企业负荷曲线分析评估工具

核心指标：

日负荷率 λ = 平均负荷 / 最大负荷；最小负荷率 μ = 最小负荷 / 最大负荷；峰谷差率 δ = (最大−最小)/最大；峰谷比 = 最大/最小。

类型判别：λ 高（>0.8）且 δ 低（<0.2）→ 连续生产/数据中心；λ 中（0.5–0.8）→ 三班制；λ 低（<0.5）且夜间近零 → 单班/商业。结合行业经验给出"可调节潜力"分级，作为后续套利与 VPP 评估的输入。

平稳性：δ 越小越平稳，越不利于转移套利（但利于稳定接网）；δ 越大（>0.4）转移价值越高。

峰值时段判定：定位最大负荷出现的小时，核对是否属于"峰/尖峰"电价窗口。若峰值落在尖峰/峰段 → 套利空间显著。

套利上限：可转移峰段电量 ×(峰价−谷价) + 可转移平段电量 ×(平价−谷价)。即把可调节负荷从高价时段平移至谷段可节省的电费。

净负荷 = 用电负荷 − 光伏出力。光伏主要在中午 10–15 时出力，恰与平/峰段重叠：

① 直接替代：自用光伏按当时电价抵扣购电（峰段抵扣价值最高）；② 余电上网：光伏>负荷部分按上网电价结算（低于零售价）；③ 储能协同：午间光伏余电给储能充电、晚间峰段放电，把"低价绿电"搬到高价时段，放大储能套利且提升绿电自用率。

四类收益：削峰填谷补贴（需求响应）、现货交易套利、光伏消纳奖励、储能投资回报。

适配评分（0–100）：可调负荷占比(20%) + 峰谷差率(20%) + 峰段高价重合(15%) + 光伏余电可调度(15%) + 储能配置(15%) + 现货市场接入(15%)。≥70 高适配、50–70 中、<50 低。

接入前提：依据 GB/T 47241-2026《虚拟电厂技术导则》（2026-09-01 实施）做资源聚合与通信合规；具备可观、可测、可控能力。

把可转移负荷优先排到谷段/平价段降成本；高耗电工序尽量对齐午间光伏以提升绿电自用率、降低外购火电占比；储能谷充峰放。

碳约束：外购电网电力按排放因子（默认 0.58 tCO₂/MWh）计碳，光伏与储能放电视为近零碳。对剩余电网用电建议通过绿电交易/绿证补足，满足企业碳排放或零碳工厂核算要求。