新型电力系统孕育“新型负荷管理体系”

“新型电力系统”这一概念，首先在2021年3月15日的中央财经委员会第九次会议中出现，与实现“双碳”目标紧密绑定。其以保障能源电力安全为基本前提，以满足经济社会发展对电力的需求为首要目标，以新型电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑。

在此背景下，电力负荷管理正逐步凸显其在构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能新型电力系统中的关键作用。

什么是电力负荷管理？在当前新型电力系统建设过程中，被纳入“管理”范畴的电力负荷又发生了什么转变？面对这一进程中不断涌现的复杂挑战与未知变数，负荷管理又该如何以科学之策、有效之举，支撑走好浙江省能源电力的高质量发展之路？

电力负荷之变

所谓电力负荷，是指某一时刻电力系统中所有用电设备消耗功率的总和。电力负荷是实时变化的，电力用户的设备启动或停止都会有对应的电力负荷变化。电网要求供应和需求两端时刻保持平衡，不同时段需求差距过大，将对电网运行安全造成威胁。

近年来，全球能源变革加之新型电力系统加快构建，终端用能特性、负荷特性、电力平衡方式正发生急剧变化。

统计数据显示，2023年，我国电能占终端能源消费比重达28%，相比十年前增加了6.7个百分点。伴随能源消费革命的侧重点从抑制不合理的消费转向促进能源资源高效循环利用，能耗“双控”逐步转向碳排放“双控”，其他行业化石能源消费逐步向电力消费转移，终端用能由多种能源消费形态向高度电气化转变。预计到2030年、2060年电能占终端能源消费比重达35%、75%，负荷总量不断增长。

十年间，另一显著变化是分布式电源、电动汽车、虚拟电厂、多元负荷、新型储能等新业态新模式的快速发展，电力用户不再是被动的“负荷”，而是主动参与的“需求侧资源”。用户侧主体兼具发电和用电双重属性，从传统的刚性、纯消费型需求，逐步向柔性、生产消费兼具型转变。负荷特性不确定性增强，可调节性显著提升。

新能源大发与用电负荷季节性错配、时段性错配越来越明显，气候因素的影响显著增大，风电春秋两季大发、夏季“极热无风”，光伏夏季日间发电能力充足、晚峰“日落无光”。电力系统的平衡模式由传统的“源随荷动”、大电网一体化控制，逐步向源网荷储协同互动、大电网与微电网协同控制转变，带来负荷调节的双向性和复杂性。

另一方面，新型电力系统的数字化网络化智能化特征显著，海量分布式资源实时调控、多元主体协同互动呈现新趋势，需要综合应用新型数字化、先进信息通信、先进控制、量子信息、人工智能等技术，提升系统可观可测可调可控能力，实现对实时灵敏感知洞悉、生产运行精准控制、用电行为智能调节。技术创新由“能源电力”向“跨行业跨领域深度融合应用”转变，带来负荷调控技术的数智化提升。

负荷管理升级需求迫切

2023年9月，国家发展改革委等出台了《电力负荷管理办法(2023年版)》《电力需求侧管理办法(2023年版)》，明确电力负荷管理是指为保障电网安全稳定运行、维护供用电秩序平稳、促进可再生能源消纳、提升用能效率，综合采用经济、行政、技术等手段，对电力负荷进行调节、控制和运行优化的管理工作。

电力发展呈现出的一系列新态势，意味着负荷管理的工作重心从保障供需平衡向多元化目标转变。电力负荷管理的内涵更为丰富、参与主体更加多元、响应方式更加灵活，正在迎来机遇也将面临挑战。

管理内涵上，由单纯“电量”管理向“电力+电量并重”拓展。在经济大省、能源小省浙江，高比例外来电、高比例清洁能源、高峰谷差率等能源“三高”特征突出，可预见未来电力供需矛盾将长期存在，出力波动极大的新能源加入导致电力系统平衡不确定性因素增多，发电侧调节能力受限。负荷侧做文章，作用越来越大、任务越来越重。电力负荷管理应加快提升补足用电需求预测分析、负荷监测调节等基础能力和水平。

调节对象上，由“传统用户”向“发电企业+传统用户+新型主体”拓展。截至今年8月底，浙江光伏装机4110万千瓦，其中分布式光伏装机3385万千瓦，占比82.35% 。伴随分布式光伏、充电桩等规模化接网，虚拟电厂、新型储能、微电网、源网荷储一体化等需求侧市场主体类型不断丰富，电力负荷管理亟待完善各类资源的排查、接入、监测、分析、调控和服务，优化新型主体管理模式和服务机制，提升服务能力和水平。

