电改九年观察 | 构建以市场化为主导的电力需求响应模式

2015年3月，国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，开启了新一轮电力体制改革，值此电改九周年之际，我国电力市场建设业已取得长足进步。构建新型电力系统是电力行业实现 “双碳”目标的必由之路。然而，新能源装机的快速增长对电力系统运行的稳定性和调节的灵活性提出了挑战，原先仅依赖电源侧调节维持系统发用平衡的方式越发显得乏力，开拓新的系统调节手段迫在眉睫。需求响应，是指为有效应对短时的电力供需紧张、可再生能源消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，具有良好的经济性和灵活性，因此，需求响应在各国的系统调节过程中被广泛实施。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：俞潇）

在我国电力体制改革的道路上，需求响应拥有广阔的发展空间，却也面临诸多艰险和挑战。前路光明，道路曲折，构建以市场化为主导的需求响应模式仍需克服重重困难。

我国需求响应发展历程及现状

需求响应属于负荷管理的范畴，随着电力系统的发展，负荷管理不断发生变化，需求响应也应运而生。在原先垂直一体化的电力工业时代，我国负荷管理以行政方式为主，上世纪80、90年代往往采取拉闸限电、有计划停电等措施，实属无奈之举。进入21世纪以来，政府有关部门先后出台《节约用电管理办法》《电力需求侧管理实施办法》《有序用电管理办法》等政策文件，有效指导各地开展负荷管理，在降低高峰时期用电负荷、保障民生及重要用户用电、确保电网安全稳定运行和供用电秩序平稳等方面发挥了积极作用。

随着新型电力系统的不断建设完善，原先仅依靠电源侧调节出力以维持电力系统安全稳定运行的手段越发显得乏力，在多个地区出现系统备用紧张的局面。自新一轮电改以来，电力市场改革稳步推进，需求响应资源也逐渐受到有关政府机构的重视，先后出台了多份文件引导需求响应资源发展。2023年9月，国家发改委修订印发了《电力负荷管理办法》和《电力需求侧管理办法》，进一步明确实施需求响应的职责分工，规范了实施流程，鼓励需求响应主体参与相应的电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。按规划，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%～5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易推动实现电网区域内需求侧资源的共享互济。

当前，我国实施的需求响应可分为基于价格和基于激励两种。基于价格的需求响应主要是指通过价格信号引导用户主动调整用能习惯，现货市场连续运行的地区通过现货市场连续的价格信号引导市场化工商业用户调整自身用能需求；现货市场未运行的地区则主要以分时电价、峰谷电价、阶梯电价等行政手段为主。基于激励的需求响应执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等环节。参与需求响应的主体由各省市（地区）根据自身用户结构及特点进行确定，一般要求具有独立的电力营销户号，具备完善且运行状态良好的负荷管理设施及用户侧开关设备，同时可实现电能在线监测的用户也可以参与，包括分布式储能，具备快速响应能力的大型耗能用户（如钢铁、水泥、冷库等），移动通信基站，电动汽车充电桩运营商，符合国家相关产业政策和环保政策的工业企业，商业综合体、大型商场、写字楼等非工用户。此外，可中断负荷也包含在需求响应之中，由电网企业视系统运行情况调用，并按标准给予补偿。

目前，各地需求响应的定价方式、补偿标准及资金来源各不相同，大部分地区为固定补偿标准，或根据削峰填谷需求邀约主体报价出清来定价，各地政策不尽相同。重庆在《2023年电力需求响应实施方案》中明确，对参与需求响应的工商业用户，按照工业用户（含临时用电）20元/千瓦/次、商业及其他用户25元/千瓦/次的标准进行补贴；广东在印发的《广东省市场化需求响应实施细则（试行稿）》中明确，主体应邀参与需求响应申报，申报自身可响应容量、可响应时段、响应价格等信息，参与市场出清，报价上下限分别为3500元/兆瓦时和70元/兆瓦时，相应资金来源包括电力用户分摊、现货市场发电侧市场考核及返还费用；江苏需求响应方式分为约定需求响应和实时需求响应，约定需求响应补贴标准最高可达15元/千瓦，相应资金来源于执行尖峰电价政策产生的额外收益；云南在《2023年云南省电力需求响应方案》中明确，实时响应补贴标准为统一价格2.5元/千瓦时，邀约型削峰补贴申报区间为0～5元/千瓦时，产生的补贴费用由直接参与市场化交易的用户（包括批发用户及零售用户）按月度冻结用电量比例进行分摊。

实践过程中，需求响应展现出良好的经济性和灵活性，是一种有效的电力系统调节手段。自2015年以来，江苏多次开展需求响应，实践规模、次数等均居国内前列，对促进清洁能源消纳、减少电网投资发挥了突出作用；山东于2018年冬季首次成功实施电力需求响应，最大填谷响应负荷43.9万千瓦；云南省在2023年度首次电力需求响应中，邀约削峰响应成交容量150万千瓦，邀约填谷响应成交容量20万千瓦，日内实时削峰响应成交容量80万千瓦，实际最大响应容量均超过响应成交容量；此外，山东、天津、重庆、陕西等地区均多次开展过需求响应。

