11省市电力需求响应实践调研：构建新型电力系统亟待全面推行电力需求响应

1. 响应主体的多样化。响应主体准入门槛不断降低，包括居民在内的各类型电力用户逐步具备参与响应的资格，为电力需求响应提供充足的资源库。负荷聚合商、虚拟电厂运营商等主体的引入，为中小型电力用户、居民、党政工团和公共建筑用电开展精准响应创造了条件。用户侧储能和电动汽车的推广已逐步成为庞大的可开发需求响应资源。

2. 市场建设的多元化。各地结合当地电力市场建设特点，探索电力需求响应的市场化推进模式， 深入研究需求侧主体在电力系统中的功能定位，针对补偿标准、补偿资金来源、响应组织形式等， 构建了形式多样的地区市场化建设新模式，为加快构建适应新型电力系统的市场化交易机制开展有益实践。

3. 实时响应的规模化。为拓宽电力系统应急状况的处理手段， 需求响应实践的先行区域重点推广实时需求响应，采用积极的价格激励政策并广泛应用“云大物智移”等技术，已在需求侧形成了稳定可靠的电力系统调节能力， 为在新型电力系统中构建源网荷储协同的资源互济模式奠定基础。

4. 绿色响应的可溯化。为助力新型电力系统转型，满足终端电力用户对绿色电力的消费需求， 各地以电力需求响应为有效抓手， 进行了有益的实践，加快探索实现了可量化、可追溯的绿色电力响应模式，为满足终端消费中日益高涨的绿色电力需求创造条件。

四、面临的主要问题及原因

总体上看，各典型省份电力需求响应实施范围、频次与力度均显著提升，特别是山东、广东、浙江等现货试点省份，结合当地电力现货市场建设的进度，加速探索与电力现货市场协同的电力需求响应市场化开展模式。但是， 在各省市的实践中，也存在一些问题亟待解决。

(一)电力需求响应发展中存在的普遍性问题

1. 需求响应资源的可靠性仍待提高。各地实践中，由于不同类型用户响应能力和意愿的差异，实现响应资源的可靠调用仍存困难。部分省市为确保调用可靠性，通常采用提高备案容量的方式，如重庆的备案响应负荷总量暂按响应需求的 130% 考虑，其中 30% 作为响应储备。

调研了解到，中小型电力用户参与较为积极，但其用电行为相对无序，响应能力弱，单体响应成功率一般在 60% 左右甚至更低。大型用户用电管理精细化程度较高，响应能力强，成功率高， 通常以独立主体身份参与响应。其参与意愿易受主营业务的市场行情影响，且许多情况下是为了规避有序用电而参与需求响应。特别是 2021 年，大宗商品行情上涨背景下，钢铁、水泥等企业产销两旺，华东地区最高补偿标准虽已达 45 元 / 千瓦。不少企业担心影响生产，参与意愿并不强烈。部分地区放开了居民负荷参与电力需求响应，从实施初期的情况看，居民用户参与积极性较高， 但实施精准度、负荷调节能力等方面仍差强人意。电动汽车作为新型主体参与电网调节的应用中， 公交车辆、物流车辆等集中响应的参与度较好，但私家车受个体行为随机、价格敏感性差异化大等因素影响，难以成为可靠的调用资源。

2. 补偿激励资金来源仍是制约需求响应发展的重要难题。电力需求响应补偿激励资金来源一般按照购电侧价差资金池、售电侧价差资金池、超发超用形成的盈余空间以及输配成本统筹考虑。在电力需求响应的实践过程中， 资金来源的稳定性仍然是限制各地实施需求响应的重要难题。如， 因政策调整，城市公用附加费取消导致部分地区资金来源一度中断，致使需求响应工作进一步开展受限。

