面向我國電力市場的需求響應市場化交易機制設計

張高, 薛松，范孟華，張寒

(國網(wǎng)能源研究院有限公司，北京市102209)

0 引 言

隨著電力體制改革和電力市場建設向縱深推進，以有序用電等行政手段為主的需求側管理(demand side management, DSM)[1]逐步演化為以市場機制為特征的需求響應(demand response, DR)[2]。

從國際經(jīng)驗來看，歐美等國電力市場建設起步較早，目前已形成較為完善的電力市場體系，需求響應商業(yè)模式和市場機制也蓬勃發(fā)展，市場主體呈現(xiàn)多元化特征，參與需求響應意愿較為強烈[3]。相較之下，我國電力市場建設還處于起步階段，電力現(xiàn)貨市場試點穩(wěn)步推進，需求響應發(fā)展方興未艾，需求響應“削峰填谷”試點取得顯著成效。但總體來看，仍存在市場化交易機制缺失、響應規(guī)模偏小、準入要求高、響應意愿低、經(jīng)濟補償機制不健全等問題亟待解決。

基于此，本文全面梳理需求響應的國際發(fā)展經(jīng)驗與啟示，基于我國需求響應發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)，結合我國電力市場發(fā)展路徑，設計與我國電力市場發(fā)展路徑相協(xié)調的需求響應市場化交易機制，為我國需求響應發(fā)展提供可行思路。

1 需求響應國際發(fā)展經(jīng)驗及啟示

1.1 美國需求響應發(fā)展經(jīng)驗

美國自1992年起陸續(xù)出臺了一系列需求響應發(fā)展扶持政策，如表1所示，為需求響應參與電能批發(fā)市場、輔助服務市場、容量交易等提供了法律基礎和政策環(huán)境[4]。

表1 美國政府支持需求響應發(fā)展的相關政策Table 1 Policy support by US government for DR

基于美國能源部和聯(lián)邦能源管理委員會對需求響應的政策支持，PJM和NYISO等區(qū)域電力市場都因地制宜地開展了需求響應項目。

PJM開展了緊急需求響應和經(jīng)濟需求響應兩類項目，參與需求響應的實施主體主要為削減服務提供商(curtailment service provider，CSP)等第三方機構[5]。緊急需求響應項目在PJM電量市場價格達到規(guī)定的價格上限、系統(tǒng)運行備用不足等緊急狀態(tài)下啟用，將需求響應資源作為一種容量資源，按照調度中心指令削減負荷，參與緊急需求響應的經(jīng)濟補償取決于用戶實際負荷削減量和邊際補償價格。經(jīng)濟需求響應項目中，CSP作為“負瓦發(fā)電機”參與日前或實時電力市場集中競價，并在出清中標后增加或削減相應功率的電力負荷以獲得能量市場經(jīng)濟收益。

NYISO開展了3類需求響應項目[6]：緊急負荷響應項目指需求響應自愿參與負荷削減，并承諾在2 h內實現(xiàn)負荷削減；特殊資源項目指需求響應參與容量市場交易，通過出售容量獲得固定補償；日前負荷響應項目指需求響應參與日前可中斷負荷的投標競價，通過執(zhí)行集中報價出清結果得到經(jīng)濟補償。

總體來看，美國需求響應的發(fā)展主要包括以下特點[7]：

1)通過立法和修法為需求響應發(fā)展提供法律保障和政策環(huán)境；

2)通過激勵政策，鼓勵結合市場實際和系統(tǒng)運行需要，靈活設計需求響應交易品種；

3)建立以固定費率補償為主，市場競價機制為補充的需求響應補貼機制，通過輔助服務電價等方式向受益市場主體傳導分攤；

4)通過政策引導，鼓勵需求響應參與市場化交易機制，并逐步放開準入門檻。

1.2 歐洲需求響應發(fā)展經(jīng)驗

2012年，歐盟發(fā)布《能源效率指令》要求歐盟各成員國取消發(fā)、輸、配、供電的準入限制，為需求響應參與平衡市場和輔助服務市場提供公平競爭環(huán)境。歐盟各成員國結合國情和電力供需情況開展了各具特色的需求響應試點項目。

