成为保障电力供应的重要手段。但受全国供需形势、省间通道资源等因素限制，高峰期从省间现货市场可购入的电力规模、购电价格具有很大不确定性，因此外购电宜作为应对尖峰负荷的补充手段，在考虑地区电价承受能力的基础上可优先争取。
从荷侧发力，引导用户错峰用电能削减尖峰负荷。分时电价是引导用户调整用电行为的重要手段。2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出完善峰谷电价机制，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况。此后，多地相继出台完善工商业峰谷分时电价的相关政策。然而，宏观的分时电价政策难以兼顾各类微观用户，针对性不强、灵活性不够。需求响应通过激励机制引导用户主动响应削峰填谷，操作更灵活便捷，多个省份已出台实施方案。需求响应措施在2022年迎峰度夏期间发挥了重要作用。但目前已开发的需求响应资源规模相对有限，且每次需求响应实施规模确定后调整灵活性不足，难以充分响应尖峰负荷的变化。
从储侧发力，利用化学储能顶峰能精准响应尖峰负荷需求。化学储能建设周期短、配置灵活，能够快速响应攀升的负荷需求。通过配置化学储能来优化尖峰负荷的精准度明显高于实施需求响应，但现阶段配置成本较高。尽管如此，在人口多、需求响应资源有限的地区，由于需求响应资源不足以削减全部尖峰负荷，采用实施需求响应+配置储能的组合优化方式，成本仍大幅低于传统“满足”方式。对于工商业比重大、需求响应资源相对丰富的地区，采用实施需求响应+配置储能的组合优化方式应对尖峰负荷，虽然精准度得到提升，但单位成本也明显更高。因此当需求响应规模能够覆盖绝大部分甚至全部尖峰负荷时，在不影响经济社会发展前提下，可适度放宽响应精准度要求。
提升尖峰负荷应对能力需政策先行
能源电力安全是能源清洁低碳转型的前提。完善需求响应、储能产业发展、省间现货市场等相关政策，激活并形成优化尖峰负荷的合力，将为筑牢电力保供基础提供极大助力。
完善机制充分释放需求侧调节潜力。设计多样化的需求响应场景，加强对工商业用户直接参与需求响应的引导，鼓励售电公司、新能源汽车、商业楼宇、居民负荷等通过虚拟电厂聚合参与需求响应，培育多元化需求响应参与主体。优化有效需求响应评定方法，完善需求响应补贴标准与方式设置，充分激发市场主体的积极性，做大需求响应资源池。持续拓展需求响应激励资金池，做好需求响应与现货市场协同运行。
加快推动新型储能合理布局应用。加强储能发展的顶层规划设计，在需求响应资源不足、优化尖峰负荷需求迫切的地区，加快新型储能布局。引导各类主体积极参与集中式储能建设，以期实现规模化应用。完善新型储能参与市场的规则，引导通过市场化方式回收成本。完善储能相关技术标准，建立健全安全管理体系，做好安全风险防控。
此外，要做好省间交易的统筹协调，持续完善省间现货市场交易规则，引导建立充分竞争、良性互动的市场环境，形成合力。
（作者单位：国网安徽省电力有限公司经济技术研究院）
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