中國儲能網(wǎng)訊：新能源裝機比例及用戶側(cè)間歇性負荷的進一步增長，對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提出了越來越高的要求，傳統(tǒng)“源隨荷動”的運行模式亟需向“源荷互動”轉(zhuǎn)變。挖掘負荷側(cè)的靈活性資源，成為提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力和保障電力供應的重要手段。國家碳達峰、碳中和“1+N”政策體系相關文件，以及《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》均提出對電力需求側(cè)響應能力的要求，本文全面解讀南方區(qū)域需求響應規(guī)則體系及意義，提出對需求響應機制設計的啟示。
一、需求響應仍需機制配套
新能源的突飛猛進，增大了電源側(cè)的隨機波動；而用戶側(cè)電能替代的推廣，制冷、供暖、烹飪以及電動汽車等間歇性負荷比例也將大幅增加，新型電力系統(tǒng)下發(fā)用兩側(cè)的隨機性都在增大。單純采用傳統(tǒng)的由可調(diào)節(jié)電源進行調(diào)節(jié)的方式已不堪重負，充分利用靈活性負荷對沖發(fā)用兩側(cè)的尖峰，相對投資昂貴的發(fā)輸變電設備，成為邊際成本最優(yōu)的調(diào)節(jié)方式。據(jù)粗略計算，滿足1kW終端新增負荷的全系統(tǒng)投資（包括發(fā)電、輸電、變電、配電環(huán)節(jié)）達到10000元以上，而一年中超過全網(wǎng)最大負荷95%的用電時段僅不到100小時，通過需求響應節(jié)約電力系統(tǒng)投資以及保障電網(wǎng)供電安全的效果明顯。
國家高度重視需求響應的發(fā)展，國務院印發(fā)的《2030年前碳達峰行動方案的通知》（國發(fā)〔2021〕23號）中要求：“至2030年，省級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力”，已將需求響應作為應對新增可調(diào)節(jié)電源不足帶來電力供應緊張的重要手段。
今年3月22日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，也高度重視電力系統(tǒng)靈活性的建設，在發(fā)展目標中明確提出：到2025年，靈活調(diào)節(jié)電源占比達到24%左右，電力需求側(cè)響應能力達到最大用電負荷的 3%～5%。將需求響應的發(fā)展提升到整體能源體系建設的重要方面，這在以前的能源五年規(guī)劃報告中未曾出現(xiàn)過。
相對靈活性電源的建設與改造，需求響應具有投資低、見效快的特點，但健全體制機制是激勵用戶參與的首要條件，南方區(qū)域出臺的新版“兩個細則”以及廣東省市場化需求響應細則為我們提供了很好的借鑒和參考。
二、南方區(qū)域雙管齊下破解需求響應難題
為充分發(fā)揮需求響應的作用，各地陸續(xù)出臺需求響應補償或市場化機制。其中，南方電網(wǎng)區(qū)域采用了固定補償與市場化交易相結(jié)合的方式，提供了可供借鑒的有效模式。
（一）南方區(qū)域新版“兩個細則”下的需求響應補償機制
今年3月，南方能監(jiān)局發(fā)布新版“兩個細則”（南方區(qū)域《電力并網(wǎng)運行管理實施細則》、《電力輔助服務管理實施細則》）（征求意見稿），同時建立了風電、光伏、新型儲能、可調(diào)節(jié)負荷的專項并網(wǎng)管理及輔助服務實施細則。
其中，《可調(diào)節(jié)負荷并網(wǎng)管理及輔助服務管理實施細則》中，明確直控型可調(diào)節(jié)負荷（具備電力調(diào)度機構直接控制條件和自動功率控制能力，不低于30MW、最大調(diào)節(jié)能力不小于10MW，調(diào)節(jié)時長不少于1小時）可參與調(diào)頻、調(diào)峰（含填谷和削峰）等輔助服務，參與調(diào)頻輔助服務的補償標準參照其他并網(wǎng)主體；而參與調(diào)峰輔助服務補償時，參與填谷輔助服務補償標準與新型儲能一樣，享受第二檔（30%-40%段）的補償標準，該標準較第一檔高出很多（廣東為0.792元/kWh）。而對于需求響應參與削峰服務，標準則更高，是第二檔調(diào)峰標準的2倍，以充分發(fā)揮需求響應的削減高峰負荷方面的作用。
