需求侧响应：从电力调节到电碳调节-北极星输配电网

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随着“双碳”目标的推进，能源电力行业将产生深远的影响，电力生产、传输及使用过程中的碳排放直接影响全社会“双碳”目标的实现。据统计，2020年我国电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42.5%左右，其中电力供给端占比32%，消费终端占比10%。因此，实现“双碳”目标，电力行业要从供给侧、需求侧“双管齐下”来解决。

传统电力系统主要以保证电力系统稳定运行和满足用户用电需求为前提，系统调节的重点是针对供给侧电厂发电，对需求侧的调节主要出现在电力供应客观不足时，通过行政方法进行。

而在新型电力系统建设中，市场化调节的手段将成为系统调节重要手段。市场将供需双方的意愿公布，通过交易实现电力电量供应与需求间的匹配。在“双碳”目标下，市场化需求响应除了对电力电量响应外，还可能增加电碳耦合的碳排放需求响应。

“双碳”目标下需求侧响应工作变化

在“双碳”目标的驱动下，电力系统将纳入更多的新能源并入电网，驱使着系统向低碳、甚至零碳排放的方向转型，向着“源网荷储”协同的方向迈进。其中的重点之一，便是需求侧网架结构的转型和发展。需求侧电网的建设，更要从电碳耦合的角度出发，综合电、碳约束与经济社会之间的耦合关系，实现电力系统低碳转型的目标。

可以预见，需求侧响应将成为未来电力系统调节的一个特征。新型电力系统中，风光等可再生新能源大量并网后，其固有的随机性、间歇性、波动性特征会给电力系统稳定运行带来挑战，除了深入研究高比例新能源接入后电力系统稳定调度运行的技术外，更有效的是挖掘电力系统需求侧响应资源在新能源消纳、减排降碳等方面的潜力。需求侧响应资源既可实现“源随荷动”，参与电网削峰填谷，也可以“荷随源动”，跟踪新能源出力的变化，以此达到电力系统的平衡。

碳排放约束将成为促进需求侧响应的一个重要因素。以往的电力需求侧响应往往是根据电力资源进行响应，而在“双碳”目标下，需求侧响应则不得不协同开展碳排放的需求响应，应根据碳约束条件进行碳排放响应，达到电、碳双平衡的效果。

电碳耦合调节所需外部条件

1.政策条件

“双碳”和新型电力系统背景下，目前国家分别针对碳市场与电力市场相继出台了相关政策与条例，为后续各省因地制宜制定更完善的碳市场和电力市场细则、开展电碳耦合调节提供了良好的政策大环境。

如《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》明确了全国碳市场在实现“双碳”目标过程中的定位，提出了总量控制，真正健全全国碳市场的配额分配机制；《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》进一步提出健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。全国多层次统一电力市场的建设推进，为需求响应发展提供了新的机遇。

2.市场机制

实现电碳耦合调节，市场交易机制与价格信号的形成是最重要一环，必须要允许需求侧响应资源进入市场交易，通过价格信号引导用电与排碳行为，才能形成可持续的良性互动循环。在具体市场机制落地层面，目前各省细则的制定以及市场的开展仍在稳步探索中。

在碳市场方面，国家选定了7个试点省市以及24个重点行业纳入配额考核，但总体来看，目前覆盖的行业和省份不多，大部分企业对碳减排重视程度不足，全国碳市场交易规模和价格水平还处于起步阶段。

在电力市场方面，随着新能源装机增加以及尖峰负荷攀升，国内大部分省份通过需求响应交易、用户侧调峰交易等市场化手段吸纳用户侧资源参与电网调节，其中山西和山东已允许用户侧资源参与电力现货市场交易。但在实际市场开展过程中，由于现货分时价差空间不足，需求响应补贴存在来源有限、价格不足等情况，市场后续的规则完善、价格引导和资金疏导等仍有完善空间。

3.技术基础

虚拟电厂技术。虚拟电厂的关键技术包括智能计量、信息通信、调度运行优化、交易决策及边缘协调控制等，将用户侧的可调负荷、储能、分布式发电、充电桩等灵活调节资源聚合起来，考虑物理运行约束，以电力市场需求以及价格信号走势，参与市场交易与调度运行。

电碳计量技术。在碳计量上，我国已选定3批共24个行业，并发布各企业温室气体排放核算方法与报告指南试行办法，在国家温室气体清单的框架内形成了不同行业的碳计量体系。有了扎实的碳计量体系作为基础，国家陆续成立了9个碳交易所作为区域试点，为开展全国统一的碳排放权交易做好了充分的前期准备。

电碳耦合运行技术。在交易运营与调度运行中，虚拟电厂除了考虑电力运行的目标和约束外，还需考虑碳市场价格和碳配额的要求，本质上是以电力与碳排放费用最小作为目标函数，建立降碳优化和需求响应的低碳经济调度模型。当市场碳价变化时，随着碳价上涨，调度周期内碳排放量将减少，发电成本、总能耗和需求响应量则增加。当碳价处于较高值时，调度周期内的高碳排放机组在低负荷时会减少出力，低碳排放火电机组和碳捕捉机组则得到充分利用，需求响应资源在高负荷时将被连续调用，从而充分参与市场。

面临的困难及对策建议

1.需求侧响应市场机制有待完善，需要切实加强电力市场、碳市场的建设，赋予辅助服务产品应有的市场价值。需求侧响应资源及虚拟电厂、储能、综合用能系统等灵活性资源的用电模式与传统资源不同，要进入电力市场，其规则、模式、结构的制定仍有待完善，目前仍缺乏支撑响应工作的市场机制和成熟商业模式。在“双碳”目标下，开展电碳耦合下的需求侧响应市场机制仍不完善，电碳约束下的响应市场交易机制设计、响应资源价格形成、市场模拟与评估等方面仍有待研究。

2.资源参与响应的数字化程度不高，并缺乏全流程碳排放的计量统计方法和技术。需要加强用户侧需求响应能力建设，研发和推广用户内部的能源管理系统对内部能源进行主动管理。目前绝大多数用户仍采用人工手动的方式响应价格或激励型的需求响应项目，对于用户的专业化知识要求较高。自动需求侧响应、智能需求侧响应开展研究较少，无法有效评估用户自身需求响应的能力，同时也难以有力支撑用户在响应市场中开展积极、有效、可靠获利的市场交易。同时，对于电碳耦合的基础条件是碳排放的准确计量统计，目前在碳排放计量统计方面的研究还不深入，主要集中在宏观碳排放统计和微观碳排放流统计，但以上统计分析方法主要应用于较长时间周期内的碳排放统计，缺少电力系统全周期、全环节、短时间粒度的碳排放计量统计方法，难以匹配以日前、实时为主的电力需求侧响应市场。

3.市场机制不完善等导致用户响应意愿不高。需要通过市场机制、金融工具的创新，鼓励更多的主体参与到市场中。通过发展虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体，推动需求响应工作顺利开展。作为参与电碳耦合下的需求侧响应市场主体，目前仍缺少有效的基于电碳耦合条件下的综合用能成本评估方法。在电碳耦合条件下，市场主体进行信息获取、交易决策以及市场主体间交互等机制设计仍不完善，导致市场主体参与需求侧响应意愿不高，收益和损益计算不准确，存在避害心理。需要通过发展碳基金、碳债券、碳资产、碳保险等相关产品，将资本引入电碳市场，为企业拓展融资渠道，分散参与到市场里的交易成本，提高市场主体交易意愿。

（作者杨舟、李捷单位为广西电网公司计量中心，王蓓蓓单位为东南大学电气工程学院）

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