电力交易市场未形成是发展需求响应的制约性因素之一

中国的能源体系正在面临一场革命，源自三个因素：能源供给安全、雾霾治理和应对气候变化。能源革命的核心是两个替代：通过非化石能源替代化石能源，形成以可再生能源为绝对主体的电力系统，通过电力替代石油和煤炭，形成以电力为枢纽的能源结构。这两个替代的核心是大幅提高可再生能源发电的规模。由于分布式发电的随机性、波动性、间隙性等特点,使得电网负荷峰谷差加大、安全运行稳定性降低、供配电效率减小、电能质量问题更加严重,从而导致电网接纳分布式电源的能力受到限制。在当前我国大力推进能源革命的形势下，引入电力需求响应机制显得格外重要。

需求响应能力制约能源体系转型

需求响应的关键性作用

需求响应即电力需求响应的简称，是指电力用户针对实施机构发布的价格信号或激励机制作出响应，并改变电力消费模式的一种参与行为。通过主动采取措施，临时性减少或者转移某时段用电负荷，从而减少电网高峰负荷压力。通过引入需求响应资源,可以引导用户主动改变用电方式，从而作为供应侧调峰备用资源的替代资源，在保障系统运行可靠性的前提下，提高系统运行经济性，降低系统排放水平。

需求响应对于提高电网安全可靠、缓解电力供需矛盾、促进节能减排以及环保等都有着重要的战略作用。除此以外，利用需求响应抑制分布式发电波动能够大幅度提高电网接纳可再生能源的比例。

大规模风电的随机性和波动性为风电调度带来巨大困难，如何抑制风电波动，使之平稳地接入电网具有重大现实意义。研究表明，需求响应配合可再生能源发电运行，能够有效降低可再生能源发电波动性带来的问题。通过实时电价机制引导用户在风电出力高峰时多用电，低谷时少用电，并结合一定数量的可控负荷和动态需求响应，可以使用户的负荷曲线与风电出力互补，从而平缓新能源波动，减少系统运行负担，提高新能源的接纳能力。

引入电力需求响应机制是我国能源革命必然要求

从国际经验来看，需求响应的基本理念已经得到广泛接受和认同，许多国家从能源战略高度已将需求响应资源置于与发电侧资源同等甚至优先的地位。美国在需求响应项目规划设计、商业运营及后期效果评价方面走在世界前列，各州陆续建立了基于市场运作的 DR 项目,潜力巨大,预计 2019 年由 DR 带来的峰荷削减或可达到最大负荷的 20%。美国PJM 地区的电力市场交易内容已由主能量市场、容量市场、辅助服务市场交易推广到以负荷响应为主要对象的需求响应市场交易。

我国需求响应资源潜力十分巨大，据预测，2020年全社会用电量预计达到8万亿千瓦时左右，最大负荷有可能达到13亿千瓦。这样巨大的需求响应资源与可再生能源发电能够有效组合，可以使未来电网大比例接纳风电光伏等，实现中国能源体系的低碳转型。

发展需求响应的制约性因素

目前的电价不利于需求响应

目前上网电价和销售电价固化，不利于需求响应资源的发展。峰谷电价尚未在全国推广，已经推广的地区峰价差不够大，对于储能电站等需求响应资源的经济吸引力还远不够。

电力交易市场未形成

市场机制具有价值发现和优化资源配置的功能，自然地具有提高效率的能力，是需求响应的最好载体。因此，基于市场机制的需求响应是我国发掘需求侧资源的努力方向。

需求响应项目可以称为电力批发市场的减震器。将需求响应引入竞争市场，增大需求侧在市场中的作用，使市场竞争更为有效，价格更为合理，促进电力市场的良性发展。不把需求侧和供应侧同等对待，就不能形成一个真正良性运作的电力市场。

市场主体力量太薄弱

目前开展的需求响应主要是由电网公司实施，电网公司设置了电力需求侧管理专责开展相关工作，其中也包括了需求响应。但电网公司现在以购售电价差为核心的赢利模式决定了需求侧管理主要是一项不得不应付的行政任务，而不是一项经济活动。真正具有积极性的市场主体是以节能服务商为主的各种能源服务商，这类市场主体目前数量和规模都很小，远远不能适应未来需求响应大发展的需要。