1)英國：經(jīng)過電力庫和雙邊電力市場等多輪改革后，已允許100 kW以上的電力大用戶和負荷聚集商參與輔助服務市場，在交易品種上也擴展至調頻和備用容量兩種輔助服務，在補償成本分攤機制上也由電力庫時期的發(fā)電側單邊分攤轉變?yōu)橄蛩惺芤媸袌鲋黧w分攤輔助服務成本[8]。

2)法國：建立需求響應參與的容量市場，通過政府財政補貼促進容量市場發(fā)展。2013年法國為保障系統(tǒng)容量充裕性啟動容量市場建設，并允許需求響應參與。在啟動容量市場初期，法國政府從管制電費中專門劃撥激勵資金，以財政補貼形式鼓勵需求響應參與法國容量市場交易。同時，法國還執(zhí)行了“三色電價”機制，根據(jù)天氣、系統(tǒng)運營及負荷狀況，把一年分為紅色22天(電價最高)、白色43天(電價次之)、藍色300天(電價最低)。法電集團根據(jù)供需形勢在每天下午5時左右公布次日電價顏色，引導電力用戶自主優(yōu)化用電行為[9]。

3)德國、荷蘭、比利時等國：為適應歐洲分散式電力交易模式，采取以售電公司代理的價格激勵型需求響應。需求響應的開展主要由售電公司推進，通過分時電價、尖峰電價、峰谷電價等多種價格套餐鼓勵電力用戶自主優(yōu)化用電行為，節(jié)約用電成本[10]。

1.3 對我國的啟示

需求響應國際發(fā)展的成功經(jīng)驗對我國的啟示可以總結如下：

1)立法先行，構建支持需求響應發(fā)展的政策法規(guī)體系，提供政策法律保障。在需求響應發(fā)展之初通過立法手段明確需求響應在電力供需平衡和電力市場交易中的合法地位，為需求響應參與各類市場交易提供法律基礎。

2)政策引導，制定專項激勵政策，推動需求響應技術發(fā)展和商業(yè)模式創(chuàng)新。歐美需求響應的發(fā)展經(jīng)驗表明，在初期通過政府補貼有利于保障需求響應的平穩(wěn)起步，隨著電力市場建設和需求響應機制的逐步成熟，可逐步建立市場化需求響應成本分攤和傳導機制[11]。

3)需求響應機制設計需與電力市場建設相匹配，與社會經(jīng)濟發(fā)展、電力供需形勢相協(xié)調。需求響應機制設計應因地制宜開展，結合電力供需形勢設計符合國情特點的需求響應交易品種，市場主體和準入標準可隨著電力市場機制的完善而逐步放開，價格補償機制可采取固定價格補償起步并逐步探索市場化價格形成機制[12]。

2 我國需求響應發(fā)展現(xiàn)狀及挑戰(zhàn)

2.1 我國需求響應發(fā)展現(xiàn)狀

我國電力需求側管理起步于2004年，隨著電力供需形勢和電網(wǎng)運行方式的不斷變化，需求響應在浙江、上海、江蘇、重慶、天津、山東、甘肅、河南、江西等九省市開展了初步探索，各試點省結合經(jīng)濟社會發(fā)展水平和電力供需形勢開展了各具特色的需求響應項目[13]。2019年九省市累計組織實施需求響應25次，累計削減尖峰負荷704萬kW，轉移高峰電量8 119萬kW·h；累計增加低谷用電負荷544萬kW，促進新能源消納1.33億kW·h，有效保障了電力系統(tǒng)供需平衡，在有效緩解電力系統(tǒng)建設投資的同時提升了清潔能源消納能力。具體來看，需求響應試點取得以下成效：

1)政策支撐體系初步形成。支持需求響應發(fā)展的國家-省兩級政策體系初步形成。國家層面，2017年國家發(fā)展改革委、工信部、財政部等六部委聯(lián)合印發(fā)《關于深入推進供給側結構性改革做好新形勢下電力需求側管理工作的通知》，對2010年《電力需求側管理辦法》進行修訂，發(fā)布了《電力需求側管理辦法(修訂版)》。省級層面，需求響應試點省份由各省政府牽頭出臺了需求響應試點實施方案和年度工作方案。