国际实践经验及做法

国外较早推动了需求响应参与电力市场交易，其市场化改革的相关实践经验和案例对于我国推动需求响应资源参与电力市场具有一定的参考意义。美国、欧洲等国家制定了相对完善的需求响应参与市场的规则，并具备相对充分的计量、监测条件，其需求响应资源主要通过负荷聚合商参与电力市场，与其他系统调节资源同台竞价，并按市场出清结果调用实施。国内对于国外需求响应参与市场交易的研究较为全面，本文在此仅对国外需求响应实施情况进行简短介绍。

2023年，欧盟能源监管机构合作局（ACER）指出，预计到2030年，欧洲可再生能源装机占比将达42.5%，随着可再生能源装机的快速增长，电力市场价格波动更加显著，未来，电力系统中灵活性资源将变得越来越重要。作为欧盟的重要成员之一，德国较早建立了电力市场体系，并在推进工业4.0建设的过程中持续挖掘工业领域需求响应资源，按政府规划，预计到2030年，灵活性调节的容量为3～4吉瓦，约为工业用电需求峰值的10%。其需求响应主要由企业自身独立申报参与，少数由电网运营商和负荷聚合商主导，参与主体多为能源密集型企业，如金属冶炼、水泥、造纸、化工等，其生产制造的过程中，电力价格信号对于其自身生产成本会产生明显影响，降低负荷对于自身生产经营不会产生不利影响。德国需求响应分为直接需求响应和间接需求响应。间接需求响应由用户通过对价格信号的反映来实现。用户与售电公司签订浮动电价合同，或通过虚拟电厂聚合后直接参与日前、日内市场报量报价。后一种方式主要适用于拥有自备电厂的大型工商业用户，典型企业有大众、戴姆勒等。直接需求响应首先由电网企业对有意参与需求响应的用户进行资格预审，用户需提供其负荷削减量和可中断负荷量等信息，审批通过以后再参与交易。视中标结果，最高补偿可达每周500欧元/兆瓦，参与交易的用户需提供5～300兆瓦的容量，每周至少2次以上响应，每次持续时间15分钟至8小时，紧急调用则按400欧元/兆瓦时标准补偿。相较之下，2023年德国居民平均电价为450欧元/兆瓦时，需求响应补偿标准与居民用电价格相近。

美国PJM电力市场中，需求响应容量占电力市场高峰负荷的比重在6%～7%之间，2020年参加零售需求响应计划的客户数量约为1160万，约占美国家庭的1/10。2023年PJM市场监管报告显示，从2010年至今，需求响应资源每年获得的收益都有所波动，其中2015年收益历史最高，将近6亿美元，从收入结构来看，主要收益来源于参与容量市场，单项费用占比最低的年份都超过了80%。美国PJM市场的需求响应包括经济型需求响应、紧急型需求响应及价格响应型需求响应，此外在PJM的覆盖范围内，各州也会有额外的需求响应项目。提供需求响应的终端用户必须通过专业的代理机构（CSP）参与电能量市场、辅助服务市场及容量市场交易。经济型需求响应可参与电能量市场交易和辅助服务市场，报量报价获取收益；紧急型需求响应则可参与电能量市场和容量市场，当系统运行备用不足、稳定性受到威胁时，需求响应资源按照调度中心指令削减负荷，实现系统调节。在积累了丰富实践运行经验的同时，当前美国需求响应参与市场也面临一些问题。一是市场力过强，其头部四家聚合商持有的注册需求响应资源占总量比重达到了82.8%；二是电力市场采用节点电价结算，对于诸多被聚合起来的需求响应资源来说，很难确定其自身的节点电价。

当前需求响应面临的矛盾和难点

对比国外实践经验可以看到，国外系统调节过程中很少采用储能设施，主要原因在于经济性不及需求响应。当前国内的需求响应资源仍存在充足的开发利用空间，未来的应用前景颇为广泛，但实践过程中存在的问题制约了需求响应的进一步发展，主要包括以下三个方面。

一是补偿标准难以反映需求响应真实价值。当前，我国需求响应采取的是单独定价，当电力系统其他调节手段基本用尽仍无法满足系统运行需求时，由电网公司报批后邀约用户报价削减负荷或按协议直接切负荷并给予补偿。邀约报价是在事先确定削减量的基础上，由各主体竞争确定量价，相应费用主要由其余用户分摊。不可否认，将需求响应单独定价对于调动用户积极性、实现系统有效削峰发挥了积极作用，但补偿标准往往超过了发电所需的成本，用户参与需求响应获取的收益与其自身生产活动创造的社会价值难以有效平衡，缺乏明确的价格信号告知用户当前时刻削减负荷与维持生产哪种方式更加经济。目前，各地区在实践中实施需求响应的次数较少，更多的时候是作为系统应急手段使用。