在補償與分攤機制設計方面，為電力系統(tǒng)運行整體服務的電力輔助服務（涵蓋除爬坡之外的輔助服務品種），補償費用由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、市場化電力用戶等并網(wǎng)主體共同分攤，當前暫定比例為市場化電力用戶承擔比例為50%。同時要求“直控型可調(diào)節(jié)負荷參與的調(diào)峰（削峰）補償費用全部由市場化電力用戶分攤”，即直控型負荷削峰補償費用仍只能在用戶側(cè)消化，相當于在用戶側(cè)放入了一條“鲇魚”，增加了負荷側(cè)的博弈，如果市場化用戶不增加自身的調(diào)節(jié)能力，將可能分擔更多的輔助服務成本。
（二）廣東省市場化需求響應建立多層次市場機制
4月16日，廣東電力交易中心發(fā)布《廣東省市場化需求響應實施細則（試行）》，建立以市場為主的需求響應補償機制，引入有資源聚合管理能力的負荷聚合商，拓寬電力需求響應實施范圍，逐步形成年度最大用電負荷5%的響應能力，發(fā)揮需求側(cè)資源削峰填谷、促進電力供需平衡和適應新能源電力運行的作用。
相對“兩個細則”，市場化交易除引入市場競爭機制外，具有以下特點：一是大幅擴大了響應主體，擴展至非直控型大于0.3MW的虛擬電廠；二是主要針對需求響應的削峰作用，體現(xiàn)需求響應在提升電力系統(tǒng)安全，降低電力系統(tǒng)投資的作用，價格標準上限顯著高于“兩個細則”補償標準；三是設置了多月（半年或年）、周和日三個層次的市場匹配，形成按容量、響應電量等多方式的結(jié)算方式，既建立長效穩(wěn)定收益方式促進需求響應的投入，又通過即時競價方式激勵需求響應資源的充分動作。
1.市場主體
市場主體包括負荷聚合商和電力用戶。負荷聚合商是指將某一區(qū)域中各類響應資源進行統(tǒng)一管控和運營的主體，聚合響應資源參與需求響應交易，包括售電公司和第三方獨立主體聚合商。電力用戶包括市場直接購電的用戶和電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，也可分為大用戶和一般用戶?，F(xiàn)階段，大用戶的準入門檻暫設為年用電量 500 萬千瓦時及以上。
響應資源指大用戶直屬或負荷聚合商代理的具備負荷調(diào)節(jié)能力的資源，包括傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、用戶側(cè)儲能、電動汽車充電設施、分布式發(fā)電、智慧用電設施等。負荷聚合商或大用戶按照響應資源所屬地區(qū)、是否具備直控能力等條件分別聚合形成虛擬電廠，參與需求響應交易。虛擬電廠按照是否具備調(diào)度中心直接控制條件分為直控虛擬電廠和非直控虛擬電廠。
直控虛擬電廠上下調(diào)節(jié)能力應分別不低于10兆瓦，調(diào)節(jié)速率不低于（出力上限*2%）/分鐘，對調(diào)度指令的響應時間不大于1分鐘，單次響應持續(xù)時間不低于2小時。非直控虛擬電廠的調(diào)節(jié)能力不低于0.3兆瓦，單次響應持續(xù)時間不低于2小時。
2.市場結(jié)構
廣東省市場化需求響應建立了月、周、日三個層級的市場結(jié)構，根據(jù)不同時段的特點，分別采用了響應容量交易、備用容量+響應電量交易（類兩部制）、響應電量交易的方式，不但通過長期響應容量交易提供了穩(wěn)定收入來源激勵需求響應資源的長期投資，也通過短期響應電量交易激勵了需求響應資源充分發(fā)揮作用。
三個層級市場結(jié)構分別為：直控型可調(diào)節(jié)負荷競爭性配置交易，交易組織周期為半年或年，按照容量進行結(jié)算；可中斷負荷交易；為按周交易品種，按照備用容量和響應電量情況進行結(jié)算；日前邀約需求響應交易，為按日交易品種，按照日內(nèi)響應情況進行結(jié)算。
（1）直控型可調(diào)節(jié)負荷競爭性配置交易
資源要求：已投產(chǎn)及在交易月未來3個月內(nèi)具備投產(chǎn)條件的直控型可調(diào)節(jié)負荷（含虛擬電廠）。具備建設條件的聚合商，應于競爭性配置交易30天前向市場運營機構提交投產(chǎn)承諾書。
需求發(fā)布：調(diào)度中心綜合未來交易周期內(nèi)的電力供需情況、局部頂峰需要、潛在資源規(guī)模和電力用戶分攤費用等情況，評估形成直控虛擬電廠容量需求，經(jīng)省能源局和南方能源監(jiān)管局同意后，由交易中心向市場主體按公開信息披露。
