新型電力系統需要怎樣的需求側管理

　　隨著新型電力系統建設的推進，電力需求側參與電網互動的相關管理機制與技術手段建設成為焦點。尤其是近兩年來受到一次能源價格波動和極端氣候的影響，國內多個省份在迎峰度夏期間出現了較為嚴重的限電，為新能源占比逐漸提升的新型電力系統供需平衡敲響了警鐘。

　　5月19日，國家發改委修訂發布了新版《電力需求側管理辦法(征求意見稿)》和《電力負荷管理辦法(征求意見稿)》，制定了更高的負荷控制范圍和能力目標，提出了具體的管理要求和措施，引入了更多類型的市場主體和交易品種，以更加市場化的方式激勵用戶側參與電網平衡調節。與此同時，國家電網、南方電網已布局開展電力負荷管理中心和新型負荷管理系統建設工作，并已具備一定規模的負荷柔性控制能力。截至目前，國內多個省份陸續頒布了需求響應、虛擬電廠相關交易規則，華北、西北等區域和廣東、浙江、江蘇、上海等省市已開展了用戶側主體參與需求響應和調峰的具體實踐。大工業用戶、儲能、充電樁、通信基站等多類型資源通過為電網提供削峰或填谷服務獲得補償收益，諸多發電集團和資源型、平臺型企業紛紛基于自身稟賦和優勢開展虛擬電廠建設以搶獲先機。

　　諸多國家政策、地方實踐、電網規則、主體行為，不免讓人眼花繚亂。本文基于筆者團隊近年來在負荷聚合與虛擬電廠建設運營方面的實踐經驗，嘗試厘清新型電力系統建設背景下電力需求側管理機制與技術手段的協同關系，解析挖潛用戶側應對供需平衡的核心問題。

　　需求側參與電網互動的驅動鏈條

　　當前需求側管理的實踐仍以試點示范為主，真正走向常態運行、成功論證商業模式并能夠讓負荷聚合商有持續穩定盈利空間的案例仍不多見，用戶側資源的調節潛力還尚未被廣泛挖掘和發動。究其根本，核心原因在于電網平衡調節需求與用戶側資源稟賦的匹配與連接邏輯仍未理順：

　　一是在新型電力系統建設背景下，電網作為代理買方，到底需要什么樣的負荷調節能力?

　　二是種類繁多、特性各異的用戶側資源作為賣方，其調節能力有哪些評價維度、適應哪些電網運行場景?

　　三是如何設計交易體系實現不同尺度的電網需求和用戶側資源調節能力之間的合理匹配與價值激發?

　　下文將依次討論這三個問題，逐層分析需求側參與電網互動的驅動鏈條。

　　新型電力系統運行對用戶側調節能力的需求

　　隨著新能源占比提升，電力系統供應能力“看天吃飯”的現象將愈加嚴重，疊加國際形勢和一次能源價格波動影響，電源側調節能力波動性和不確定性都將大大增加，挖掘和儲備用戶側互動調節能力是極具經濟性的電網供需平衡保障手段，即電網企業作為代理買方，采購用戶側資源提供的調節服務。

　　新型電力系統運行面臨不同時間尺度的平衡問題。由于氣象與人類活動均具有年、日雙周期波動性和隨機性特點，新型電力系統供需平衡也存在跨季/月長周期、跨日中周期、日前短周期、日內超短期與實時平衡控制等不同時間尺度的矛盾，上述矛盾在電網調度現行管理方式下，體現為對年、月、周、日前、日內和實時尺度下的發/用電調節能力需求。具體到用戶側而言：

　　一是年尺度下，需要負荷資源實現跨季節/跨月負荷靈活轉移，或在度夏度冬、新能源欠發期間長時間(可能長達數月)削減用電負荷的調節能力，以應對緩慢但變化幅度大的可預見性電力需求變化，保障電力系統整體供應的充裕度。