近年来，部分地区结合电力市场建设进度，加快探索按“谁受益谁承担”原则向终端疏导的模式并取得成效。但是，随着我国经济的快速发展以及可再生能源装机比重不断增加，特别是2020 年疫情缓解后经济快速反弹， 各区域电力需求响应的响应频次、规模不断加大，补偿资金需求规模快速增加。如，浙江省 2020 年度(含 2021 年 1 月初)总响应电量达 4047 万千瓦时，实际补偿资金总额达 1.28184 亿元，分别较 2019 年增长了约 118% 和 474%。

为扩充资金来源，各地积极提出有关解决方案。江苏 2021 年尖峰电价执行时段增加至 2 个 [36]; 广东 2021 年 6 月起调高向市场主体分摊上限，由 5 厘/ 千瓦时提高至1分/ 千瓦时 [37] ;安徽已发布的征求意见稿中，明确提出通过增设季节性尖峰电价解决响应资金来源 [38]。但是，上述做法均存在提高终端整体用电成本的风险。

3. 组织实施方式的计划性仍较明显。为保证新型电力系统的安全稳定运行，灵活性资源需要处于随时可用的状态以应对可再生能源的间歇性波动，形成有效的源荷互济协同。从国际主流电力市场中需求响应的运行情况看，需求响应通常作为一种常态化运行的品种参与电力市场。如美国PJM 市场中，需求响应采用了紧急型响应和经济型响应的双品种设计，并可参与容量市场、电能量市场和辅助服务市场 [39][40]。

目前，各省市在电力需求响应的推广中，已开始采取电力、电量、容量竞价等市场化方式。个别地区，如山东、广东、浙江等，积极探索需求响应作为常规调节手段参与系统运行。大部分地区实施的需求响应仍呈现较强的季节性、节假日性和响应总量计划性特点，仅将需求响应作为有序用电的前置保险措施，尚未成为常态化、充分市场化运行的系统调节手段。

(二)地区电力需求响应存在的差异化问题

1. 电力需求响应资源储备方面。目前，电力需求响应尚未在全国范围内普遍推广，且各地电力需求响应推广程度和电力基础设施条件等方面差异大，也造成了近中期各地区推进电力需求响应资源储备的主要目标，极具地方特色。

江苏、浙江、山东、天津等省份，经过多年市场培育已形成了一定规模的响应资源储备。但是，响应资源的构成仍主要以用户自主调整的邀约式为主，可与电网进行实时互动的实时响应储备仍待进一步提高，特别是将需求响应储备资源纳入电力中长期规划、电网调度管理仍需创新推进。广东、湖南、湖北、陕西等省份，尽管也提出了实时响应的目标，但扩大电力需求响应实施范围、提升电力需求响应削峰填谷总体能力仍是当务之急，亟须加快培育市场、形成具备规模的响应资源储备。

2. 电力需求响应资源潜力方面。电力需求响应潜力在不同行业中差异化极大。据调研，仅考虑技术经济性因素的情况下，商场、办公楼宇等大型公共建筑，调节空调、照明、电梯等电力负荷手段多样，响应潜力较大。钢铁、水泥等行业， 可调节电力负荷一般为工艺流程中的辅助部分，在全工艺流程中能耗的占比不高，响应潜力相对有限。电解铝行业，可调节或终止主工艺流程以实施需求响应，但对电解槽等设备影响较大，甚至造成设备损坏。数据中心用电量主要受运算需求影响，且考虑差异化的数据应用技术指标，目前参与响应的潜力和方式仍待探索。

结合目前各地的产业发展及分产业用电看，江苏、浙江、广东、北京、上海等地区近年来在多领域积极实施电能替代，二产、三产和居民用电量稳定增长，终端电气化率快速攀升，通过实施需求响应引导大量无序化用电向有序化转变， 是近中期挖掘电力需求响应资源潜力的重要挑战。西北、西南等地区，近年来重点发展钢铁、水泥、有色等高载能产业，且部分省份产业分布集中，整体调节性能较差， 且三产、居民用电占比低，需求侧可挖掘潜力不高是近中期发展电力需求响应的重大难题。

