推动电力需求响应发挥应有作用

去年夏季，北京等18个省级电网用电负荷创历史新高。今年刚进入5月份，广东省电力统调负荷即破亿，7月4日，北京市电网负荷突破2000万千瓦，上海电网今夏最高用电负荷预计将比去年增长约8.27%。

各地用电负荷有再创新高之势。据电规总院研究预测，未来三年全国大部分省区电力供需形势将全面趋紧。其中，全国16个省份需要增加电源供给，需及时启动一批火电项目前期工作。

关于未来电力供需形势如何、是否需要启动火电项目，业内存在不同观点。但应该思考的是，在当前的电力市场化改革和能源互联网技术进步形势下，增加装机不应该再是满足用电需求增长的唯一和首要选择，深挖电力需求侧潜力既是更具经济性的选择，也是电力系统优化和效率提升的有效方式。

在过去，电力需求侧管理的主要功能是削峰填谷，主要手段是拉闸限电、负荷控制等行政方式。发电侧和用电侧的职能作用泾渭分明，一个“供”、一个“用”，相互之间身份不可互换。

现在，电力需求侧管理正在走向电力供需耦合，带有计划色彩的强制方式将逐步被市场化的电力需求响应所取代。电力需求响应不再是简单的削峰填谷，而是有了价格，可以在辅助服务市场、现货市场中进行交易，把用户的用电选择权以市场的方式交给用户自己。在价格激励下，用户侧资源可以汇聚成为一个“虚拟电厂”，参与调节电力平衡。同时，电力需求响应还能与当下如火如荼的“互联网+”智慧能源、综合能源服务等新模式新业态完美契合。

在电力需求响应的实践方面，我国已经组织开展了北京、江苏、上海等地的试点建设工作，也曾由国网江苏电力创下单次响应量352万千瓦的世界记录。在市场化方面，江苏、山东对需求响应的市场竞价模式进行了积极尝试。试点项目的建设以及一系列相关探索为电力需求响应积累了有益经验。

但客观来说，我国的电力需求响应实质上还处于初级阶段，从几个省的实践看，需求响应主要集中在分时电价、尖峰电价、可中断负荷等方面，用户主动参与的积极性并不高。从广东、浙江等用电大省对今年电力需求响应的工作部署看，依然是行政手段多于市场手段。今后，电力需求响应要实现其应有的价值，还应在价格机制、补贴机制、平台建设、市场主体引入等方面着力。

首先，建立由市场形成价格的机制。如果电价完全市场化，用户自然会根据市场价格调整用电行为。在当前的市场环境下，需求响应资源没有途径参与市场，也就难以准确定价需求响应的价值。我国在2017年发布的《电力需求侧管理办法(修订版)》中提及：“结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场”。在成熟的电力市场环境下，需求响应既可以参加辅助服务市场，也可以参加电量市场、容量市场，既可以零售，也可以批发。

其次，完善现有的补贴激励机制。在电力需求响应的初期阶段，还是主要靠补贴吸引用户参与，而目前尚无制定激励性补贴的市场化机制。补贴标准由地方给定，进行科学的社会成本效益评估较为困难，如果补贴标准偏高会造成不必要的财政支出，如果补贴偏低则无法吸引足够用户参与，难以做到对资源的优化配置。

再次，推进技术支撑和平台建设。电力需求响应需要先进的软硬件技术作为支撑，以实现信息交互和共享、用电在线监测、数据统计分析、用电决策支持、需求响应与有序用电等功能。同时，既要利用大数据、云计算等先进理念和技术，搭建电力需求响应综合平台，也要形成足够的用户端平台支撑，让电力用户依据平台数据和价格激励做出合适的响应。

最后，引入更多市场主体参与需求响应。目前，电力需求响应参与主体范围小、互动性不强，实施主体主要是电网公司，响应对象主要是工业用户，没有引入需求侧响应的第三方，如负荷集成商、售电公司等。应该引导形成电网企业、电能服务机构、售电企业、电力用户等多主体参与、多方共赢的局面。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年7月5日第25期