深度 | 我国电力需求响应现状分析与发展建议

需求响应作为电力需求侧管理实施的重要内容，是指通过分时电价等市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户主动改变原有电力消费模式的市场参与行为，以促进电力供需平衡，保障电网稳定运行。自2012年起需求响应在我国开始科研实证，经过逐步试点应用和演变，特别是随着电力市场的发展，需求响应与电力市场交易有机结合，取得了长足的进步。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：郭平平 杨迪 陈晨）

一、我国需求响应发展现状

2014年8月，上海首次启动了国内需求响应试点，6家工业用户和28家楼宇用户成功响应，实现降低峰负荷5.5万千瓦，展示了需求响应对电网系统进行优化及改善的潜力。之后在国家发展改革委电力需求侧管理城市综合试点政策指引下，北京、苏州、佛山等地陆续启动需求响应试点。截至2019年末，国内开展需求响应试点的省（区、市）达到10个，其中8个省（市）发布了试点支持政策。

在需求响应实施早期，实施目的主要是为了应对夏季高峰时段电力消费紧张状况，最大程度削减高峰电力负荷对电网安全的影响，保障了民生用电和重点用电安全平稳。2014~2019年度国内开展削峰需求响应的情况如下表所示。

2014~2019年度国内开展削峰需求响应情况

随着我国可再生能源装机比例不断提高，冬季低谷时段调峰压力越来越大，特别是北方地区冬季供暖期间，由于热电联产机组热电比调节能力有限，用电负荷过低导致发电机组出力不足，进而影响供热能力，需要通过市场化手段引导用户在用电低谷时段实施反向需求响应，同时促进新能源消纳。2018年春节期间，天津市组织开展了国内首次填谷需求响应试点，采用市场化激励方式鼓励和引导用户低谷时段用电。试点参与用户抬高低谷时段负荷约40万千瓦，电网负荷较2017年同期增长7.2%，有效促进了热电联产机组连续稳定发电供热，兼顾电力供需平衡、清洁能源消纳及民生供热保障。2018年，江苏省首次在国庆期间实施填谷电力需求响应，并在国内首创竞价模式，促进了清洁能源发电全额消纳，保障了电网安全稳定运行，当期最大填补低谷负荷142万千瓦，累计填谷719万千瓦。2019年，重庆市首次组织丰水期电力需求响应试点，重庆电网丰水期需求响应实施方案包括低谷电增量交易试点和主动移峰负荷需求响应试点，主要利用四川丰水期低谷水电丰富、价格较低的资源优势，将价差空间作为需求响应补贴资金来源，并传导至工业用户，引导用户调整生产，实现电网负荷削峰填谷。

2019年，全国累计实施填谷响应8次，参与工业用户2861户、商业用户444户、居民用户288户，增加用电负荷543.55万千瓦，消纳低谷电量13300.24万千瓦时。

二、我国需求响应发展特点

（一）各地逐步探索创新需求响应实施内容

我国开展需求响应研究实践工作的时间较短，但随着需求响应实施意义的突显，已有越来越多的省市结合电网运行特征和负荷特点，开展削峰、填谷、促进可再生能源消纳、调动储能参与等需求响应实施工作，响应负荷类型和手段均呈现出了新的特点。目前，上海、江苏已实现需求响应工作常态化开展，山东、天津于2018年成功实施填谷需求响应，天津还于2019年建立了需求响应中心。2019年劳动节期间，国网上海市电力公司在国内率先开展了泛在电力物联网场景下虚拟电厂全域综合响应；2020年5月，国网江苏省电力有限公司储能需求响应资源管理系统向镇江丹阳地区5家企业的储能电站模拟发出削峰需求指令，标志着江苏电力首个客户侧储能自动需求响应项目正式投运。

（二）需求响应补偿价格市场化程度有所上升，补贴资金来源途径获得突破

江苏作为实施需求响应较早的省份，实行的是约定补偿的方式，目前山东已尝试通过需求侧竞价的模式确定补偿价格，相比此前的约定补偿，市场化程度有所提升。从补贴资金来看，江苏来源于尖峰电价增收的资金，对315千伏安及以上大工业用户于7月、8月上午10时至11时和下午14时至15时，在峰期电价的基础上每千瓦时加价0.1元。尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，可跨年滚动使用。2018年，山东在需求响应实施方案中，创新性地采用了单边集中竞价方式确定客户补偿价格，并根据客户响应量比例优化补偿系数。2020年山东需求响应方案明确规定，紧急型削峰、填谷需求响应补偿费用计入供电成本，经济型削峰、填谷需求响应补偿费用暂从电网公司参与跨省区可再生能源现货市场试点形成的资金空间支出。浙江2020年度电力需求响应补贴资金来源于2019年跨区域省间富余可再生能源电力现货交易购电差价盈余部分。而河南则采用纳入省级输配电价核定方式。

