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合肥配电工程 | 加强电力需求侧管理 助力迎峰度夏能源保供
发布时间：2022年08月26日 来源：《中国电力报》 浏览次数：今年以来，我国电力供需总体平稳，但受重点行业用电增长、气温升高等因素影响，入夏以来多个省份用电负荷创历史新高，局部地区高峰时段供需偏紧，能源电力保供形势复杂严峻。为贯彻落实5月11日国务院常务会议提出“决不允许出现拉闸限电”的要求，国家发展改革委多次强调“全力做好迎峰度夏能源保供工作”，并提出“鼓励通过市场化需求响应减小尖峰电力缺口”，将电力需求侧管理作为保障电力安全稳定供应的重点工作之一。在国家能源局指导下，各地纷纷强化电力需求侧管理，引导用户合理错避峰，制定有序用电方案，确保电网安全稳定运行和民生用电需求。
能源保供工作对电力需求侧管理的要求
在高温天气空调制冷需求激增的影响下，夏季用电负荷快速攀升，且电力负荷增长远高于电量增长，电力日峰谷差加大。与通过增加发电装机容量并配套电网建设满足夏季持续时间较短的尖峰负荷相比，开展需求响应实现削峰填谷的成本更低、效益更好。因此，在能源保供工作中要求挖掘需求侧负荷削减与灵活性调节潜力，保障电力供需平衡与系统安全稳定运行，以市场化方式引导用户错峰避峰用电，发挥电力需求侧管理保民生的作用。
第一，削减尖峰负荷，保障电力供需平衡。由于尖峰负荷具有持续时间短、出现频次低、电量少的特征，削峰潜力较大，因此，在能源保供工作中要求优先考虑基于分时电价、峰谷电价、尖峰电价等电价机制开展电力需求响应，充分发挥电价信号作用，引导用户主动参与需求响应错峰用电，实现削峰填谷，降低系统高峰时段负荷，更加经济地解决电网供需平衡问题。同时，制定有序用电预案，在尖峰电力缺口较大的情况下，采取协议避峰、临时限电、轮休、错峰、让电等后备措施，坚守“限电不拉闸”“限电不限民用电”的底线。此外，电力需求侧管理还需着力加强用电管理、推动电力电量节约，开展合同能源管理、综合节能、能效电厂等项目，抑制不合理的电力消费，引导用户优化用电方式，提高电能利用效率，进一步降低系统供电压力。
第二，发挥需求侧灵活性调节能力，支撑系统安全稳定运行。在新型电力系统建设的背景下，可再生能源出力的随机波动性需要灵活性资源的深度调节能力予以抵消，然而电力系统现有调节能力有限，同时考虑到燃煤机组投资建设的代价成本，天然气机组受天然气供应约束，且夏季丰水期防汛需求弱化水电调节能力，电网调峰、调差压力持续增大，迎峰度夏期间系统安全稳定运行将面临更严峻的挑战。为此，能源保供工作要求大力提升电力负荷弹性，发掘需求侧可控负荷、可中断负荷、电动汽车充电网络、储能等资源的灵活调节潜力，加强电力需求侧与电力生产和供应侧的协同互动，鼓励以负荷聚合商、虚拟电厂等方式聚合需求侧资源参与需求响应，追踪可再生能源出力，为系统提供调峰调频等辅助服务。在保障系统安全稳定运行的同时，电力需求响应还可通过引导需求侧电力负荷与供给侧新能源出力曲线的趋同，促进可再生能源电力的规模化消纳。
第三，以市场化方式实施需求响应，体现需求侧资源价值。我国电力需求侧资源参与响应的方式主要以约定时间、约定容量的邀约型削峰填谷响应为主，现行价格和激励机制存在峰谷价差小、峰谷时段划分不合理、补贴方式单一等问题，对用户参与需求侧响应的积极性的调动以及用户优化用电方式的引导作用欠佳。因此，随着我国电力市场建设的推进，能源保供工作鼓励创新电力需求侧管理市场化机制建设，由传统的政府主导、行政干预、用户被动参与转变为市场引导、用户主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。同时，将需求侧资源纳入辅助服务市场和现货市场，使得需求侧资源成为与供给侧资源对等的灵活性资源，并通过参与电力市场竞争，发挥市场的决定性作用，体现需求侧资源的价值。
能源保供工作中加强电力需求侧管理的相关建议
我国电力需求侧管理由试点起步，目前已大范围常态化开展。随着先进信息技术发展、新型基础设施建设以及电力市场机制的完善，综合化、智能化、市场化将成为电力需求侧管理的进阶发展方向。为保障迎峰度夏能源保供工作中电力需求侧管理的顺利有效开展，进一步挖掘需求侧资源潜力，结合电力需求侧管理发展趋势，提出以下几点建议。