交易組織：現(xiàn)階段，市場運營機構可以6個月為周期組織交易，試點啟動交易組織。條件具備時，可視市場運行需要以年為周期組織交易。交易中心組織聚合商于5個工作日內(nèi)申報直控虛擬電廠調(diào)節(jié)容量、容量價格、預期投產(chǎn)日期等信息。其中，直控虛擬電廠調(diào)節(jié)容量不低于10MW。
調(diào)度中心于1個工作日內(nèi)完成競爭性配置交易出清，采用“報量報價、邊際出清”模式，出清價格為邊際虛擬電廠的申報價格。競爭性配置交易申報價格的上限暫定為25-40元/kW/月，視情況優(yōu)化調(diào)整。直控虛擬電廠競爭性配置按月結(jié)算，容量收益=出清價格*有效調(diào)節(jié)容量（中標容量扣除檢修、臨停等折算容量），對于延遲投產(chǎn)進行延遲投產(chǎn)考核。
調(diào)度執(zhí)行：直控虛擬電廠視同常規(guī)電廠進行調(diào)度管理，應滿足調(diào)度規(guī)程和相關并網(wǎng)管理要求，其調(diào)管關系與屬地220kV上網(wǎng)的市場機組保持一致。競爭性配置交易中標的虛擬電廠調(diào)用、執(zhí)行及調(diào)用費用結(jié)算在現(xiàn)貨電能量交易細則和輔助服務機制中另行制定。
（2）可中斷負荷交易
資源要求：參與可中斷負荷交易的響應資源應滿足周內(nèi)中標時段均可提供負荷側(cè)備用、日內(nèi)根據(jù)調(diào)用通知在2小時內(nèi)完成負荷調(diào)整、每次響應時長不低于2小時等技術條件，并與電網(wǎng)企業(yè)簽訂靈活調(diào)整用電協(xié)議。參與可中斷負荷交易的響應資源須按照是否裝設負控裝置分開聚合。
需求發(fā)布：可中斷負荷交易在預計運行周存在全省或局部電力供應緊張、斷面或設備重過載風險時開展交易?？芍袛嘭摵山灰自陬A計運行周存在全省或局部電力供應緊張、斷面或設備重過載風險時開展交易。
市場申報與出清：單個虛擬電廠可響應容量不小于0.3MW?？芍袛嘭摵烧{(diào)用價格：調(diào)用價格的上下限暫時取5000 元/MWh 、70元/MWh。按照滿足需求容量且邊際虛擬電廠全量中標的原則開展出清，按申報價格由低到高排序，報價相同時按最近一次申報時間先后順序排序、申報容量由大到小排序。
調(diào)用執(zhí)行：可中斷負荷交易出清后，中標的調(diào)節(jié)容量成為備用容量，并不意味著一定會被調(diào)用。調(diào)度中心依次按照周內(nèi)已調(diào)用次數(shù)少、申報價格低、中標容量大的優(yōu)先原則，綜合考慮有序用電安排滾動生成運行日的可中斷負荷調(diào)用清單。當?shù)厥泄╇娋诸A判日內(nèi)達到可中斷負荷的調(diào)用啟動條件時，按照可中斷負荷調(diào)用清單，以虛擬電廠為單位依次通知負荷聚合商，在中標時段內(nèi)按其備用容量調(diào)用執(zhí)行。負荷聚合商接到調(diào)用通知后，應立即通知相關電力用戶執(zhí)行，被調(diào)用的虛擬電廠在2小時內(nèi)須完成負荷調(diào)整。
收益結(jié)算：可中斷負荷交易的收益包括備用費用（容量部分）和調(diào)用費用（響應部分），按照日清月結(jié)。備用費用=出清價格×備用價格比例×備用容量，其中，備用容量應減去當日被調(diào)用部分，虛擬電廠安裝負控裝置，備用價格比例為0.09，否則為0.03。
響應收益=有效響應容量*出清價格，實際響應容量=結(jié)算基線負荷－實際測量負荷，按小時計算（實際上折算到電量）。對中標虛擬電廠的無效響應容量進行考核，考核費用按小時計算，具體計算公式如下：考核費用= max（中標容量×0.5-實際響應容量，0）×max（出清價格×2，500元/MWh）。
（3）日前邀約需求響應交易
響應資源要求：競爭性配置交易中標或可中斷負荷交易中標的響應資源不得參與日前邀約需求響應交易。
需求發(fā)布：日前邀約需求響應交易，啟動條件是：日前預計運行日全省或局部存在電力供應緊張情況，且電力缺口在當期全省最高統(tǒng)調(diào)負荷的6%以內(nèi)；或預計局部區(qū)域存在斷面、變壓器、線路等元件過載風險以及其他系統(tǒng)安全需要時，由調(diào)度中心經(jīng)交易系統(tǒng)向市場主體披露運行日（D日）日前邀約需求信息。
