浙江篇
一、浙江省电源情况
3月22日12:23，浙江电网全社会光伏发电出力突破1000万千瓦，达到1004.88万千瓦，创历史新高，并实现全额消纳。截至2020年底，全省光伏发电装机1517万千瓦，其中分布式光伏装机1070万千瓦。光伏发电已成为浙江第二大出力电源，仅次于火力发电。
浙江省政府出台“十四五”可再生能源规划，大力发展风电、光伏，实施“风光倍增计划”，到“十四五”末，光伏装机将达到2750万千瓦以上，新增装机在1200万千瓦以上，其中分布式光伏新增装机超过500万千瓦，集中式光伏新增装机超过700万千瓦。风力发电装机600万千瓦以上。
二、浙江省电力终端销售电价政策
1、目录电价
2、峰谷时段划分
3、说明：
当年由于缺电，为了让电于民，因此尖峰电价安排在19:01-21:00，引导工业用户在此期间错峰用电，为了居民用电腾出容量来。
4、现行分时电价政策对实际用电的影响：
家私、电器类加工生产企业：
分析：
1）典型的中小企业，规模用电量1-3000万千瓦时；
2）一般只上白班，订单忙时晚上会加班到22点，中午休息2小时；
3）电价占成本比例不高，一般赚设计、加工费；
4）对电价不敏感或者可以转嫁到产品销售给下游或终端用户；
5）进一步完善分时电价对企业电费增加不超过10%；
6）此类企业原材料及人工成本才是关键，对主动错峰用电意愿不高。
药品、化工类连续生产加工企业：
分析：
1）典型的中大企业，规模用电量500万-50亿万千瓦时；
2）一般都是连续生产，三班倒，全年无休；
3）电价占成本比例不高，一般赚设计、加工费；
4）对电价不敏感或者可以转嫁到产品销售给下游或终端用户；
5）进一步完善分时电价对企业电费增加不超过10%；
6）此类企业原材料及人工成本才是关键，对主动错峰用电意愿不高。
物业类企业：
分析：
1）典型的写字楼、商场等商业用户，规模用电量100万-5000万千瓦时；
2）电价占成本比例不高，对电价不敏感，因为可以转嫁到租户；
3）进一步完善分时电价对企业电费增加不超过10%；
4）此类企业，主要负荷为照明空调电梯，为刚性负荷，无法错峰用电，因此对于商业用户，暂不执行。
建材类企业：
分析：
1）典型的高耗能中大型企业，规模用电量1000万-5亿万千瓦时；
2）一般都是24小时生产，生产工艺流程灵活，负荷可以部分中断；
3）电价占成本比例高，会主动考虑错峰用电安排生产。
小结
通过对以上不同用户用能特点分析，可以看出来，能错峰用电的主要有建材、钢铁类企业，但不是所以的企业都能错很多峰。
三、电价政策调整：
1、负荷特性：
2、新能源的发展：
3、分时电价可能性：
根据尖峰电价制定准则，结合浙江省负荷特性及电源结构特点，预计2022年新的分时电价政策大致如下调整：
四、分时电价政策调整后对用户用能的影响如何：
1、a、c类企业电费上涨约5%，
2、b类企业电费基本不变，
3、d类企业通过调整生产负荷后，电价下降约3%。
4、d类企业原来已经错峰了，受到生产线、变压器容量等因素的限制，企业不能在谷段提升更多的负荷了。只能在高峰时段调整负荷，对削峰有所贡献，同时在19:00-21:00抬高了负荷。如下图：
5、小结：
经过以上分析，个人认为只有d类用户会进行错峰生产调整，但是能往谷段转移的不多。
五、对用户侧储能及分布式光伏的影响评估：
1、分布式光伏收益增加12%左右；
2、浙江拉大峰谷价差按照4:1测算的话，保守估计尖峰-谷价差0.75元，达到多数资本投资回报率要求，有利于用户侧储能的发展。
广东篇
一、现行分时电价政策：
二、典型用户负荷曲线：
1、abc类用户跟浙江省一样，不在重复放图：
2、d类用户如下图所示：
解读：广东省自2004年实施峰谷分时电价政策以来，在缓解电力供需矛盾、保障电力安全供应、提升电力系统整体效率等方面发挥了重要作用。该政策已执行较长时间，目前存在与新形势、新情况不相匹配等问题，包括峰谷时段划分不够准确、引导用户削峰填谷的作用趋于平缓、尖峰负荷出现日益频繁而尖峰电价机制尚未建立等，需要适应形势变化进一步完善。
三、分时电价政策调整：
解读：
根据广东省电力系统运行实际情况，全省统一划分峰谷分时电价时段，高峰时段为10-12点、14-19点；低谷时段为0-8点；其余时段为平段。
拉大峰谷比价。根据国家发展改革委关于“峰谷电价价差原则上不低于4:1”的要求，结合我省电力系统峰谷差较大的情况，将我省峰平谷比价从原来的1.65:1:0.5调整为1.7:1:0.38，峰谷电价价差达4.5:1。
实施尖峰电价政策。在实施范围上，尖峰电价实施范围与峰谷分时电价政策一致，不包括居民用户；在执行时间上，尖峰电价执行时间为迎峰度夏期间的7月、8月和9月三个整月，以及其他月份中日最高气温达到35℃及以上的高温天。日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目天气预报中发布的广州次日最高温度为准，次日予以实施；在执行时段上，尖峰电价每天的执行时段为11-12时、15-17时共三个小时；在电价水平上，根据国家发展改革委关于“尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%”的要求，综合考虑广东省电力供需形势等情况，我省尖峰电价在峰段电价基础上上浮25%。
四、分时电价政策调整后对用户用能的影响如何：
1、a、c类企业电费上涨约5%，
2、b类企业电费基本不变，
3、d类企业通过调整生产负荷后，电价下降约5-7%。
4、d类企业原来已经错峰了，受到生产线、变压器容量等因素的限制，企业不能在谷段提升更多的负荷了。只能在平段调整负荷，对削峰有所贡献，同时在19:00-22:00抬高了负荷（如下图：）。
5、如果d类用户占比偏高，加上第三产业高速发展，有可能形成晚高峰，需要动态调整分时电价。
总 结
通过以上简单分析，调整分时电价，只有部分企业可以通过错峰生产，避峰用电。多数企业只能通过冰蓄冷、电储能等外挂设备进行所谓的削峰填谷。分时电价政策更多的是为储能、分布式光伏发展服务。但是，目前的储能的度电成本还是偏高，主要是电池循环次数还不够高。按照现有系统成本测算，峰谷价差+峰平价差>1.5元，才有经济性(作为合同能源管理模式，收益还需要跟用户分成)。峰谷价差只是用户侧储能的一个必要条件。同时还需要具备以下考虑以下几个条件：
1、变压器容量不低于1600KVA，年用电量＞500万千瓦时；
2、离配电房50米范围内有40平米以上空地；
3、基本电费缴费模式；
4、用户收益分成比例。
为了更好的衔接电力现货市场，需要探讨分时输配电价（基本电费也属于输配电价）的可行性。
最后说明，基本电费依然是用户侧储能最大的拦路虎，最大需量计算模式应该也要调整，即按照分时模式进行优化。--具体原因分析，以往文章已做过分析，这里不再重述。只有优化最大需量计算方式后，用户侧储能才能打破僵局，打开局面，迎来大发展，更好的参与到新型电力系统下 “ 源-网-荷 ”互动中，为“双碳”作出应有的贡献！
附录：
广东某屋顶平铺光伏电站出力：