拓展需求响应实施范围，丰富需求响应内涵
一是拓宽可调节负荷资源。在现有以工业可调节负荷为主的需求响应资源的基础上，将楼宇空调负荷、城市景观照明负荷等纳入智能调控，扩大常态化需求响应能力。同时将大数据中心负荷、用户侧储能、电动汽车充电网络等新兴需求侧灵活性资源纳入需求响应和有序用电方案，鼓励通过负荷聚合商、虚拟电厂等方式整合分散需求响应资源，以实现到2025年电力需求侧响应能力达到最大用电负荷3%~5%的“十四五”规划目标。
二是调动居民用户参与需求响应的积极性。通过加大需求响应宣传推广力度，培养居民用户的节电意识，推动各级政府和电力主管部门出台支持政策及电价折扣、奖励补贴等激励政策，提高居民参与需求响应的积极性，将居民需求响应纳入常态化工作。
三是开展基于多能互补的综合需求响应。在多种能源互补互济和多系统协调优化的综合能源系统建设下，传统的电力需求响应将拓展为包含电、热、气、冷多种能源的综合需求响应。基于多种能源系统在产能特性、供求特性以及用能特性等的差异性，利用冷、热、电、气等多能流时空上的耦合机制，通过激励的方式刺激或诱导综合能源用户改变某一种或多种能源的需求，对另一种能源的供求关系产生影响，实现多能互补，达到削峰填谷、缓解用能紧张等目的。
建立需求响应资源库，制定精细化响应机制
一是构建需求响应资源分类库。各省份和各地区针对工业企业、商业楼宇等需求响应潜力较大的用户，逐户开展上门调查，摸清用户实际可调节能力，沟通需求响应参与意愿，推动签订需求响应协议，进而根据对行业用电特性、负荷特性、响应速度、响应规模、响应时长等的分析，建立不同级别、不同规模、不同能源种类的综合需求侧资源库，并滚动更新。
二是制定分区分级分场景响应机制。综合考虑不同地区的行业分布特点、负荷规模、负荷特性等，梳理分区需求响应资源，制定分区响应机制。根据响应速度，制定秒级、分钟级和小时级等不同级别的分级响应机制。基于紧急需求响应、削峰填谷、可再生能源消纳等不同应用场景，制定分场景响应机制。
建设需求响应新型基础设施，实现自动精准响应
一是加强自动需求响应基础设施建设。推动“云大物移智链”和5G等先进通信技术在需求响应领域的创新应用，建立完善的实现可调节负荷规模化应用的通信基础设施，开发功能全面、灵活的智能自动化仪表与负荷控制系统，提高需求响应的自动化和实时化水平，促进能源信息双向流动和开放共享，实现负荷科学化、精细化管理及精准化响应控制。
二是构建全覆盖的需求侧资源综合监测与管理平台。通过电网与分布式电源、储能、电动汽车等用户侧设备的广泛互联，以及与燃气、供热等多类型能源的协调运行，实现能源供给、消耗的统一监测，能效分析、梯次利用和协调管控的一体化管理。
三是完善需求侧管理业务平台。在保障用户隐私安全的前提下，整合现有的需求侧管理业务平台和需求侧资源综合监测与管理平台，实现需求响应用户申报、用户审核、线上签约、需求发起、用户反馈、效果评估、补贴核算等需求响应全过程管理。
完善需求响应市场机制，推进市场间有效衔接
一是建立需求响应市场化运营机制。基于多元化需求侧资源特性，建立涵盖日前邀约需求响应交易、可中断负荷交易、直控型可调节负荷竞争性配置交易等多个交易品种的需求响应市场化运营机制，降低市场准入门槛，逐步完善需求响应市场竞价规则，明确各交易品种需求响应补偿资金来源及费用分摊结算机制。
二是将需求响应纳入辅助服务市场。在明确需求响应市场主体地位的基础上，鼓励用户可调节负荷独立参与或由负荷聚合商、虚拟电厂等方式聚合参与调峰、调频等辅助服务，并针对不同辅助服务品种、不同服务对象，制定差异化的补偿方式与分摊机制，以市场价格引导需求侧资源自主调整用电行为，缓解由供需双侧随机性所带来的系统安全稳定运行压力。
三是加强需求响应与现货市场的衔接。通过电力现货市场的节点电价引导需求侧资源实施基于价格的需求响应，实现电力需求响应与电力现货市场政策的融合贯通。同时，在现货市场出清后，可因地制宜，及时启动需求响应来应对系统运行的突发情况（例如电力短缺、现货市场价格过高等），实现稳定系统运行、稳定市场价格的作用。