2)在解決電網(wǎng)實際困難中發(fā)揮積極作用。各省圍繞電網(wǎng)運行實際需要，開展了差異化需求響應試點。相關需求響應試點情況如表2所示，天津重點解決春節(jié)用電低谷時期電網(wǎng)調峰困難問題；山東、江蘇、江西等地重點解決迎峰度夏(冬)用電高峰期電網(wǎng)平衡問題；浙江、河南等地重點解決局部電網(wǎng)受限問題；上海、冀北通過虛擬電廠分別整合樓宇空調、分布式發(fā)電儲能等可調節(jié)資源；新疆、青海、甘肅等地謀求通過需求響應調節(jié)促進新能源消納[14]。

表2 典型省份需求響應開展案例Table 2 Application cases of DR in some provinces

3)約定型響應機制初步建立。各省積極創(chuàng)新機制設計，探索通過市場化交易實現(xiàn)需求響應。天津、河南、上海等試點省份主要以約定時間、約定容量的“削峰填谷”需求響應方式起步，隨著電力市場建設逐步探索需求響應的市場化交易機制；浙江、山東、甘肅等省份結合電力現(xiàn)貨市場建設考慮將需求響應資源納入電力現(xiàn)貨市場的交易范疇；冀北則將需求響應納入華北調峰輔助服務市場，為需求響應參與區(qū)域輔助服務打下基礎[15]。

4)價格補償機制逐步完善。各省積極探索市場化價格形成機制，多渠道籌措補貼資金保障需求響應的平穩(wěn)起步。目前各省普遍以固定補貼價格和動態(tài)補貼系數(shù)的形式引導需求響應發(fā)展，山東提出建立需求響應的單邊市場競價機制，通過邊際出清確定需求響應的響應量和補貼價格，并探索需求響應與電力現(xiàn)貨市場的有機銜接。開展需求響應的補貼資金來源以政府提供為主，未來隨著電力市場機制的逐步完善，可參考輔助服務市場的成本分攤機制，按照“誰提供、誰受益，誰使用、誰承擔”的原則建立需求響應的成本分攤機制[16]。

2.2 我國需求響應發(fā)展的意義

1)有利于提高電網(wǎng)安全保障水平。隨著我國能源轉型，新能源裝機容量和裝機比例持續(xù)提升，火電裝機容量和裝機比例持續(xù)下降，電網(wǎng)運行靈活性不足。夏季高溫和冬季寒潮等極端天氣對用電負荷的變化影響顯著，特別是居民負荷與工業(yè)用電疊加所導致的季節(jié)性尖峰負荷給電力供需平衡帶來極大的挑戰(zhàn)。發(fā)展需求響應可實現(xiàn)網(wǎng)源荷之間的快速互動響應，有助于保障電力電量平衡，增強電網(wǎng)調峰能力，提升電網(wǎng)安全保障水平。

2)有利于促進大規(guī)模清潔能源消納。近年來清潔能源發(fā)電裝機迅猛增長，“三棄”矛盾日益突出，給電力系統(tǒng)運營帶來了巨大挑戰(zhàn)和壓力。發(fā)展需求響應，發(fā)揮可調節(jié)負荷資源的規(guī)模效應，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動，可以有效應對新能源發(fā)電隨機性、波動性等難題，減少棄風棄光棄水，促進清潔能源消納。

3)有利于延緩和節(jié)約電力投資。統(tǒng)計分析表明，我國尖峰負荷的年均持續(xù)時長約15 h，若通過建設調峰電廠滿足5%峰值負荷需求，相關新建電力設施投資約2 850億元。組織可調節(jié)負荷實施同等規(guī)模的需求響應，相關軟硬件建設總資金約為新建電力設施投資的1/5，可大幅延緩、節(jié)約發(fā)電和電網(wǎng)投資，實現(xiàn)社會資源的優(yōu)化配置[17]。

4)有利于加快電力市場建設。目前，我國電力現(xiàn)貨市場試點以發(fā)電側參與的單邊市場為主，電價信號無法有效傳導到用戶側，從而無法發(fā)揮現(xiàn)貨市場價格信號對電力用戶用電習慣的引導作用。通過發(fā)展需求響應技術，培育用戶側資源參與市場化交易，有助于構建供需良性互動的電力市場，實現(xiàn)發(fā)、用電成本高效傳導，提高電力市場交易效率，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。