(三)主要原因

1.电力需求响应综合价值未得到完整体现。电力需求响应发挥作用的关键是清晰、合理、可量化的用电收益以及与之匹配的补偿标准。在多地实践中，补偿标准通常考虑电力需求响应对短时电力平衡的贡献、用户参与响应产生的直接和间接成本，未充分考量促进可再生电力消纳、提供电力系统备用容量及引导能源消费多元化转型的价值。

从促进可再生电力消纳方面考虑，可再生电力的价值不仅包括电力供应的基本价值，更重要是随着电力系统中可再生电力占比不断增高，低碳电力系统所产生的环境价值，一般包括减少二氧化碳、硫化物、氮氧化物、固体废物以及废水等排放的价值。目前，随着我国电力市场的加速推进、碳市场的正式启动以及绿色电力消费权益市场的不断完善，通过电力需求响应促进可再生电力的实际电力消纳量已实现可追溯与计量。同时，结合市场化的碳排放和绿证的交易价格可进一步量化促进可再生电力消纳的环境价值。

从提供电力系统备用容量方面考虑，电力系统中，为保障系统安全运行，在系统规划阶段一般按照 15% 左右考虑备用装机容量，通常采用火电机组的技术方案。近年来，电力系统运行不断呈现短时尖峰特性，完全通过新增火电装机的方式予以满足，极易造成新增设备全年利用率偏低的状况。特别是， 随着虚拟电厂、实时需求响应等技术的发展，电力需求响应的可靠性不断提高，可以作为电力系统应对短时尖峰负荷的稳定储备资源，应通过优先发用电计划、容量市场等方式获得相应的价值实现。

从引导电力消费多元化转型的方面考虑，随着电力需求响应推广力度的不断加大以及响应规则的不断完善，在持续经济激励和多品种响应模式的引导下，终端用户电力消费的智能化、精细化、绿色化转型积极性逐步增强， 带动需求侧整体用能水平的提高， 其综合价值可通过能耗“双控”、用能权交易等制度机制予以体现。

2.电力需求响应业态的培育需要多维驱动。电力需求响应能力的充分发挥，既依赖于经济手段的激励，也依赖于用电终端响应能力的建设和响应意愿的充分调动。然而，电力用户差异化的用电特性和利益诉求，决定了需求响应资源难以像发电机组一样，可单纯靠电价驱动以及电网调度调节。特别是， 近年来，非工商业用电在全社会用电中的占比持续提高，而目前电力需求响应的大部分组成仍为工商业用电，如欲进一步挖掘需求侧潜能，需从政策机制、终端建设、科普宣传和效能信用评价等多维度开展长期工作和创新实践。

从各省的实践来看，江苏基于长期实施电力需求响应的储备， 在 2021 年春节期间，将需求响应与统筹疫情防控、助力企业留工稳岗相结合，在促进清洁能源消纳的同时，大幅提升了需求侧主体参与的积极性，参与用户数量较 2020 年同期增长 347%，取得了良好的经济效益与社会效益 。

浙江以国管局《关于 2021 年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》的要求为契机，积极推动全省公共机构开展电力需求响应集中示范工程，进一步扩大电力需求响应参与主体的范围， 力争实现全省公共机构具备最大用电负荷 30% 的需求响应能力 。

广东于 2021 年首次在全省范围实施电力需求响应，尽管该省电力市场建设相对成熟，但需求响应参与者主要为经营性用电主体，且缺乏长期培育，因此，在需求响应启动初期并未达到预期效果。

3.电力市场机制不完善限制需求响应发挥作用。建设真实反映供需、权责清晰的市场机制是解决补偿费用来源、提高用户积极性的根本出路。然而，我国电力市场建设仍待多维深化。市场限价方面，市场建设初期出于避免价格大幅波动的考虑，各省级电力市场限价偏保守，而需求响应因未与电力市场完全协同运行，执行的补偿标准较高，造成了电力需求响应与电力市场价格体系的脱离。如，广东电力现货市场上限为 1.5 元 / 千瓦时，而需求响应补偿标准上限达 4.5 元 / 千瓦时; 山东需求响应的最高价格为电力现货实时市场出清价的 2 倍。主体责任方面，目前，我国电力系统主要强调供给侧保供责任，对需求侧应承担的供电可靠性成本不明晰，造成许多用电主体片面认为高可靠用电保障“与己无关”和“理所当然”，增加需求响应执行难度。