　　二是月/周尺度下，需要負荷資源實現跨周/多日負荷靈活轉移，在工作日/周末/節假日輪動或新能源多日波動期間隨電力系統平衡需求靈活增加或減少用電負荷的調節能力，以和火電、水電的多日調節能力形成補充，應對臨時性的供需平衡矛盾。

　　三是日前/日內尺度下，需要負荷資源實現跨小時級負荷轉移、削峰填谷，以彌補火電啟停靈活性短板和供應能力不足，滿足電網日內調峰與安全運行控制需求。

　　四是實時尺度下，需要負荷資源提供分鐘級/秒級的上下調節能力，以滿足新能源大量接入后不斷上升的電網調頻需求。

　　用戶側參與調節應當由電網平衡的本質需求作為根源驅動，電網需求通過交易機制形成價格信號，進一步由具備相應調節能力稟賦和可接受的調節成本的負荷側資源進行響應，這個邏輯的核心是合理的經濟激勵與合適的資源匹配。經濟激勵的幅度來源于電網需求的迫切程度和負荷資源的可替代/競爭程度，而資源與需求的匹配程度一方面看稟賦、一方面看成本，經濟激勵和資源匹配存在交織關系。電力用戶的主要任務是開展生產和服務，其用能曲線與生產過程和社會要素存在不同程度的耦合，導致負荷的調整將引發安全、經濟、社會成本或風險，需要通過供能形式、設備工藝或商業模式的升級進行協調。當經濟回報高于協調成本時，用戶側的調節潛力才能被充分激發并形成可信賴的調節能力，持續滿足電網需求。

　　用戶側調節能力的評價維度和適用場景

　　用戶側資源種類繁多、特性各異，作為調節能力的賣方，不同類型的資源參與不同時間尺度的電網互動，各有其先天的優劣勢。為了更加清晰地審視各類用戶側資源與電網需求場景的匹配程度，有必要形成一套用戶側資源調節能力的評價體系，從不同維度對資源調整能力屬性進行表征。

　　控制能力維度

　　首先應關注的是用戶側用電設備的數字化基礎控制能力。

　　其一，根據功率控制的連續性，可分為曲線型和開關型。曲線型可實現一定功率區間內的連續調節，可參與現貨、輔助服務等連續調節的交易品種;開關型通常通過回路、設備的投切實現功率的階梯式調節，適合參與需求響應、可中斷負荷、調峰等功率需求相對恒定的交易品種。

　　其二，根據用電設備是否具備EMS/DCS系統，可分為自動控制型和人工控制型。自動控制型可根據功率控制指令自動完成多級設備的關聯調控，控制難度較小;人工控制型必須借助人工操作各類開關或閥門，控制難度較大。

　　其三，根據EMS/DCS系統是否具備對外接口能力，可分為直接控制型和間接控制型。直接控制型可自動通過接口接收控制指令并完成調節，響應速度較快;間接控制型需通過人工中轉輸入指令，響應速度較慢。

　　用戶側資源的基礎控制能力決定了其適合參與的互動場景，控制自動化程度越高，越適合參與控制型的交易品種(如現貨、輔助服務)，否則僅適合參與邀約型交易品種。

　　技術參數維度

　　響應能力技術參數是最為常見的評價維度，通常包括調節容量、持續時長、調節速率、響應時間、調節精度等。這些參數從電網需求角度提出，描述的是負荷資源聚合后對外等值的結果。然而從聚合內部看，除了需要關注各類分散對象的上述參數外，還需要考慮設備級的調節可靠性、功率連續性和恢復靈活性。

　　除典型參數外，調節可靠性、功率連續性和恢復靈活性不同，負荷資源適合參與的電網互動場景也不同。簡單而言，調節可靠性越高、功率連續性越好、恢復靈活性越差，越適合參與控制型的交易品種(如現貨、輔助服務等);調節可靠性越低、功率連續性越差、恢復靈活性越強，越適合參與邀約型的交易品種(如日前、日內需求響應)。