2.3 我國需求響應發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)

對比需求響應在歐美的發(fā)展經(jīng)驗，結合我國需求響應的發(fā)展現(xiàn)狀，我國需求響應發(fā)展還面臨以下幾方面問題：

1)政策支持和補貼資金規(guī)模存在不足。目前，國家層面僅出臺了《需求響應管理辦法》，尚未出臺配套的鼓勵和扶持政策；省市層面，僅9省份出臺了需求響應專項支持政策。同時，在《能源法》和《電力法》等法律法規(guī)中也暫未明確需求響應的法律地位。從各省目前的開展情況來看，試點過程中由于政府渠道籌集的資金規(guī)模有限，難以支撐需求響應規(guī)?；?、常態(tài)化建設發(fā)展。

2)電力市場建設滯后，市場機制和規(guī)則支撐不足。電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場都處于起步階段，交易品種相對單一，需求響應普遍還未被視作與發(fā)電企業(yè)對等的市場主體，難以被納入各類市場交易的主體范圍和交易規(guī)則。

3)商業(yè)模式還有待完善。作為一項新興業(yè)務，需求響應目前還處于試點推廣階段，沒有形成規(guī)模效應和完備的市場機制，盈利能力較弱，商業(yè)模式有待開發(fā)，可通過引入負荷聚集商、虛擬電廠等新興市場主體，逐漸豐富需求響應商業(yè)模式。

3 我國需求響應發(fā)展政策體系設計

從需求響應在歐美的發(fā)展經(jīng)驗來看，建立健全支持需求響應發(fā)展的政策體系和法律保障是需求響應快速發(fā)展的前提。目前，我國支持需求響應發(fā)展的法律文件和政策較為薄弱，建議加快形成國-省兩級協(xié)調的需求響應發(fā)展政策體系，如圖1所示。

圖1 國-省兩級協(xié)調的需求響應發(fā)展政策體系Fig.1 Development policy system for demand response at state and province levels

為建立國-省兩級協(xié)調的需求響應發(fā)展政策體系，可重點開展以下4方面工作：

1)夯實需求響應法律基礎。建議國家層面對《能源法》、《電力法》、《可再生能源法》等法律法規(guī)進行修法或立法，賦予需求響應法律地位，明確將需求響應納入能源規(guī)劃、電力市場建設和電力交易準入范圍，為需求響應發(fā)展提供法律保障。

2)加強需求響應頂層設計。建議國家層面和各省持續(xù)推動將需求響應納入國家和各省的“十四五”能源電力規(guī)劃，制定需求響應未來發(fā)展的基本思路、發(fā)展目標和建設原則，為需求響應的長遠發(fā)展提供政策支持和引導。

3)建立需求響應市場化交易機制。國家層面可推動出臺需求響應參與市場化交易的支持政策，各省可根據(jù)各省電力市場的建設情況，因省制宜推動將需求響應納入輔助服務市場、電力現(xiàn)貨市場和容量市場，完善需求響應與各項市場交易的銜接機制，通過開展需求響應實踐和試點工作，逐步培育市場主體和市場意識，實現(xiàn)需求響應的市場化交易。

4)完善需求響應技術標準。國家層面和各省加強在需求響應平臺、終端、互操作協(xié)議方面的協(xié)同創(chuàng)新，推動建立統(tǒng)一的技術標準體系，通過規(guī)范化的通信協(xié)議、接口方式、控制模式，實現(xiàn)不同設備、廠商、平臺、用戶之間的互聯(lián)互通，為需求響應資源大范圍應用提供技術支撐。

4 我國需求響應市場交易機制設計

基于需求響應在歐美的發(fā)展經(jīng)驗，電力市場建設是需求響應發(fā)展的前提和基礎。目前，我國各省電力市場建設進度存在一定差異，市場規(guī)則、交易機制和市場模式具備地方特色，為有效促進需求響應在我國的發(fā)展和應用，可基于各省電力市場建設進展，分4個場景分別設計需求響應市場交易機制，如圖2所示。

