电力需求响应发展现状与政策建议

电力需求响应发展现状与政策建议

顾泽鹏

 中国大唐集团有限公司

今年受高温天气影响，全国多地出现电力缺口。在当前电力供需紧平衡状态下，电力需求响应已经成为当前调节供需平衡的重要措施。同时，随着“双碳”目标的提出，新能源替代化石能源已是必然趋势，构建新型电力系统的任务十分迫切，对提升电力系统灵活性调节能力提出了更高需求，发展电力需求响应是构建新型电力系统的重要组成部分。

一、电力需求响应发展现状

（一）基本概念

需求响应（demand response，DR）指电力用户针对需求响应实施机构发布价格信号或激励机制做出响应，并改变自身用电模式的市场化参与行为。具体来说，就是在电能供应和使用必须实时平衡的电力系统中，新能源出力波动、极端天气及可靠性事件等导致系统在局部地区、时段出现缺电或者调峰能力不足情况时，由需求响应实施机构组织用户或者负荷聚合商按照不同响应级别调节自身用电功率，并根据电价或者激励政策获得一定收益。

总体上，需求响应按照驱动方式可分为价格型和激励型两类。价格型需求响应是指通过电价政策引导用户主动改变自身消费行为，包括分时电价、实时电价及尖峰电价等；激励型需求响应是指直接采用激励政策和补偿方式，引导用户参与系统所需的负荷调整项目，包括直接负荷控制、可中断负荷等。

（二）发展历程

世界范围内来看，美国电力市场环境开放，从20世纪70年代初开始最先启动电力需求响应技术研究和试点，是世界上实施需求响应项目最多、种类最齐全的国家。欧洲、日本、澳大利亚等地区先后广泛开展试点研究，均已形成相对成熟的经验。

21世纪初，电力需求响应的概念引入我国，2012年，北京市、苏州市、唐山市、佛山市四个城市被确定为首批电力需求侧管理城市综合试点，上海市为需求侧响应试点，分别实施了项目试点工作并逐步发展形成规模。国家层面相继出台政策文件，2015年《关于有序放开发用电计划的实施意见》首次提出逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧激动调峰能力；今年出台的《“十四五”现代能源体系规划》要求，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%-5%。目前，随着电力市场建设的逐步深入，全国已有20余省份出台相关支撑政策，大用户及负荷聚合商参与需求响应的频次和规模不断扩大。

二、当前电力系统发展对需求响应的定位

双碳目标下，风电、光伏等新能源装机规模不断扩大，2030年将增至12亿千瓦以上；需求侧电气化进程全面加快，电动汽车、电制热、数字基础设施等带来的波动性负荷不断增长，预计2025年全国新增电力负荷4.27亿千瓦；分布式能源规模继续扩大，预计2025年、2030年分布式光伏装机将分别达到1.8亿、3.0亿千瓦，电网末端“产消一体”属性逐步增强。源、荷双侧的不确定性将为传统电力系统运行控制带来极大挑战，电力系统的平衡特征将发生深刻变化，灵活性资源稀缺程度日益增强。充分挖掘需求响应作用，是有效缓解电力系统调峰压力，保障经济、稳定、可靠运行的重要手段，其主要功能定位体现在：

第一，削减尖峰负荷。尖峰负荷具有持续时间段、出现频次低、电量少等特征，削峰潜力较大。特别是针对电动汽车、电制冷/热等用户，较短时间内降低负荷对用户造成的影响很小。优先考虑基于电价机制的需求响应，引导用户主动错峰，降低尖峰时段负荷。这样，与新建电源相比可以更加经济地解决供需平衡问题。同时，通过需求侧加强用电管理，开展合同能源、综合能源服务等项目，推动电力电量节约，促进需求侧资源协调优化，从而整体上削减尖峰负荷，降低系统供应压力。

第二，提升调节能力。新型电力系统下，新能源出力的不确定，需要大量灵活性资源提供调节能力。目前电力系统的已有调峰能力以火电、水电为主，并不足与支撑新能源的大规模发展。而新建抽水蓄能和电化学储能等方式会带来极高的投资成本，抬高了新能源发电成本。通过挖掘需求侧可中断、可调节负荷灵活调节潜力，实现电力供、需两侧的协同互动，鼓励、引导负荷聚合商、虚拟电厂等方式聚合需求侧资源参与需求响应，跟踪匹配新能源的出力，促进新能源的规模化消纳。

第三，体现资源价值。目前，国内需求侧资源参与响应的方式主要是以合约型、管理型为主，基于市场和价格激励机制的方式还不健全，对调动广大用户，特别是居民用户参与需求响应积极性的作用发挥还不够。随着我国电力市场建设加快推进，需求侧资源也应成为与供应侧资源同等的市场主体，纳入辅助服务市场和现货市场，变传统政府主导、用户被动参与为市场引导、用户主动参与，充分体现需求侧资源的灵活性价值。

三、新形势下电力需求响应的发展方向

（一）管理层面，拓展需求响应资源范围，完善需求响应管理体系。在现有以工业大负荷为主的需求响应资源基础上，将空调负荷、电动汽车、大数据中心负荷、5G基站备用电源等需求侧灵活性资源纳入需求响应，通过各类政策积极引导居民参与需求响应，鼓励通过负荷聚合、虚拟电厂等方式整合分散需求响应资源，扩大常态化需求响应能力。利用冷、热、气、电等多能流时空上的耦合机制，通过多种形式能源之间的转化，将传统电力需求响应扩展为大能源体系下的综合需求响应，通过多能互补实现削峰填谷。根据用电特性建立不同规模、不同能源种类的综合需求侧资源库，根据响应速度制定不同级别的分级响应机制，根据应用场景不同制定分场景响应机制，实现需求响应精细化管理。

（二）硬件层面，加快基础设施布局建设，实现自动化精准化控制。推动大数据、云平台、5G等先进信息技术和通信技术在需求响应中的创新应用，加快支撑需求响应规模化应用的通信基础设施和自动化基础设施建设，研究开发智能计量仪表和负荷控制系统，提升需求响应自动化智能化水平，促进能量流-信息流协同融合。构建需求侧资源管理平台和业务平台，让电力系统在内部与电动汽车、储能、分布式电源等实现互联互通，在外部与供热网、天然气网等形成协同运行，共同构建以电力为核心的需求侧资源管理平台。同时根据需求响应具体功能构建需求侧业务平台，与电力系统运行紧密衔接，实现需求响应的申报、审核、签约、核算、评价等全过程管理。

（三）市场层面，健全需求响应市场机制，充分挖掘需求响应潜力。根据需求侧资源的不同形式类别，完善邀约型、可中断等不同交易类型的市场化运营机制，明确市场准入门槛、竞价规则、补偿和费用分摊结算机制。鼓励用户独立参与或以负荷聚合商、虚拟电厂等形式参与辅助服务市场，根据不同的响应特性和技术特征分别提供调峰、调频辅助服务来获利，以价格信号引导需求侧资源主动调节用电行为，适应电力系统源、荷双侧的不确定性。加强需求响应与现货市场的衔接，可以虚拟电厂等形式参与日前和实时市场，并根据出清结果执行需求响应，发挥稳定电力系统运行、平抑市场价格波动的作用。