　　激勵方式維度

　　按照激勵方式不同，業界通常將需求側響應分為基于價格和基于激勵兩大類。結合國內的具體實踐擴展來說，可分為以下幾種情況：

　　第一種是自主調節型：電力用戶用電成本占比較高，直接參與電力批發市場或與售電公司有較強的利益共享關系，電力批發市場價格信號能夠穿透至該用戶，使其有動力自主根據電力現貨市場交易價格的波動調整用電行為。

　　第二種是額外激勵型：電力用戶用電成本占比相對較高，但電力現貨市場價格峰谷差不足以彌補其調節成本、或者批發市場的價格信號無法穿透至該零售用戶，需要通過需求響應、輔助服務等專門品種實施額外激勵。

　　第三種是保底控制型：在政策要求下與電網公司簽訂了需求響應協議并接入新型負荷管理系統，以電力安全保供為核心目的，承諾提供高可靠性的負荷控制能力，可同步參與市場化交易品種并可能因具備電網直控能力而獲得響應優先權。

　　用戶側天然能夠參與自主調節型響應，但激勵力度有限;通過額外激勵能夠進一步挖掘用戶側調節能力，但實施效果仍無法保證。因此，在電力保供的首要目標下，國家政策要求推進新型負荷管理系統建設，形成最大用電負荷20%以上的保底控制能力。

　　分布特性維度

　　按照用戶側資源在地理空間上的分布廣度，可分為集中型、分散型兩類。

　　第一種是集中型：以大型工商業負荷為主，如園區、工廠、樓宇、能源站等。此類資源的優勢是單體響應能力強、控制可靠性高，劣勢是各個單體相對獨立、互補空間小、聚合接入的標準化程度較低。集中型資源的調節潛力空間巨大，是未來用戶側與電網互動的主力。

　　第二種是分散型：具有廣域覆蓋屬性的分布式用電主體，如通信基站、加油站、充電樁、換電站(柜)等。此類資源通常單點用電量不大、調節能力有限，但是一個區域內往往布點密集且同屬一家企業管理，可以實現規?；尤?，以面的優勢彌補點的不足，是天然可聚合的分布式資源。

　　集中型、分散型資源所能提供的調節能力本身對電網而言沒有本質區別，但其可實現的控制方式有決定性的差異。集中型資源單體大、數量小，電網可在資源側加裝終端接入新型負荷管理系統生產控制區，獲得高可信的監測計量信息和高可靠的控制通路，在短期控制型交易場景中(現貨、輔助服務)較有優勢。分散型資源由于點多面廣，加裝專網終端成本巨大，通常由資源運營方或負荷聚合商建設虛擬電廠平臺后，通過加密網關接入電網互聯網區再逐層穿透到生產控制區接收調度指令。平臺對接方式使得計量和控制可信度下降，且過長的通信鏈路將降低調控可靠性和響應速度，使得此類資源在控制型交易場景中處于劣勢。

　　外因耦合維度

　　用戶側資源的主要任務是開展工業生產和商業服務，其用電行為的調整必然會對生產過程和社會要素產生影響。按照用戶側資源與外界因素的耦合程度，可分為以下幾種情況：

　　第一種是無耦合：相對獨立可控的供能設施與工商業生產生活耦合較小或無耦合，如分布式光伏、儲能、自備電廠等，可實現與網供電之間的靈活切換從而改變用戶關口負荷曲線，通常只影響經濟成本，沒有安全和社會方面的成本或風險。

　　第二種是松耦合：生產工藝流程中存在儲電、儲氣、儲冷、儲熱、儲料環節，依靠中間存儲環節可在基本不改變輸出工況的前提下調整電力輸入，僅影響生產工序中的前后環節且影響程度較小、不易被感知，安全和社會風險較小。