圖2 我國需求響應市場化交易機制設計Fig.2 Design of demand-response market-based trading mechanism of China

場景1：起步階段。

1)場景特征：適用于我國大部分省份，典型特征是正在進行輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則設計與方案編制。

2)市場交易機制設計：需求響應在該場景下的電力交易方式以約定響應方式參與“削峰填谷”為主。電力公司根據(jù)負荷預測和電力供需平衡形勢，在D-1日09:00發(fā)布D日T至T+N時的需求響應意愿L及經(jīng)濟補償價格p。電力大用戶i根據(jù)自身負荷情況，自主響應電力公司發(fā)布的需求響應需求，在D-1日12:00前向電力公司申報自身需求響應意愿Li，D-1日16:00前，電力公司根據(jù)電力大用戶參與意愿的申報時間順序確定調用的需求響應資源，并在D-1日17:00前與相關電力用戶i簽訂需求響應合約。D日電力用戶在約定時段T至T+N時執(zhí)行需求響應合約，并根據(jù)實際響應量L′i和合約價格p獲得經(jīng)濟補償N·L′i·p，其交易流程設計如圖3所示。

圖3 約定型“削峰填谷”需求響應交易機制Fig.3 Trading mechanism for demand response in participating peak shaving and valley filling

3)未來發(fā)展路徑：該場景下，應加快輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則方案編制，經(jīng)政府主管部門批準后，可開展輔助服務市場交易，并進入場景2。

場景2：發(fā)展階段。

1)場景特征：適用于河南、重慶、冀北、上海、江蘇等已開展需求響應試點省份，該場景的典型特征是已經(jīng)出臺輔助服務市場的規(guī)則方案并啟動試運行，但電力現(xiàn)貨市場規(guī)則方案仍在編制。

2)市場交易機制設計：需求響應以參與調峰輔助服務為主，電力公司根據(jù)新能源功率預測和電網(wǎng)運行情況在D-1日09:00發(fā)布D日T至T+N時的各時段調峰輔助服務需求Rt。D-1日12:00前電力大用戶和售電公司等需求響應主體向市場運營機構自主申報競價信息Li和pi，市場運營機構以調峰輔助服務成本最低為目標進行按照式(1)進行集中優(yōu)化出清。

(1)

D-1日17:00市場運營機構發(fā)布出清結果，確定市場主體i在t時刻的需求響應量Li,t及對應時刻的補償價格pt，D日市場主體根據(jù)出清結果執(zhí)行需求響應，市場運營機構監(jiān)測實際需求響應量L′i,t并按照規(guī)則與市場主體進行結算，市場主體i獲得經(jīng)濟收益為∑t∈TL′i,t·pt，其交易流程如圖4所示。

圖4 需求響應參與調峰輔助服務交易機制設計Fig.4 Trading mechanism for demand response in participating peak-shaving ancillary service

3)未來發(fā)展路徑：應積極開展輔助服務市場試運行以積累運營經(jīng)驗，適時推動引入負荷聚集商等第三方市場主體參與輔助服務，并豐富拓展輔助服務品種。同時，應積極開展電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則方案編制，獲得政府主管部門同意后開展電力現(xiàn)貨市場試運行，并進入場景3。

場景3：完善階段。

1)場景特征：適用于浙江、山東、山西等開展電力現(xiàn)貨市場試點的省份，該場景的典型特征是已經(jīng)制定發(fā)布了輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則體系，并啟動了輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場試運行。

2)市場交易機制設計：需求響應資源參與該場景下的輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場應分別以調峰輔助服務和電量交易為主，在調峰輔助服務方面，主要交易方式與場景2保持一致，此處不再贅述。在電力現(xiàn)貨市場的電量交易方面，需求響應主體具有產(chǎn)銷者的雙重特性，一方面可作為“正電源”在競價中標時段削減電力負荷，等效于一個發(fā)電廠增加中標時段的電力供給；另一方面可作為“負電源”在競價中標時段增加電力負荷，等效于一個電力負荷增加中標時段的電力需求。需求響應參加電力現(xiàn)貨市場的交易流程設計如圖5所示，需求響應市場主體應遵循電力現(xiàn)貨市場相關規(guī)則流程，在D-1日12:00前向市場運營機構申報日前市場分段競價曲線，市場運營機構以社會福利最大化為目標開展集中優(yōu)化出清，形成分時段出清結果。在D日各個運行時段的前15 min，市場運營機構根據(jù)電網(wǎng)運行實際開展實時市場出清，并形成正式的調度運行計劃并下發(fā)各市場主體執(zhí)行。D+5日市場運營機構根據(jù)需求響應的實際運行情況和分時段出清結果開展偏差結算，確定需求響應經(jīng)濟收益。

