市场环境下我国电力需求响应实践与探索

王 宝，叶 斌，朱刘柱，郝 洁，叶 彬，程清洁，高赐威

（1.国网安徽省电力有限公司 经济技术研究院，合肥 230022；2.东南大学 电气工程学院，南京 210096；3.国网安徽省电力有限公司，合肥 230061）

0 引言

新一轮能源综合管理中，为保证电力供需平衡，将向可再生能源、储能为代表的分布式能源动态组合优化转型［1］，实施需求响应（demand response，DR）以挖掘更多需求侧资源［2］。DR具有价格信号可使需求侧资源参与电力市场，售电侧放开后特别是现货市场下需求响应成为售电商的有力盈利点［3—4］，在欧美等国依托开放的电力市场实施DR项目多、种类全［5—6］，并着力发展电力现货市场和自动需求响应（automatic demand response，ADR）。

目前我国正处于电力市场化改革的关键时期，既需要国家从整体长远利益制定需求响应引导政策，又需要通过推进市场化实现其可持续发展。对我国需求响应实施问题全面综述［7—8］的文献较多，但学者多是对政策和实践简单涉及而较少专门研究，并对政策和实施效果无详实说明及差异对比。本文先从政策角度剖析政策对需求响应的引导支撑，并调研各地实施措施的异同及深层原因，为即将开展电力需求响应工作的地区提供政策和实践参考。

1 我国电力需求响应政策沿革分析

1.1 国家政策

以政策推动能源改革，电力需求响应作为调节电力供需和消纳可再生能源的重要手段是未来能源发展的重点领域之一。在“放开两头，管住中间”的电力改革总思路下，放开的供、需两侧在市场中直接交易增加了电价的灵活性，电力需求响应的参与提升了需求弹性，为形成良性活跃的市场提供条件。需求侧资源作为市场新兴资源，还需通过政策支持建立长效机制以提升需求侧资源响应能力。目前出台的主要政策如表1所示。

1.2 各省市需求响应政策特点及电力市场建设

根据国家政策引导，江苏、上海、山东、天津、浙江、河南等地根据自身情况制定了实施DR及电力市场建设等政策，如表2所示。

表2 各地DR及电力市场建设政策Table 2 DR and electricity market construction policies in certain regions

在电力市场建设方面，江苏中长期市场交易电量规模已达全社会总用电量的一半，2020年12月现货市场建设方案已送审并公示，调峰辅助服务市场已正式试运行。上海于2020年12月出台电力市场建设方案，中长期市场和现货市场均处于规划阶段，力争2021年底启动试运行。山东于2020年11月出台电力市场中的电价政策。浙江于2020年11月制定中长期电力交易的修订版，进一步规范电力交易，制定现货市场结算方案推进现货市场建设。

2 市场中我国电力需求响应实施特点分析

电力市场中需求响应按照响应方式分为价格型和激励型。为引导用户用电，通过价格型需求响应改善中长期负荷特性，通过激励型需求响应调整短时负荷波动。

2.1 价格型需求响应

价格型需求响应指用户收到包括分时电价、尖峰电价及实时电价等价格信号后调整用电方式。全国大部分省市已实施峰谷分时电价，峰谷电价比约为3，长期未调整的峰谷时段和电价已不能真实反映负荷峰谷时段和发供电成本而适得其反。尖峰电价和双蓄电价已有部分地区使用，适合省市可参考实施。

尖峰电价拉大了峰谷电价差有助于削峰填谷，各地使用况如表3所示，其中电价取各电压等级均值。从中能够看出，尖峰电价约为高峰电价1.1倍，增幅约0.1元/kWh。上海电价体系特殊，将13:00—15:00在夏季做平时段转峰时段调整，在时段和电价上都有所调整以增强电价灵活性。

表3 季节性尖峰电价实施情况Table 3 Seasonal peak pricing implementation

2.2 激励型需求响应

激励型需求响应指以经济补偿的方式激励用户参与电力需求响应。从开展原因等方面介绍各地激励型需求响应开展情况，如表4所示。

表4 各地激励型DR实施情况Table 4 Implementation of incentive DR in certain regions

开展激励型需求响应的地区中，上海、江苏在规模、技术水平等方面突出。上海开展的虚拟电厂是推动需求侧资源参与电力市场并稳定电网安全的有效模式，是电力需求响应和电力市场建设的重要创新，既有效挖掘需求侧资源又是ADR的尝试。江苏建设国内首套源网荷友好互动系统，可实现毫秒级快精切负荷，为ADR做准备相关各省市积极培养了一批负荷聚合商，大大提升电力需求响应可行性。

3 各地区电力需求响应实践分析

各地区以清洁能源消纳为新主题，以移峰填谷为目标实施电力需求响应。实施方式分为约定式和实时式，功能上分为削峰式和填谷式。下面分别从实践的异同点分别介绍。

3.1 各省市电力需求响应实践共通性

需求响应实施中，各地区在运行机制、支撑技术、商业模式等方面大致相同，介绍如下。

在运行机制方面，按年度申报、网上签约的方式组织开展。通过网站、短信等方式向接入需求侧管理在线监测平台的用户发出邀约，用户以人工方式回应。邀约式自动化程度低人力成本高，响应实时性和可靠性不易保证，带有行政指令的组织方式对用户并不友好，需研究柔性无感式负控方法。江苏、上海、山东在试点ADR，未来可通过专用调控系统实现需求响应常态化、自动化运行。

