新型电力系统深度报告

　　2、我国电力需求侧响应运行体系日趋完善

　　2.1、政策推动电力需求侧管理平台加速建设

　　2023年5月19日，发改委就《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》、《电力负荷管理办法(征求意见稿)》向社会公开征求意见;目标为应对电力供需紧张、可再生能源电力消纳;开展需求侧响应工作，提升信息及数字化水平。政策归纳为以下三点：

　　(1)新增需求响应工作内容：结合新形势与新任务，基于电力市场建设进展与地方实践，新增了需求响应的工作内容。

　　(2)强化用电安全底线，拓宽绿色发展内容。进一步扩展和完善了需求响应、节约用电、电能替代、绿色用电、智能用电、有序用电的内容。

　　(3)充分运用新一代信息技术手段。结合“云大物移智”等新一代信息技术的快速发展，进一步推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方式的变革。

　　具体措施包括：县级及以上地方政府尽快构建电力需求响应资源库，电网企业成立电力负荷管理中心;建立和完善电力需求侧资源与电力运行调节的衔接机制;配电网增容及线路改造和智能化升级。若2023下半年正式稿能够推出，2024年将迎来电力需求侧管理平台的建设高峰。电力需求侧响应的管理机构为县级以上地方人民政府电力运行主管部门。实施主体主要包括电力用户、电网企业(省级及以上电网企业、地方电网企业以及增量配电网企业)、电力需求侧管理服务机构(负荷聚合商、售电公司、虚拟电厂运营商、综合能源服务商)、电力相关行业组织等。

　　电力需求侧响应可归纳为三级架构：一级架构由交易中心、调度中心和未来成立的负荷管理中心组成。三者形成良性配合，该管理机构由政府主导;二级架构为虚拟电厂(VPP)或负荷聚合商。该级架构需要具有负荷资源;电网供应商或电网下属公司及有一定资源的发电企业、售电公司将具有更多优势，虚拟电厂短、中期服务电网的整体调度及负荷管理，中长期有望参与电力市场化交易;虚拟电厂的高效运营需要计量、通信、调度三大核心技术作为支撑。利用人工智能和大数据技术，可以帮助虚拟电厂运营商实现对可调电量的准确预测与动态调优;三级架构为可调资源(电力用户、储能或新能源发电)。该级架构较为市场化，涉及微网建设、综合能源管理等，配合虚拟电厂进行电力调节。如果是规模化电力用户，可直接参与需求侧响应，可跳过负荷聚合商。三级架构信息交流方式包括控制指令、电价激励、需求申报和状态量测等。电力负荷管理中心负责组织需求响应交易中心和调度中心通过控制指令、电价激励等方式，组织虚拟电厂和电力市场主体参与需求响应，为电力系统提供更高的灵活性与更强的稳定性。

　　电力需求响应市场执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等环节。

　　(1)电力运行主管部门根据电力供需情况启动实施需求响应，向市场主体发布需求响应招标通知;

　　(2)电力负荷管理中心在新型电力负荷管理系统开展市场主体资格审核、响应邀约、过程监测、效果评估等工作;

　　(3)需求发布后，需求响应主体可在电力交易平台进行市场交易申报;

　　(4)电力交易中心根据申报信息和出清规则，组织市场出清，发布中标结果;

　　(5)参与响应的用户按照中标结果，按时按量自主完成负荷压降。

　　价格机制方面，完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。

　　(1)目前大多数省份进行电力需求侧响应主要是由地方政府与电网进行补贴，或通过辅助服务市场进行补助，更多的仍然是非市场化机制，电力用户也是重要的承担方之一;

　　(2)未来随着电力需求侧响应能够更多、更好的参与电力市场化交易，可以实现更好的价格反馈机制和调控精准性。

　　准入条件：以2023年云南省、甘肃省、四川省、福建省和河北省为例，

　　1.电力用户准入条件：(1)响应能力低于1000千瓦(四川、云南、甘肃)、200千瓦(福建)的用户须通过负荷聚合商代理参与;(2)响应能力在1000千瓦及以上(四川、云南、甘肃)、200千瓦及以上(福建)的用户，可选择直接参与需求响应。

　　2.各地负荷聚合商准入条件：(1)聚合商：具备聚合1000千瓦及以上响应负荷能力(福建);具备集成2500千瓦及以上响应能力(云南);聚合削峰能力不低于5000千瓦(甘肃、河北)。(2)售电公司：交易代理电量超过10亿千瓦时，或缴纳履约保障凭证额度超过800万元的售电公司(四川)。(3)独立储能：聚合商响应能力2500kW或储能充放电功率不低于5000kW，充放时间不低于2h(云南)。各地需求侧响应的核心需求来自于缺电，而缺电时刻的电价相对较高，一般是0-4元/kWh。