圖5 需求響應參與現(xiàn)貨交易機制設計Fig.5 Trading mechanism for demand response in participating spot market

3)未來發(fā)展路徑：該場景下，可以逐步豐富交易品種，引入電力現(xiàn)貨市場的備用容量市場機制，鼓勵需求響應資源和第三方代理機構參與電力現(xiàn)貨市場備用容量交易，逐步實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場的聯(lián)合優(yōu)化出清。當輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場具備較為成熟的運行實踐經(jīng)驗后，可進入場景4。

場景4：成熟階段。

1)場景特征：場景3的省份具備較為成熟的運行實踐經(jīng)驗后可以進入場景4。該場景的典型特征是已經(jīng)建立了完善的輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系與運營方案，火電、水電、新能源、需求響應資源和第三方代理機構都可以公平進入輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場同臺競爭。

2)市場交易機制設計：需求響應參與該場景下的輔助服務市場與場景2保持一致，參與電力現(xiàn)貨市場電量交易的機制設計與場景3保持一致。同時，可逐步推動需求響應參與電力現(xiàn)貨市場備用容量交易，根據(jù)現(xiàn)貨市場中電能量與備用容量的聯(lián)合優(yōu)化出清機制，市場運營機構可根據(jù)需求響應的歷史負荷及響應情況綜合評估確定需求響應的有效容量，需求響應主體可在備用容量市場中申報有效容量內的響應意愿和價格，并按照市場運營機構的集中出清結果提供容量備用服務，如果備用容量被實際調用，需求響應主體還可額外獲得基于市場實時價格的經(jīng)濟補償。

3)未來發(fā)展路徑：在該場景下，應進一步完善輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場的銜接關系。最終實現(xiàn)以電力現(xiàn)貨市場電量交易為核心，電力現(xiàn)貨市場電量交易和備用容量交易的聯(lián)合優(yōu)化出清，發(fā)揮需求響應對電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場的補充作用。

總體而言，各省應以社會經(jīng)濟發(fā)展水平為基礎，結合各省輔助服務市場、電力現(xiàn)貨市場、容量市場等電力市場的試點建設情況，因地制宜地開展需求響應的市場化交易機制，循序漸進地推動需求響應參與電力市場，并逐步完善需求響應與電力市場之間的銜接。

5 算例分析

基于我國需求響應市場化交易機制設計，需求響應參與電力市場交易可有效提升電網(wǎng)運行靈活性，滿足尖峰時段的供需平衡需求。基于國家發(fā)改委對需求響應能力的規(guī)劃目標，結合我國電力市場的建設路徑，本算例測算分析了不同市場發(fā)展階段下的需求響應社會經(jīng)濟效益，進一步驗證說明需求響應發(fā)展的必要性。

根據(jù)我國需求響應發(fā)展規(guī)劃，需求響應能力與尖峰負荷應滿足式(2)的線性關系。

P=Lmax×a

(2)

式中：P為我國需求響應能力；Lmax為我國尖峰負荷最大值；a為不同階段需求響應能力建設目標。根據(jù)國家發(fā)改委要求，我國計劃在2025年實現(xiàn)需求響應能力滿足尖峰負荷5%的建設目標?；谠撃繕?，本算例設定需求響應在發(fā)展階段、完善階段和成熟階段的響應能力a分別達到尖峰負荷的1%、3%和5%。尖峰負荷Lmax取2019年我國尖峰負荷最大值約11.3 億kW測算，則各階段下我國需求響應能力分別約1 130 萬、3 390 萬、5 650 萬kW。

根據(jù)以往電力投資經(jīng)驗，我國電力發(fā)輸配電建設投資成本應滿足式(3)。

C=Pi×b

(3)