在支撑技术方面，通信、计量及控制技术构建的高级量测体系，实现电力数据从测量到分析应用的功能。通信技术目前多采用电力线、宽带、无线电频率网、系统专用公共网等方式通信，5G技术可用于终端和管理中心主站云端之间通信，通信规约也将使用国网标准DL/T1867—2018逐步取代OpenADR协议。先进的计量技术能实现更多功能如支持记录和显示瞬时负荷信息等。智能控制技术包括智能楼宇及家居、能量管理系统等。在未来电力需求响应深度参与电力市场，实现其实时化和自动化是必然选择。

在商业模式方面，已有文献作了与电力市场结合的方案［9］，但当前国内并不具备实现条件。仍然是以政府主导、电网企业为实施主体、负荷集成商为中介、全社会共同参与的商业模式运作，各方功能总结如表5所示。该模式较依赖政府行政指令及电网激励政策，并非成熟的商业模式。从全社会角度看，需求响应具有多重效益，但鉴于投资成本认定困难，使全社会效益难于分配至各利益主体，还需各方统筹协商达成一致。

表5 电力需求响应商业模式Table 5 Business model of the power demand respond

3.2 各地区电力需求响应实践的差异化考虑

电力需求响应的实施过程中，各地区在资金来源、补贴标准等方面有较大不同，部分比较列入表6，其他对比如下所述。

表6 电力需求响应实施情况对比Table 6 Comparison of the power demand respond implementation

从资金来源看，江苏、上海通过电价增收方式，资金量相对较稳定充足，但在降低企业电价的氛围中暂不易推广；山东将紧急型DR与经济型DR资金来源作区分，分别为计入供电成本的输配电价和跨省区可再生能源现货市场结余；浙江资金来源于跨省区可再生能源现货市场，存在资金不稳定问题，未来现货市场建成后资金有不存在的风险；河南是将电力需求响应成本核入输配电价。上海资金管理最有特色，资金名义上依托具有一定政府职能的单位如上海市经济和信息化委员会，既确保资金规范使用，又方便不同部门沟通协调。

从补偿标准看，江苏、河南按响应次数补贴；山东创新双市场即容量与电能量市场价格补偿机制；上海虽是按年补贴但在计算最终补偿金额时，依然折算到按次数补贴；浙江按电量补贴。河南、浙江的补偿标准设置方式为约定补偿，其他地方为设定报价上限的竞价方式确定补偿标准。在补贴方法上，上海、河南执行电费退补方式，其他地方则直接发放给参与用户。后者将负荷集成商视为单个用户，自行协商与代理用户利益分成，不同于电费退补方式，负荷集成商能从中直接盈利更能激发参与积极性。最终补偿金额还与有效性认定、提前通知时间、响应量比例等因素相关。受限于资金池规模目前补偿标准普遍较低，直接影响需求响应规模化开展。

从用户类型看，以负荷集成商和工商业用户为主，上海以商业楼宇为特色。储能既可双向调节源荷又配置灵活，是非常优质的电力需求响应资源。江苏、上海、河南、浙江均有储能参与，从江苏的使用效果看，储能设备削峰效果明显。江苏、上海均有居民负荷参加，但居民需要安装量测装置或控制设备，一般通过负荷集成商参与。热电联共系统参与综合需求响应运营成本和能耗更低，未来用户类型会更加多样化。

除以上差异外，各地开展电力需求响应的启动条件、参与有效性认定、申报条件、工作流程等方面也存在区别。

4 结束语

本文从电力需求响应政策及实施角度，分析目前执行情况及存在问题并提出建议如下：

（1）政策助力电力需求响应市场化发展。趁电力改革之机释放政策红利，推动建立完善的电力需求响应市场环境，将电力需求响应从应急性实施拓展为常态化规模化实施。

（2）增强电价机制灵活性。可通过动态调整分时电价等方式增强灵活性，创造条件实现通过市场来定价的实时电价机制。

（3）电力需求响应参与主体多元化。从整体可调负荷看，储能、电动汽车、非工空调、自备电厂等需求侧资源潜力巨大，并且调整商业负荷对经济影响小。培育负荷集成商、售电公司、综合能源公司、智能家电厂商等新兴主体，支撑连接各类用户参与DR项目，以增加负荷侧在市场中的粘合度，并通过负荷相关性和确定性提高收益。培养以用户为中心思维，用户越多服务越好的公司越有竞争力。阿里、华为、美的等企业已布局其智慧能源业务，未来用户资源将成为竞争热点。

（4）电力需求响应项目交易市场化。目前的激励是靠补贴，补贴标准各地自定，补贴过多造成不必要资金支出，补贴过少响应效果低于预期。建立电力需求响应市场化交易体系使电价市场化，用户用电行为随市场价格变动，并能在辅助服务等市场中交易DR项目，将补偿机制逐步过渡到市场机制以解决项目经济成本问题。D