　　第三種是強耦合：電力負荷直接影響工業生產或商業服務質量，通常不能實施干預或只能在有限的時空尺度下實施干預。

　　耦合程度越高，調節難度和可能發生的風險越大，負荷聚合商需要付出的調節成本就越高。

　　通過上述五個維度，可對用戶側資源的調節能力及其實現難度進行評價。不同類型資源的調節成本、難度和可能引發的風險差異較大，使其愿意參與電網互動的價格激發門檻也有所區別。新型電力系統運行對不同時間尺度調節能力的需求緊迫程度決定了價格信號，價格信號將引導調節成本、難度和風險合適的用戶側主體作為供給方積極參與，當這兩者取得平衡時，就是用戶側互動的理想和健康狀態。

　　用戶側參與電網互動的交易體系

　　明確了電網的需求和用戶側資源的調節能力特征，剩余的任務就是匹配和激發。電網在不同時間尺度的需求、用戶側資源能夠提供的調節能力需要以不同的交易品種為載體進行撮合和發現，從而構建一個整體的交易體系。

　　從時間上看，用戶側互動以日前、日內的交易品種為主：

　　年尺度下，電網需要跨季/月的調峰能力。在這個尺度下，用戶側資源可發揮的能力空間十分有限，必須依賴集中式電源或儲能設施填補這一需求。在年度交易環節，應主要考慮通過容量型交易品種為用戶側提供收益預期，激勵用戶側具備且保障提供所承諾的調節能力。

　　月/周尺度下，電網需要跨多日的調峰能力。部分具備儲料環節的工業負荷可具備一至兩周時長的負荷轉移能力，可通過電能量交易實現價差套利。除此以外，仍可通過月/周交易確定可中斷負荷備用容量。

　　日前/日內尺度下，電網需要跨小時的調峰能力。大量用戶側資源適合提供小時級負荷轉移能力，根據其資源特性稟賦不同，可選擇參與日前日內邀約需求響應、現貨電能量、調峰輔助服務、備用輔助服務等交易品種。

　　實時控制尺度下，電網需要分鐘級/秒級的快速調節能力。僅有少量用戶側資源能夠滿足實時調節性能要求，可參與調頻輔助服務市場。

　　從價值上看，用戶側資源可提供容量型、能量型、功率型調節服務：

　　容量型：在年、月、周、日尺度下提供調節能力的保障性承諾，獲得容量(備用)補償收益，并在實際調用時獲得調用收益。

　　能量型：日前、日內參與電能量現貨市場、需求響應、調峰輔助服務，獲得削峰填谷的自然收益或者額外補償。

　　功率型：實時提供調頻輔助服務，獲得容量與里程補償。

　　上述不同的交易品種存在協同配合關系，尤其是日前、日內尺度下，用戶側資源可以通過電能量、需求響應、調峰等多種交易品種出售調節能力，但不同交易品種核心定位有所區別，因而用戶側參與的管理和技術門檻也有所差異。在現貨市場限價嚴格的當下，需要設置需求響應和調峰輔助服務品種作為應對高峰電力缺口和低谷新能源電力冗余的額外補貼手段。各省的削峰需求響應補貼價格通常在1至5元/千瓦時之間，在迎峰度夏期可為電力保供起到較為有效的激勵作用。西北、華北調峰填谷補貼價格通常在0.2至0.5元/千瓦時之間，可在一定程度上促進新能源消納。除了價格區間差異外，需求響應、調峰輔助服務交易品種與電能量批發市場的一個重要區別是更為注重對零售用戶所提供的調節服務的直接采購和結算，負荷聚合商的權責利被明確界定出來甚至被壓縮在一定范圍內。相對而言，電能量批發市場的價格信號穿透需要售電公司自行設計和實施商業模式，因此不容易達到理想的效果。

　　總之，由于用戶側資源構成復雜，其潛力的挖掘必將經歷一個較長的過程，但這一定是“雙碳”目標和新型電力系統建設實踐道路上最有吸引力和想象空間的風景之一。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年07期，作者系北京清能互聯科技有限公司 CTO