可控负荷规模和能源互联网技术

近些年风电光伏等分布式发电发展很快，装机总量快速增长，但可控负荷如智能家居、智能楼宇等分布式储能设备规模的增速较低，规模也很小，不能满足大规模调峰的需要。此外，需求响应所必需的能源互联网技术还有一些需要完善的地方，特别是在我国，还缺乏试点项目和运行经验。

建议

改进电价机制

应提前和尽早进行相关理论研究，适时开展试点和示范项目，逐步打破完全固化的上网电价和销售电价，增加其弹性和灵活性，并实现二者的互动；在电力交易市场建立之前就要考虑到需求响应机制的引入，消除管制和运行规则上的各种障碍。

加快推进电力交易市场的建设

加快电力市场建设步伐，对分时电价、直接负荷控制、可中断负荷等手段进行改进，并引入关键峰荷电价、实时电价、紧急负荷响应、需求侧投标等机制手段。到市场逐渐成熟后，可考虑引入更加灵活的市场手段。最终形成以容量市场、需求侧投标市场和辅助服务市场三大市场为载体的市场局面，以改进后的实时电价、峰谷分时电价和关键峰荷电价为调节手段，以直接负荷控制为支撑手段的需求侧响应体系。

大力发展和规划“可控负荷”

大力发展新型“可控负荷”并进行规划。大力挖掘、引导、发展需求侧的“可控负荷”,如智能充电设备、家用电器、充电汽车、电热设备等;对于那些不重要、不严重影响生产质量与生活质量的负荷,交由配电网进行用电容量调节或投切控制,使之成为配电网的可调资源。

将分布式发电与电动汽车等家用可储存电能设备的规划和使用结合起来。未来，电动汽车电池可以与配电网的充电站建立充放电关系,在一定程度上利用电动汽车的空停时间承担配电网的频率调节、功率调节、能量调节作用。配电网要对此进行超前规划。

加大能源互联网技术的研发和推广力度

需求响应技术涉及先进计量技术、电力负荷管理技术、远方通信技术和智能控制技术、数字传输技术、智能电网技术，这些技术都是能源互联网技术的组成部分。当前国际性的自动需求响应技术的研究、应用和推广仍然在探索过程当中，在我国更是处于起步阶段。虽然已经有了一些试点工程，但在客观上我国需求响应应用的技术条件还较为缺乏，有关自动需求响应的技术的应用极为有限。另外，需求响应实现的技术模式和方法还未标准化，无法解决需求响应技术、产品或系统之间的通用和互换问题，增加了实施需求响应项目的成本，不利于自动需求响应技术的推广。国家应加大科研投入，扩大试点范围，在推进智能电网的建设中，带动需求响应科学技术的同步发展。

积极培育市场主体

依据电力体制改革9号文的精神，配售电业务逐步放开，鼓励高新园区和经济技术开发区，以及节能公司进入售电业务领域。这些公司在开展售电业务的同时将很有可能成为综合的能源服务集成商，向客户提供需求响应服务。北京市电力需求侧管理城市综合试点工作中还开创了“需求响应负荷集成商”，将某些具备需求响应能力的电力用户集中在一起，作为整体参与需求响应，并代理相关商务事宜的服务机构。主要负责管理需求响应用户，建立自身可转移负荷资源能力，承担需求响应转移负荷量，协助用户实现控制、计量改造，制定需求响应策略并指导用户执行响应等工作。负荷集成商和用户确定可调峰能力后，签订需求响应协议，政府可根据实际转移负荷量予以需求响应奖励或资金支持。这样的需求响应负荷集成商可利用能源互联网技术，把分布式的需求响应资源集成进入电力市场。各地政府应积极鼓励这类新型的市场主体的发育和发展。

激发地方政府的积极作用

国家正在进行低碳城市试点、新能源示范市试点，应把需求响应与这些试点融合，而不是单独进行需求侧管理试点。政府应建设需求侧信息和能源低碳的集成平台，通过公开信息，促进需求响应市场的发育和电力市场的发展。鼓励各级地方政府结合上海、北京、苏州和佛山等城市的需求侧管理试点经验，更广泛地开展需求响应试点或推广成功经验，要依托互联网技术建设在线监测体系和需求响应公众服务平台，并综合运用补贴政策、价格政策等，对在高峰时段主动削减负荷的用户给予经济补偿。（本文刊载于《中国电力企业管理》2016年8期，何继江系清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任，谭小英系国务院参事室特约研究员）