（三）促进了电力需求侧管理信息系统的建立

电力需求侧管理信息系统是实施需求响应的基础，各地制订的需求响应方案中均明确要求负荷集成商和电力用户要建立需求侧管理系统或电能在线监测系统，并要求与国家或省电力需求侧管理平台进行对接。通过需求响应工作的开展，推动了企业信息化的建设，促进了企业能源管理的科学化、可视化。

三、我国需求响应发展存在的问题

第一，在电力市场环境方面。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。我国电力市场建设还处于初期阶段，尤其是现货市场、辅助服务市场等的建设尚在起步探索，缺乏完整成熟的市场体系和运行机制支撑需求响应资源价值的开发，同时需求响应资源的多样性和分散性也决定了其难以在短期内作为发电资源迅速放大。

第二，在需求响应运行机制方面。一是用户市场意识有待培育；二是缺乏较为成熟的商业模式，负荷集成商或电力用户可获得的经济收益期待值有限；三是缺乏健全的需求响应市场运行机制，各类市场主体的角色不明晰，参与渠道仍未完全畅通；四是目前需求响应地区发展不平衡，缺乏可复制、可推广的电力需求响应市场建设方案。

第三，在需求响应技术方面。一是大规模灵活资源优化配置、运行调控策略与电网运行控制等理论研究与实践应用有待深入；二是需求响应资源双向互动技术、通信技术、能效管理系统及终端等技术和标准需要进一步完善；三是需求响应能力评估、效益评估等相关技术仍然欠缺。

四、发展建议

综合来看，我国需求响应已逐步深化应用。需求响应不仅能控制负荷量，优化电能资源配置，还可以参与系统调度，提供调峰、调频辅助服务等，从而促进分布式、可再生能源大规模发展，同时提升电力系统的调节能力和可靠性。为了更好地推动和促进国内需求响应发展，提出如下发展建议：

（一）建立需求响应市场运营机制

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。我国在逐步培育发展电力市场的同时，应考虑电力需求侧管理与需求响应与电力市场的衔接机制，加快电力现货市场与辅助服务市场建设步伐，以可反映电力供需情况的实时电价信号激发需求响应资源潜力。

研究需求响应的发展路径，形成可复制、可推广的市场建设方案。在即将编制的能源电力“十四五”发展规划中，建议明确需求响应的发展要求，将需求响应资源统筹纳入电力运行调度，提高电网的灵活性，并为可再生能源电力的消纳创造条件。

明确需求响应各参与主体的角色定位，研究政府、电网企业、电力用户、负荷集成商等各方的利益分享方式，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。

（二）挖掘需求响应资源价值

当前许多国家已从能源战略高度将需求响应资源等同或优先于发电侧资源的地位，需求侧弹性负荷、分布式电源、储能、微电网、虚拟电厂、电动汽车和综合能源系统等资源可通过对价格信号的响应实现削峰填谷、消纳可再生能源出力、为系统提供调频辅助服务等功能，与供应侧深度调峰、配置储能等系统调节方式相比成本更低、效果更好。

因此，政府主管部门应充分调查统计各地需求响应资源，引导、激励电力用户优化用电方式，采用具备需求响应的用电设备和设施，主动参与实施电力需求响应。充分发挥需求响应资源在提升系统可靠性、促进可再生能源消纳方面的应有作用。

（三）完善需求响应激励机制

《电力需求侧管理办法（修订版）》明确提出，电网企业开展电力需求侧管理工作的合理支出，可计入供电成本。同时，可采用设立专项基金的方式，基金可来源于电价外附加征收的差别电价收入、其他财政预算安排等。目前江苏、山东、河南等地采取的补贴资金政策，已取得了良好的成效。

（四）培育需求响应负荷集成商

作为系统与用户的中介，负荷集成商是需求响应工作的重要实施者之一。在开放的电力市场中，负荷集成商既可以在市场侧进行购售电，也可以在用户侧提供补偿电价削减负荷来影响市场实时电价，同时，还可以为终端用户提供综合能源服务，提高用户的能源利用效率。应大力培育支持负荷集成商的发展，广泛开展线上线下培训和宣传，壮大负荷集成商和电力需求侧管理专业人才队伍，提升全民节电意识和知识水平。

（五）加强需求响应技术体系架构建立

探索“互联网+”智能用电技术模式和组织模式，推进需求响应资源、储能资源、分布式可再生能源电力以及新能源微电网的综合开发利用。通过广泛部署用户信息、电网信息与发电信息等数据采集终端，建设能源互联网，打破源-网-荷-储数据壁垒，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高需求侧大数据分析能力，实现需求响应资源的智能调控。完善需求响应技术标准体系，同时在需求响应项目的设计、建设、运行和维护中，应重视现行标准的推广和应用，提高项目建设质量，降低项目投资运维成本。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年7月31日第29、30期