式中：C為建設投資總成本；Pi為發(fā)輸配電建設總容量；b為單位容量建設投資系數(shù)。若不開展需求響應，為滿足尖峰負荷須投資新建與需求響應能力P同等容量的電力發(fā)輸配電設備Pi。以2019年全國電力設備容量投資系數(shù)平均值b為8 645 元/kW測算，為滿足尖峰負荷1%、3%、5%的電力設備投資C分別達到976.9 億、2 930.7 億、4 884.4 億元。由此可見，開展需求響應能力建設，不僅極大增強了電力系統(tǒng)運行靈活性，更有效提高電力投資效率，避免了尖峰機組、調峰機組等低利用率設備的重復投資，實現(xiàn)了社會資本的優(yōu)化配置。

除社會經(jīng)濟效益外，需求響應在促進清潔能源消納和節(jié)能減排方面也有顯著作用。清潔能源運行具有反調峰特性，往往在負荷低谷時大發(fā)，而在負荷高峰時出力不足。發(fā)揮需求響應的“削峰填谷”作用可有效促進清潔能源消納。需求響應促進清潔能源消納電量可按式(4)估算。

Q=P×h

(4)

式中：Q為需求響應促進清潔能源消納電量；h為需求響應參與調峰的平均利用小時數(shù)。以需求響應參與調峰的年度平均利用小時數(shù)h約20 h測算，需求響應以“削峰填谷”形式每年促進清潔能源消納電量分別為2.26億、6.78億和11.3 億kW·h。

在節(jié)能減排方面，需求響應的節(jié)能減排效應體現(xiàn)在兩方面，一是直接促進清潔能源消納產(chǎn)生的節(jié)能減排效應，如式(5)和式(6)所示；二是通過節(jié)約電力投資間接實現(xiàn)的節(jié)能減排成效，如式(7)所示。

EC=Q×IC

(5)

ES=Q×IS

(6)

EI=C×II

(7)

式中：EC和ES分別為促進清潔能源消納電量等效的CO2、SO2減排量；EI為所節(jié)約電力投資的等效碳排放減排量；IC和IS分別為單位清潔能源電量的等效CO2、SO2減排系數(shù)；II為單位GDP碳排放強度。

取IC和IS分別為335.7、8.03 g/(kW·h)測算[18]，則各場景下CO2年度減排量達7.59 萬、22.76 萬、37.93 萬t，SO20.18萬、0.53 萬、0.90 萬t。除此之外，所開展需求響應所節(jié)約的電力投資等效節(jié)能減排量以單位GDP碳排放強度II為1.32 t/萬元測算19]，各場景下節(jié)約電力投資的年度節(jié)能減排量可達1 289.5 萬、3 868.5 萬、6 447.4萬t。

綜上所述，加快需求響應的市場化交易機制，增強需求響應的“削峰填谷”能力不僅有助于提升電力系統(tǒng)運行靈活性，更有助于實現(xiàn)社會經(jīng)濟效益和節(jié)能減排效益的最大化，助力社會經(jīng)濟發(fā)展和能源轉型。

6 結論及建議

當前，我國需求響應的發(fā)展方興未艾，各地對需求響應的探索和實踐正在如火如荼開展，隨著我國電力供需形勢變化、可再生能源大規(guī)模并網(wǎng)、電力電子器件顯著增多的影響，發(fā)展需求響應，提升電力系統(tǒng)運行靈活性和安全性是大勢所趨。建議通過社會各界的積極參與和協(xié)作共贏，逐步培育形成“政府引導、電網(wǎng)配合、社會參與、用戶響應”的需求響應新格局，構建起網(wǎng)-源-荷-儲協(xié)調互動的能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展新模式。

電力市場的發(fā)展是需求響應發(fā)展的基石，建立完善的電力市場交易機制和規(guī)則體系是需求響應市場交易機制的前提。隨著我國社會主義市場經(jīng)濟體制的逐步完善，以電力市場為核心的資源配置體系將在電力系統(tǒng)運行中發(fā)揮更加重要的作用，需求響應可借助電力市場建設契機，加快與電力市場的銜接和融合，從而構建起與我國電力市場相適應的需求響應市場化交易機制。