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2020年4月以来，新冠疫情已经有半年有余，湖南省用电负荷已经基本恢复到2019年同期水平，全省最高负荷已达2500万千瓦以上，随着省内工业经济的持续增长，工业用电量增长尤其迅速。
但在用电负荷持续增高的情况下，其每天最低负荷却并增长缓慢，近期最低负荷低至1500万千瓦以下，峰谷负荷比达到1.6以上，这对于火电装机不到一半调峰能力有限的湖南电网来说，并不是一件好事。
鉴于湖南电网的用电负荷特点和电源结构，各发电企业“靠天吃饭”的成分很大，尤其是新能源风电企业。
据国家发改委统计数据，2019年湖南省电网典型工作日最高负荷2500万千瓦，最低负荷1600万千瓦；典型节假日最高1600万千瓦左右，最低负荷1000万千瓦左右。全年统计来看，最高负荷超过3000万千瓦，最低负荷1500万千瓦，峰谷比例超过了2，2019年8月，湖南最高负荷达到3018万千瓦，再创新高。用电负荷的持续走高和峰谷差也的逐步增大给湖南电网的安全稳定运行带来了挑战。
工作日典型负荷曲线
节假日典型负荷曲线
全年日最高、最低负荷曲线
上述数据来源：国家发改委
电源结构方面，湖南省总发电装机容量4700万千瓦，电力供应整体上处于紧平衡状态，其中火电装机2200多万千瓦，仅占45%左右，水电（大部分调节能力不强）和新能源装机超过一半，湖南电网调峰能力不强。火电机组作为调峰机组，深度调峰之外的启停调峰也时有发生，因辅助服务市场尚未投入正式运行，火电企业负担了绝大部分的辅助服务成本。在此情况下，新能源企业也时常参与调峰。2-3月由于疫情影响全省会用电量急剧萎缩，风电平均弃风率达到了35%以上。针对如此高弃风率，相关部门采取强有力的措施，4月-6月中旬，弃风情况得到很大改善，但6下旬以来受持续暴雨影响，风电弃风率又急剧攀升，给风电企业带来了极大的经营压力。
用电负荷峰谷需通过需求侧调节
在火电装机容量比例较低，水电受库汛期影响较大的情况下，如何在峰谷比大于1.6的情况下实现自由调节？当前发电侧的措施主要有：1、抽水蓄能；2、储能；3、燃气发电（可实现0-100%功率调节）；4、外送电调节。但以上措施短期内在湖南难以达到预期的效果：湖南目前仅有一个抽水蓄能电站，容量有限；储能刚刚启动，且目前的峰谷差电价不足以覆盖成本，市场前景堪忧；燃气发电项目从规划到项目启动是一个漫长过程；外送特高压受制于送端，调节能力有限。
既然发电侧的措施短期内效果有限，如何通过需求侧调节用电负荷的峰谷比，成为当务之急。常规做法就是采用市场化手段引导用户增加谷段用电负荷，降低尖峰时段用电负荷，削峰填谷，平抑峰谷差，减轻发电侧调峰压力。2018年7月2日，国家发改委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，明确指出加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。在发布峰谷电价表的16个省份中，其中北京、江苏、广东、浙江、甘肃、河南、安徽、云南、上海等9省市的一般工商业或大工业用电的部分峰谷价差超过0.7元/千瓦时。
2003年10月，湖南针对水电的库汛期和负荷压力，实施了峰谷电价，后于2013年11月取消转供电峰谷电价，2018年9月开始允许公共事业单位选择是否执行峰谷电价。湖南省目前工商业用户高峰与低谷的价差仅0.35元/千瓦时，属于低价差区域，引导削峰填谷的效果有限，远未达到开展用户侧储能的0.7元/千瓦时的门槛。
加大峰谷价差势在必行
通过需求侧管理调节峰谷差的好处显而易见。以峰谷比为2500/1500（单位万千瓦）为例，如果通过峰谷电价调节，将峰谷比调节到2300/1700（单位万千瓦），可大幅降低煤电的调峰压力降低调峰成本，同时增加风光新能源的负荷上网，让风电等新能源的弃风大幅降低甚至消除。为保障湖南电网的安全稳定经济运行，通过加大峰谷差电价引导削峰填谷已是迫在眉睫。
好在政府相关部门已有科学调整峰谷价差的打算，湖南省发改委已于日前发布《关于公开遴选湖南省峰谷分时电价课题研究机构的公告》，拟对峰谷分时电价政策优化调整方案进行研究。届时峰谷价差能否达到0.7元/千瓦时的主流水平？我们将拭目以待。
期待湖南新能源消纳情况越来越好！
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