2、我國電力需求側響應運行體系日趨完善
2.1、政策推動電力需求側管理平臺加速建設
2023年5月19日，發(fā)改委就《電力需求側管理辦法(征求意見稿)》、《電力負荷管理辦法(征求意見稿)》向社會公開征求意見;目標為應對電力供需緊張、可再生能源電力消納;開展需求側響應工作，提升信息及數(shù)字化水平。政策歸納為以下三點：
(1)新增需求響應工作內容：結合新形勢與新任務，基于電力市場建設進展與地方實踐，新增了需求響應的工作內容。
(2)強化用電安全底線，拓寬綠色發(fā)展內容。進一步擴展和完善了需求響應、節(jié)約用電、電能替代、綠色用電、智能用電、有序用電的內容。
(3)充分運用新一代信息技術手段。結合“云大物移智”等新一代信息技術的快速發(fā)展，進一步推進電力消費智能化，實現(xiàn)電力利用效率的提升與電力利用方式的變革。
具體措施包括：縣級及以上地方政府盡快構建電力需求響應資源庫，電網(wǎng)企業(yè)成立電力負荷管理中心;建立和完善電力需求側資源與電力運行調節(jié)的銜接機制;配電網(wǎng)增容及線路改造和智能化升級。若2023下半年正式稿能夠推出，2024年將迎來電力需求側管理平臺的建設高峰。電力需求側響應的管理機構為縣級以上地方人民政府電力運行主管部門。實施主體主要包括電力用戶、電網(wǎng)企業(yè)(省級及以上電網(wǎng)企業(yè)、地方電網(wǎng)企業(yè)以及增量配電網(wǎng)企業(yè))、電力需求側管理服務機構(負荷聚合商、售電公司、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商)、電力相關行業(yè)組織等。
電力需求側響應可歸納為三級架構：一級架構由交易中心、調度中心和未來成立的負荷管理中心組成。三者形成良性配合，該管理機構由政府主導;二級架構為虛擬電廠(VPP)或負荷聚合商。該級架構需要具有負荷資源;電網(wǎng)供應商或電網(wǎng)下屬公司及有一定資源的發(fā)電企業(yè)、售電公司將具有更多優(yōu)勢，虛擬電廠短、中期服務電網(wǎng)的整體調度及負荷管理，中長期有望參與電力市場化交易;虛擬電廠的高效運營需要計量、通信、調度三大核心技術作為支撐。利用人工智能和大數(shù)據(jù)技術，可以幫助虛擬電廠運營商實現(xiàn)對可調電量的準確預測與動態(tài)調優(yōu);三級架構為可調資源(電力用戶、儲能或新能源發(fā)電)。該級架構較為市場化，涉及微網(wǎng)建設、綜合能源管理等，配合虛擬電廠進行電力調節(jié)。如果是規(guī)?；娏τ脩簦芍苯訁⑴c需求側響應，可跳過負荷聚合商。三級架構信息交流方式包括控制指令、電價激勵、需求申報和狀態(tài)量測等。電力負荷管理中心負責組織需求響應交易中心和調度中心通過控制指令、電價激勵等方式，組織虛擬電廠和電力市場主體參與需求響應，為電力系統(tǒng)提供更高的靈活性與更強的穩(wěn)定性。
電力需求響應市場執(zhí)行程序一般包括響應啟動、邀約確認、響應執(zhí)行、過程監(jiān)測、效果評估、結果公示、資金發(fā)放等環(huán)節(jié)。
(1)電力運行主管部門根據(jù)電力供需情況啟動實施需求響應，向市場主體發(fā)布需求響應招標通知;
(2)電力負荷管理中心在新型電力負荷管理系統(tǒng)開展市場主體資格審核、響應邀約、過程監(jiān)測、效果評估等工作;
(3)需求發(fā)布后，需求響應主體可在電力交易平臺進行市場交易申報;
(4)電力交易中心根據(jù)申報信息和出清規(guī)則，組織市場出清，發(fā)布中標結果;
(5)參與響應的用戶按照中標結果，按時按量自主完成負荷壓降。
價格機制方面，完善與電力市場銜接的需求響應價格機制，根據(jù)“誰受益、誰承擔”的原則，支持具備條件的地區(qū)，通過實施尖峰電價等手段提高經(jīng)濟激勵水平。鼓勵需求響應主體參與相應電能量市場、輔助服務市場、容量市場等，按市場規(guī)則獲取經(jīng)濟收益。
(1)目前大多數(shù)省份進行電力需求側響應主要是由地方政府與電網(wǎng)進行補貼，或通過輔助服務市場進行補助，更多的仍然是非市場化機制，電力用戶也是重要的承擔方之一;
(2)未來隨著電力需求側響應能夠更多、更好的參與電力市場化交易，可以實現(xiàn)更好的價格反饋機制和調控精準性。
準入條件：以2023年云南省、甘肅省、四川省、福建省和河北省為例，
1.電力用戶準入條件：(1)響應能力低于1000千瓦(四川、云南、甘肅)、200千瓦(福建)的用戶須通過負荷聚合商代理參與;(2)響應能力在1000千瓦及以上(四川、云南、甘肅)、200千瓦及以上(福建)的用戶，可選擇直接參與需求響應。
2.各地負荷聚合商準入條件：(1)聚合商：具備聚合1000千瓦及以上響應負荷能力(福建);具備集成2500千瓦及以上響應能力(云南);聚合削峰能力不低于5000千瓦(甘肅、河北)。(2)售電公司：交易代理電量超過10億千瓦時，或繳納履約保障憑證額度超過800萬元的售電公司(四川)。(3)獨立儲能：聚合商響應能力2500kW或儲能充放電功率不低于5000kW，充放時間不低于2h(云南)。各地需求側響應的核心需求來自于缺電，而缺電時刻的電價相對較高，一般是0-4元/kWh。
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