服务内容上，由“供电服务”向“供电服务+能效服务+碳服务”拓展。建设新型电力系统，既需要推动能源供给侧多元化、清洁化、低碳化，也要推动消费侧高效化、减量化、电气化，负荷管理内容由单一的传统用电保障，向能效服务、绿电服务等拓展。要求负荷管理在做好用电安全管理的同时，大力拓展能效、绿电、电碳服务，促进能源生产消费绿色低碳转型。

调节机制上，由“行政指令”向“市场驱动+政策托底”转变。传统负荷管理较为依赖计划调控与行政管控，在长期执行时无法兼顾安全性、精准性和经济性。随着电力市场改革深化，用户的需求趋于多元，也更加注重负荷资源的能量管理、精细化用能服务等挖潜增效业务，参与市场互动的意愿更加迫切。2023年浙江电力辅助服务市场开市，众多虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体加入削峰填谷。日趋完善的电力市场政策规则、价格机制，将更好引导和促进新型负荷规模化、常态化参与市场平衡调节，促进有为政府和有效市场更好结合。

负荷管理如何与时俱进？

挑战重重下，目前负荷管理措施的系统性和实效性仍存在差距，面临新型主体管理模式和服务机制尚不健全，电力系统复杂量、动态量、微观量、多参量等测量能力存在不足等问题。如何更好适应新型电力系统建设新要求、推动电力负荷管理高质量发展？“三个促进、两个引导、一个引领”是浙江的应对思路。

一是促进新能源高质量发展。加强对分布式新能源调控管理，推动健全运行管理机制，依法合规开展分布式光伏运行监测、推进柔性调控，同时研究完善新能源参与电力市场机制，促进新能源消纳。

二是促进新型电网建设。根据新型主体和负荷特性发展变化，构建适应新型电力系统的用电需求分析预测理论体系，强化需求侧负荷变化特性监测，提升能源电力消费和负荷特性量化分析预测能力，精准引导和支撑配网规划。

三是促进供需协同互动。提升负荷资源精细化管理水平，加快推进负荷管理中心规范运行，组织需求侧可调节资源常态化规模化参与市场调节，完善政策机制，推广示范建设，促进需求侧资源高效参与电网互动实现源网荷储各环节有效互动。

同时，浙江将通过电力负荷管理积极引导全社会节能提效降碳。大力拓展“供电+能效服务”，实现重点公共机构能效诊断全覆盖，丰富电能替代开展模式，科学有序推动重点领域电气化改造，加强碳排放量监测能力建设，积极探索碳效服务，试点零碳建筑、零碳园区和零碳乡村。引导新业态新模式发展。健全虚拟电厂、车网互动、用户侧储能政策机制与管理制度，加快关键技术研究、核心装备研制和试点示范验证，促进有序充电、V2G车网互动规模化应用，虚拟电厂市场化发展，实现用户侧储能常态监测、规范管理。

此外，生产力适新仍是第一动力。传统负荷管理举措拼时间、拼资源，投入大、成本高，创新沃土浙江也在积极引领需求性技术创新与标准建设，如加强低压分布式光伏、虚拟电厂、车网互动、用户侧储能、空调负荷管理等新主体、新业态功能应用，推进各类需求侧资源统一管理、统一调控、统一服务，推动负荷管理转型升级。以数字化技术引领实现最大范围科学调动离散资源，有序引导“时空交错”的负荷寻求更为科学有效的新型负荷管理模式。

预计到2025年，国网浙江电力营销2.0、采集2.0及新型负荷管理系统将全面建成，人工智能技术与营销业务实现深度融合、规模化应用，初步建成需求侧技术标准体系。到2030年，用电需求分析预测体系、新型电力负荷管理体系、现代先进测量体系、现代电费结算体系等高效运转，各类可调节负荷和分布式能源、虚拟电厂、电动汽车等新型主体规范化、规模化、市场化、常态化参与供需协同互动，电能占终端能源消费比重达到35%左右。

“管理不等于控制，而是协调。”电力负荷管理作为新型电力系统的关键组成部分，通过“三个促进”“两个引导”“一个引领”，负荷调将节更精细更柔性更有效，真正实现用电负荷“下得去、上得来”，助力电力系统的高效、灵活、稳定运行。

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