北极星智能电网在线讯:电力需求响应补偿机制要跟上
电力需求侧管理通过提前部署和调度需求侧资源，可引导用户行为，优化负荷需求曲线，降低电力供应难度和成本。也可以形象地理解为，电力需求侧管理可使负荷先“自扫门前雪”，基于电力系统传递出的信号，利用自身能力增需或者减需，以部分解决电力系统灵活性难题。业内人士认为，通过需求响应提升电力系统灵活性，其成本低于抽蓄等其他灵活性资源，在推动电力系统灵活性的过程中，需引起高度重视。“十四五”期间，应努力实现需求响应的规模化和常态化运行。
因地制宜完善需求响应
采访中，记者发现，不少地方不断完善电力需求响应机制，实现了需求侧响应机制的顺畅运行。例如，吉林省电力负荷管理中心今年迎峰度夏期间将建成吉林省电力需求侧管理平台，构建不小于吉林省历史最大用电负荷规模5%的需求侧响应负荷资源库；国网山东省电力公司于7月17日成功开展了2022年紧急型削峰电力需求响应，全省共有1685户客户参与；国网陕西电力进一步激活需求响应资源，编制迎峰度夏需求响应专项方案，持续提升可控负荷能力，构建需求响应资源池，涉及客户1366万户……
“我们近日已经联合河北省保定市发改委、工信局、商务局开展2022年迎峰度夏电力需求侧管理专项综合应急演练，全方位锻炼了市、县政企协同能力。”国网保定供电公司相关负责人对记者表示，目前在需求响应体系建设方面，该公司已与888户工业用户签订需求响应协议，构建了45万千瓦的可调节负荷资源库。
自2013年上海首次实施电力需求响应后，需求响应逐步在综合城市试点或相关省份中推广。记者粗略统计，目前，已有河北、浙江、安徽、福建、湖北等十多个省发布电力需求响应政策，其中，广东、上海、江苏、山东等地开展了区域性、非常态化的需求响应试点，国内需求响应市场存在巨大发展潜力。
据了解，多数试点地区开展了“削峰式”和“填谷式”需求响应，根据邀约时间可以参加约定需求响应和实时需求响应。“从各省试点来看，电力需求响应实施模式正在由‘需求侧报量+固定补偿价’模式向更加市场化的‘需求侧竞价+最高限价’模式转变。目前，广东、广西、福建、贵州均采用‘需求侧竞价+最高限价’模式。”华北电力大学博士张健表示。
参与主体类型更加多元
随着电力市场的不断成熟，除了体量大、可控性强的大工业负荷参与需求响应外，市场参与主体的类别也在不断丰富，小型工商业，以及代理居民和商业用户的负荷聚合商也参与到需求响应市场，增加了负荷侧调峰潜力。在山东和浙江两省公布的需求响应工作方案中，都提到了“负荷聚合商”和“负荷集成商”的概念，山东省明确要求响应量低于1000千瓦的工业用户和响应量低于400千瓦的非工业用户由负荷聚合商代理参与需求响应。负荷聚合商把分散的电力用户的可调节负荷和分布式发电、新型储能等资源集合起来，一方面可以帮助电网公司减少调峰压力和调峰难度，增加对新能源的消纳，另一方面可以帮助电力用户提升管理效率、降低用能支出、增加收益。
有业内人士认为，在发电侧清洁化和用户侧电气化共同发力重塑电力系统的背景下，需求侧资源的作用日益凸显。在传统电力系统模式下，电基本上只是从发电端经过输配电网流向用户端，是单向流动，需求侧只是被动的消费电能；随着用户侧主体的多样化、配电网的有源化发展，电实现了双向流动，需求侧可主动参与平衡电力系统，向下减少需求或向上提高需求，增强系统灵活性。
国家发改委能源研究所高级工程师赵晓东也表示，近年来，以分布式电源、电动汽车、储能等为代表的新兴主体大量涌现，使供给侧和需求侧的界限逐渐模糊，电力系统供需两侧的多元互补特性愈发明显，仅从供给侧发力无疑将左支右绌。因此，亟需扩宽渠道、创新思维，充分发掘需求侧资源，协同构筑新型电力系统。
补偿激励资金仍是制约因素
电力需求响应的实践始于我国新一轮电力体制改革之前，是从需求侧入手，解决电力系统痛点。实践初期，由于发用电价格受到管制，市场化竞争不充分，电价难以反映供需状况，响应补偿成本往往通过电网企业或政府专项预算作为资金来源，参与主体的类型和规模相对有限。“补偿激励资金的来源仍是制约需求响应发展的一个很重要的难题。未来需加快构建以行业类型、用电类型为主要分类标准的需求响应政策，在电价基础上拓展需求侧响应的激励效果。”赵晓东直言。
“随着电力市场化改革的深入推进，特别是在8个现货试点区域已完成多次试运行、可开展连续不间断试运行的情况下，研究电力需求响应与电力市场的耦合机制已具备基础条件。”赵晓东表示，电力需求响应面临的挑战之一是资源响应意愿与能力匹配度有待提高。目前，中小型电力用户、大型电力用户、居民和新能源车等在参与形式、参与意愿以及响应能力上都各具特点。如何通过市场化的激励手段，引导意愿、能力都很强的用户参与到电力需求响应中，是下一阶段需要开展的重点工作。另外，可依托第三方专业化需求响应管理机构进一步拓宽响应能力建设。
