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“第一,市场环境和机制不成熟。”吴鹏说,我国电力市场还处于初级阶段,各类交易机制尚在探索中。需求响应是电力需求侧管理在竞争性电力市场下的新发展,良好的市场化机制是需求响应资源融入市场、参与电力系统运行的基础。“但我国缺乏一个完整的架构来开发电力需求响应资源的价值,需求响应难以在电力市场中与其他发电形式竞争。同时,我国电力市场还没有将需求响应视为辅助服务之一。在当前的市场环境下,需求响应资源缺乏有效参与市场的渠道,也难以评估和体现需求响应资源的价值,并保障相关方的利益。”“第二,没有针对电网企业的有效的激励机制。”吴鹏对记者表示。这一点其实不难理解,需求响应削减了负荷,就等于减少了电网企业的售电收入,肯定会在一定程度上影响参与积极性。而在发达国家,由于有激励机制,实施需求响应却能够大大提升能源电力公司的经营效益。
“第三,需求响应的专项资金支持难有保障。”吴鹏说,“需求响应的实施需要较为先进的硬件和软件作支撑,前期投入大,没有足够的资金支持难以成事。在实施前期,理应还要有大量激励性资金来引导用电客户和电力企业积极参与。然而,当前我国实施需求响应的资金来源有限,大部分地区还没有形成稳定持久的电力需求侧管理资金。”吴鹏认为,江苏探索将尖峰电价的增收电费用于实施需求响应,虽值得肯定,但若激励型需求响应的规模不断扩大,也存在资金不足的风险。
华北电力大学教授曾鸣也表示,今年8月11日,北京用电负荷突破2000万千瓦、达到2082万千瓦,虽然北京电网还能“撑得住”,但华北电网各条主要通道已经“不堪重负”,系统总运行成本明显升高、可靠性降低、发电排放也增多。此种情况下,作为需求响应五大试点城市之一的北京,却没有实施需求响应,令人“遗憾”。这其中的主要原因就是,需求响应补贴资金没有落实到位。
完善市场机制是需求响应规模化发展关键
找短板是过程,补短板是目的。我国电力需求响应的短板怎么补?吴鹏告诉记者,从长期看,构建完善的市场机制是大规模发展需求响应项目的关键。我国应借鉴发达国家的经验,制定符合国情的需求响应发展路径;明确政府、电网企业、电力用户、负荷集成商等各方的职责和利益分享方式,特别是要充分发挥负荷集成商在整合用户资源、为用户提供专业服务上的优势,支撑用户主动参与。
“从短期看,构建适宜的运作机制、增强政府资金支持、探索合适的商业模式,以及培养需求响应专业人才等,都可有效推动需求响应的实施。”吴鹏表示。
完善激励机制、培育各类市场主体是吴鹏强调的重点。他提出的措施包括建立稳定的需求响应专项基金;通过合理设置峰谷电价、建立上网侧和销售侧电价联动机制等,鼓励电网企业实施需求响应项目;项目运作初期,给予能源服务商资金补贴或税收优惠,扶持其发展。
曾鸣则认为,电力需求响应要基于综合资源规划模式,而不是财政补贴模式。
他表示,通过实施电力需求响应,降低尖峰10%,是国际大都市的基本标准;国内城市如北京,技术上早已能够满足削峰10%的要求,只要是基于综合资源规划,就也可以做到。
虽然目前还存在一定障碍,但作为一项益处良多的举措,我国电力的需求响应一定会告别蹒跚前行的阶段,最终得以跑步前行。相信这一天很快就将到来。
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北极星售电网获悉,6月21日,安徽省阜阳市能源保供工作领导小组办公室发布关于印发阜阳电网2024年度电力迎峰度夏负荷管理方案的通知,方案提到,据预测今夏安徽省调度口径最大用电负荷约6300万千瓦,增长12.4%,供电最紧张的晚峰调度口径最大用电负荷约6200万千瓦,增长14.4%。截至2024年6月,预计晚峰
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本次高温过程持续时间长、影响范围大,多地也启动了迎峰度夏能源保供具体措施,应对提前到来的夏季用电高峰。河北6月11日迎来度夏第一轮高温天气,最高气温达到40℃以上,将持续至6月13日。河北电网负荷快速攀升,用电高峰最大负荷预计达到4000万千瓦,其中空调负荷同比增加113%。在山东,全省用电负荷
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