市場申報與出清：D-1日13：00前，聚合商和大用戶以虛擬電廠為交易單元提交申報信息，單個虛擬電廠可響應容量不低于0.3兆瓦，現(xiàn)階段可響應時段默認為所發(fā)布的需求響應時段，現(xiàn)階段響應價格為單段報價，具備條件后可啟用多段報價。響應價格的上下限分別為3500元/MWh和70元/MWh。出清方式：按申報價格由低到高排序，報價相同時按最近一次申報時間先后順序排序、申報容量由大到小排序；采用邊際出清定價模式。
交易結(jié)算進行實際響應容量進行，按以下規(guī)則計算有效響應容量，相應費用=有效響應容量*出清價格。
（4）三個品種之間的銜接
三個品種進行緊密銜接，形成類似年度-月度-現(xiàn)貨電能量市場的偏差修正機制：當直控虛擬電廠納入電力平衡后，預計仍存在電力供應不足風險時，按周啟動可中斷負荷交易，提高日內(nèi)負荷備用。日前經(jīng)動態(tài)評估后存在電力供應不足風險時，調(diào)度中心發(fā)布運行日前需求響應邀約。日前層面，在考慮日前邀約需求響應中標量后，如存在無法覆蓋電力供應缺口的情況時，優(yōu)先安排“兩高”項目限電，限電后仍無法滿足供需平衡時，電網(wǎng)企業(yè)按照剩余缺口量組織有序用電。已中標可中斷負荷的電力用戶，一經(jīng)納入日前有序用電，不再納入次日的可中斷負荷調(diào)用清單。
3.需求響應費用分攤與結(jié)算
需求響應資金來源包括電力用戶分攤、現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)考核及返還費用（不包含中長期偏差考核和南方區(qū)域“兩個細則”考核）等資金?，F(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)考核及返還費用等資金優(yōu)先用于支付需求響應費用；無法覆蓋時，不足部分由需求地區(qū)全部電力用戶按結(jié)算月份月度實際用電量比例分攤。統(tǒng)一對電力用戶總分攤費用設置度電分攤上限，運行期間結(jié)合前序月份資金使用和電力保供情況動態(tài)調(diào)整，當前上限設置為：4-9月、12 月：0.015 元/kWh; 10-11月：0.008元/kWh。當預計本月地區(qū)電力用戶的度電分攤費用將超過上限時，當月原則上不再組織日前邀約和可中斷負荷交易。
4.與電能量市場的銜接
將需求響應交易納入全省電力市場體系，逐步擴大參與主體范圍，豐富交易品種，完善交易機制。代理合同結(jié)算方式下，當代理零售用戶中標需求響應時，售電公司在電能量市場中的日前結(jié)算電量調(diào)整為日前申報電量減去代理用戶日前邀約需求響應交易中標量和被實際調(diào)用的可中斷負荷交易中標量。
三、啟示
針對需求響應，南方區(qū)域建立了以“兩個細則”為基礎的固定式補償，廣東省同時建立了市場化交易機制，符合《電力輔助服務管理辦法》關于有償電力輔助服務可通過固定補償或市場化方式提供，鼓勵采用競爭方式的要求，為需求響應開展提供了很好的借鑒意義。
1.合理設置固定補償機制，逐步過渡到市場化交易。為便于需求響應的推進，先期可以固定補償?shù)姆绞剑瑢⑿枨箜憫{入到填谷、削峰固定輔助服務中間，建立可控負荷補償全部由市場化用戶分擔，提高了需求側(cè)的博弈關系，增加需求響應改造的壓力，能起到“四兩撥千斤”的作用。在條件成熟時（如廣東），建立需求響應的交易機制，納入更多需求響應主體，通過競爭手段確定提供主體和價格，能更好體現(xiàn)需求響應資源的稀缺性，促進資源的優(yōu)化配置。
2.建立不同時間尺度以及靈活價格機制的多層次市場。廣東需求響應交易市場，建立了多月（半年或年）、周、日三個層級的市場結(jié)構，根據(jù)不同時段的特點，分別采用了按響應容量、備用容量+響應電量交易（類兩部制）、響應電量付費的方式，通過長期響應容量交易提供了穩(wěn)定收入來源激勵需求響應資源的長期投資，通過短期響應電量交易激勵了需求響應資源充分發(fā)揮作用，建立了適應固定成本和可變成本回收的機制，形成了較為完備、有效的市場體系，不但可為需求響應市場提供借鑒，也可用于其他輔助服務市場品種，以及為儲能電價設計提供借鑒。
3.重視發(fā)揮需求響應的削峰作用，服務電力系統(tǒng)安全提升。相對填谷來說，需求響應在削峰方面帶來的效果和經(jīng)濟價值更加明顯，南方區(qū)域“兩個細則”設定削峰補償是填谷補償?shù)?倍，市場化交易中主要包含削峰部分，均強調(diào)了需求響應的削峰作用，未來新型電力系統(tǒng)深入推進，需求響應對于保障電力系統(tǒng)安全作用更加重要。