五、加快全面推行电力需求响应的建议

11省开展电力需求响应的成效表明，电力需求响应是应对电力经济新形势和新要求的有效手段。加快构建电力需求响应的功能价值体系，因地施策推动地区电力需求响应工作，对推进我国新型电力系统建设具有重要意义。

(一)进一步明确需求响应在新型电力系统中的定位和作用，构建政策标准完善、理念技术先进、应用场景丰富、源网荷储互动的电力需求响应体系

建议中长期电力规划明确电力需求响应能力建设指标。加快推进和完善电力需求响应与电力调度、电力市场、可再生能源消纳责任权重、碳排放权、能源“双控”考核等项政策的衔接。

(二)积极构建以能源主管部门统筹、市场化手段主导的电力需求响应运行模式

注重效率兼顾公平，从政策宣贯、终端建设、实战演练、效能信用评价等多方面着力，强化需求响应业态培育，完善需求响应资源调查和分级分类管理。

积极培育储能、数据中心、5G 基站、充电桩、冷链冷库等新兴用户，鼓励综合能源服务商、负荷集成商、小微园区、虚拟电厂等负荷集成模式，进一步扩大重点区域及省市需求响应资源池规模范围。

(三)加快探索区域多元化需求响应发展模式和路径

建议华东、广东、山东等地， 立足当前市场建设基础，进一步强化需求响应综合能力建设，重点创新推进需求响应市场化模式， 探索需求响应常态化运行。

华中等地，近期电力供需矛盾突出，宜多措并举加快需求响应业态培育，加快构建并壮大需求响应资源储备能力。同时，进一步优化需求响应与有序用电衔接配合。

西北、西南等地， 由于局部地区负荷超预期发展，造成输配电时段性阻塞矛盾凸显，宜加快培育需求响应新模式，特别是针对部分地区产业结构单一、负荷调节互补性不强的特点，探索构建跨省、市、县区的区域需求侧资源互济共享机制。选取试点地区，研究并试点提高电力交易价格上限，加快推进可中断负荷电价，并按“谁受益谁承担”原则向终端疏导。

(四)加快构建以行业类型、用电类型为主要分类标准的需求响应政策，在电价基础上扩展需求响应的激励效果

针对大型工业，特别是高耗能行业，强化需求侧管理，积极推动需求响应与能源消费权益市场协同的试点应用。

针对商业用户，积极完善峰谷电价机制，进一步扩大峰谷价差，稳步推动用户侧储能或源储一体化项目规范化、标准化实践。针对中小型电力用户，特别是居民、党政工团与公共建筑空调负荷，鼓励通过负荷聚合商、虚拟电厂服务商、售电公司等专业能源服务企业实现整合。

(五)夯实能力建设，为有效调用灵活性需求侧资源巩固基础

加强国家电力需求侧管理平台功能建设。结合数字新基建， 加强需求侧资源的全面监测和电力供需形势预测预警。

完善有序用电、需求响应等信息披露工作，推动信息公开透明，拓宽信息发布渠道，加强舆论引导。

强化电力需求侧管理城市综合试点工作经验总结和推广，形成可复制模式，大力拓展电力需求侧管理实施范围。积极推动终端计量、响应能力建设。

【作者信息】

赵晓东，中国宏观经济研究院能源研究所，高级工程师，研究方向：电力市场、综合能源服务;

王娟，中国宏观经济研究院能源 研究所，副研究员，研究方向：能源市场、能源产业;

周伏秋，中国宏观经济研究院能源研究所，研究方向：新型电力系统、综合能源服务;

邓良辰，中国宏观经济研究院能源研究所，助理研究员，研究方向：综合能源服务、电力系统。