二是市场主体的准入条件不统一。当前，我国各地区对参与需求响应准入条件的要求并不相同，在A地区允许参与需求响应的用户到了B地区却可能被拒之门外。目前，可参与需求响应的主要是大型工商业用户，但系统中可调节负荷资源更多地分布于中小型工商业用户手中，参与需求响应的补偿则由未参与需求响应的用户分摊。囿于高耸的准入壁垒及缺乏可靠的聚合手段，中小型工商业用户往往缺乏参与需求响应的积极性，也无法通过参与系统调节获取合理收益，系统中大量的可调节负荷未能被有效聚合起来。

三是难以有效评价需求响应实施成效。需求响应结算的重要步骤就是需求响应实施评价，目前，各地区的需求响应实施方案中对需求响应实施效果的评估方法不尽相同，相关的行业标准《用户参与需求响应基线负荷评价方法》也属于推荐性标准，缺乏统一且公信的评价标准。在对需求响应基线负荷的采集和认定方面，信息化智能采集手段还不完善，大量工商业用户若要参与需求响应仍需进行智能化改造，负荷聚合商组织的需求响应资源的信息采集和响应效果确认的方法和技术体系也需要完善。

如何构建以市场化为主导的需求响应模式

需求响应参与电力市场能够在容量上聚合更多的资源参与系统调度，提高需求响应的调节能力，同时定价也更为科学。在市场机制完善的地区，需求响应资源能够参与电能量、辅助服务和容量市场交易，需求响应的实施更为频繁，负荷削减总量更大，需求响应代理商和终端用户能够获得稳定的收益，是一种相对储能而言更加经济灵活的调节手段。随着我国各地电力市场建设工作的稳步推进，需求响应资源如何充分体现其在系统调节中的经济性和灵活性，可从以下三个方面进一步优化。

一是推动用户侧参与电力市场交易。随着我国经济社会的快速发展，采取以往行政措施对用户负荷进行管理越发困难，此时由市场价格信号引导用户自行调节负荷就显得很有必要。实际上，用户全面参与市场就是覆盖范围最广的需求响应。因此，现货市场具备条件的地区可以推动用户侧以报量报价的方式参与日前和实时市场，中小型用户可通过售电公司代理参与市场，给予负荷侧充分的弹性调节空间。通过市场交易实施需求响应，补偿标准由其提供的服务类型和市场竞标结果共同决定，相比原先管理机构制定补偿价格的方式更为科学合理，提高了需求响应的经济性。在用户参与市场的基础上，现货市场长期稳定运行的地区可以深入研究需求响应参与市场的方式，需求响应资源可被视为“负瓦”机组参与相应电能量市场交易；具有提供调频、备用等辅助服务能力的需求响应，经过测试评估后可允许参与辅助服务市场交易，并签订调度协议，按市场规则获取经济收益；此外，可中断负荷也可视为系统有效容量的一部分获取容量补偿，并无条件服从调度的统一指挥。现货市场未连续运行的地区可进一步优化分时电价、阶梯电价等措施，引导用户主动调节生产生活方式。在实现需求响应市场化的过程中，价格主管部门也需要进一步参与市场建设，制定合理的定价、限价机制，让市场价格来告诉用户何时需要开机生产，逐步将需求响应演变为电网经济运行常态化调节措施，实现社会生产价值最大化。

二是扩大需求响应参与主体范围。利用电能，实际上是将电能转化为其他能量使用，满足人们正常生产生活需要的一个过程。因此，工业可以在电能量供应充足、价格低廉时将电能转化为热能、化学能等方式存储，或尽可能将原材料加工成半成品，以提高能源利用率和产品经济性，例如电解铝、钢铁冶炼、水泥生产、制氢等；商业、居民用户可将电能量储存起来或转化为热能，降低综合用能成本，例如空调、冷库、热水器、电动汽车等。基于以上观点，可以将水泥、电炉钢、塑料制品等高耗能行业，大型商超冷库、中央空调等温控设备，电动汽车充换电站，分布式能源服务商等主体充分纳入需求响应参与主体范围内，可鼓励中小型用户通过售电公司参与市场。恰逢国家发改委近期提出设备更新行动政策红利，可视情况推动用户实施设备智能化改造，响应政策号召，满足需求响应的实施条件；此外，在市场注册、市场准入、计量方面也需要研究制定配套措施，扫清用户侧可调节负荷参与需求响应的阻碍。

三是进一步完善考核与评价措施。现货市场长周期结算运行的地区，需要明确需求响应实施的考核标准与评价措施，科学确定基线的计算方法并采用更加智能先进的计量手段；参与辅助服务市场交易则需要进行相关考核机制的配套设计，鼓励调节性能优越的需求侧资源获得更多收益；对于可中断负荷则需制定明确的考核调用标准。对需求响应执行不到位的工商业用户、负荷聚合商、虚拟电厂等，需加强指导，并按照相关规则或协议进行考核，维护公平公正的市场交易环境。

构建以市场化主导的电力需求响应模式需要结合自身电力系统结构特点和市场建设情况，由有关部门、电网企业、工商业用户多方共同协作配合，从交易机制、交易组织、平台搭建、宣传引导等多个方面入手，营造适合需求响应资源参与市场交易的环境。