中國儲能網訊：近期，湖北、天津、遼寧、江蘇、福建、河北等省市召開2024年迎峰度夏能源保供工作會議，普遍要求做好需求側管理工作。國家發(fā)展改革委在6月新聞發(fā)布會上也表示，2024年迎峰度夏能源電力保供，將堅持節(jié)能節(jié)電助力、需求響應優(yōu)先、有序用電保底，通過精細化開展電力需求側管理，更好保障民生和重點用電需求。
極端天氣頻發(fā)、新能源規(guī)模擴大，電力系統(tǒng)的調峰難度加大，僅靠在電源側增加調峰資源的“主流”方式難以滿足系統(tǒng)所有的調節(jié)需求，同時也未必是最優(yōu)解。在此背景下，用電需求是剛性增長的，業(yè)界對傳統(tǒng)負荷特點的理解也開始“松動”，有效利用用戶側資源提升系統(tǒng)靈活性變得越發(fā)重要。
在利用用戶側資源的方式中，電力需求響應已發(fā)展近十年，數字化、市場化成為各地實踐的主要方向，虛擬電廠作為一種數字化聚合系統(tǒng)和組織模式正在興起，但市場準入和行業(yè)規(guī)范仍然缺乏統(tǒng)一的設計。
此外，電力現貨市場正在全面鋪開，其與已經存在并不斷演進的用戶側資源利用方式各自應發(fā)揮怎樣的作用，又應形成怎樣的關系，才能夠更好地適應發(fā)用兩側雙波動特性，政府與市場主體正在共同探路。
需求響應市場化
2024年6月中旬，江蘇印發(fā)新版電力需求響應實施細則，并啟動迎峰度夏需求響應申報。
江蘇是經濟和用電大省，迎峰度夏期間最高用電負荷過億已成為電網運行的新常態(tài)。公開數據顯示，2017—2023年，江蘇電網夏季最高用電負荷均突破1億千瓦，2023年最高用電負荷于8月12日達到1.32億千瓦；2023年5月到2023年12月，江蘇電網有74天用電負荷過億。
相關數據顯示，截至2024年4月底，江蘇新能源裝機規(guī)模達到6887萬千瓦，占發(fā)電裝機的比重約為37%。與眾多省區(qū)一樣，江蘇的電力系統(tǒng)調節(jié)壓力增加。與此同時，傳統(tǒng)電源調節(jié)資源的能力已經被充分釋放。據介紹，目前，江蘇超九成的常規(guī)燃煤機組已完成靈活性改造，機組深度調峰的能力應用接近極限。在此背景下，需求響應成為江蘇迎峰度夏保供的常用工具之一。
隨著新能源特別是分布式光伏規(guī)模擴大，多地發(fā)用電時段錯配，負荷峰谷差逐漸拉大，尤其是迎峰度夏期間，空調負荷迅速拉升，晚間等用電高峰時段，電力保供壓力進一步增大，需求側資源參與調節(jié)的重要性凸顯。
2023年9月15日，國家發(fā)展改革委等部門印發(fā)《電力需求側管理辦法（2023年版）》（以下簡稱《辦法》），首次用獨立章節(jié)對需求響應做出規(guī)定，明確了需求響應的定義與功能，即在短時電力供需緊張、可再生能源電力消納困難等情況下，通過經濟激勵為主的措施，引導用戶自愿調整用電行為，實現削峰填谷。同時，《辦法》明確要根據“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則疏導需求響應費用，建立與電力市場銜接的價格機制，并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。
除江蘇外，2024年4月以來，四川、重慶、云南等地也發(fā)布了需求響應相關方案或征求意見稿，將需求響應作為電網經濟運行的調節(jié)措施和有序用電的前置手段。經過近年的發(fā)展，各地需求響應執(zhí)行逐步由行政化轉向市場化，多地已通過競價形成補貼價格，補貼資金主要由市場用戶分攤，用尖峰電價增收部分支付。
“每年迎峰度夏前，無論電力供需形勢是否緊張，地方政府和電網公司都會組織開展需求響應注冊等工作?！焙戨娏τ邢薰靖笨偨浝韺O菁表示，近年來，用戶主動參與電網調節(jié)的意愿有所提升?！霸诟鞣降姆e極引導下，用戶對需求響應的理解發(fā)生了變化，從以前的被動壓減用電逐步轉變?yōu)樵诮洕钕伦园l(fā)調整用電行為?！?
除了需求響應，多地也推動需求側資源參與調峰輔助服務市場。2020年以來，江蘇分布式電源、自備電廠、充電站、儲能等需求側資源可聚合參與中長期和短期輔助服務市場；2024年4月，湖南婁底發(fā)布通知，號召電力用戶參與調峰輔助服務市場；2023年8月，國家能源局西北監(jiān)管局發(fā)布通知，對儲能、負荷側等市場主體參與陜西電網調峰、頂峰輔助服務市場的實施細則征求意見。
主體多元化、分散化也是各地需求側資源參與調節(jié)的明顯變化。江蘇電力交易中心三級職員趙彤介紹，工業(yè)負荷和充電樁是江蘇負荷側調節(jié)的主要參與主體。他提到，江蘇年用電量低于500萬千瓦時的用戶數量占比超七成，未來小微用戶甚至居民用戶有較大的調節(jié)潛力?！颁撹F廠、水泥廠等大工業(yè)用戶雖然調節(jié)能力較強，但如果大量低壓用戶參與調節(jié)，說明市場已經滲透到千家萬戶了。用戶越多，市場越活躍，我覺得是件好事?！?
“廣義上講，除了需求響應、輔助服務等接受電力系統(tǒng)調度的調節(jié)方式，以分時電價政策引導用戶主動削峰填谷也是需求響應的一種類型?！眹鴥刃枨髠裙芾硌芯咳藛T介紹，我國分時電價政策已推行約40年，對緩解高峰用電緊張、促進電力資源合理配置、保障電力系統(tǒng)安全運行發(fā)揮了重要的作用，峰谷電價的制定方式也從政府定價逐步轉變?yōu)橐罁鞯仉娏κ袌鲆?guī)則制定。
為適應不斷變化的電力供需形勢，多地分時電價政策從多年一調變?yōu)橐荒暌徽{。2024年以來，河南、江蘇、內蒙古等近十個省區(qū)已調整了分時電價政策，并普遍在夏冬季設置了尖峰電價。山東、蒙東、蒙西等部分現貨市場運行的地區(qū)，分時電價調整參考了現貨分時電價信號。
虛擬電廠：從虛向實
2024年5月19日，國家能源局發(fā)布了23個能源綠色低碳轉型典型案例，“廣東深圳虛擬電廠智慧調度運行管理云平臺”是其中之一。此前4天的午間，深圳開展了全國最大規(guī)模的車網互動應用，實現削峰電量超4300千瓦時。
隨著新能源汽車、用戶側儲能、智能家居等新型用電設備種類增加、規(guī)模擴大，配電網側局部地區(qū)、時段出現了電力供需緊張的情況且頻次有所增加?！拔！迸c“機”并存，如何挖掘、聚合海量用戶側資源參與調節(jié)也被行業(yè)和市場關注。
2022年以來，虛擬電廠在國內迅速打開局面，從省區(qū)到園區(qū)都有虛擬電廠項目落地，電網公司、售電公司、數字化技術提供商等紛紛布局相關業(yè)務，并催生了互聯網技術、智能設備制造、平臺建設等相關產業(yè)機會。
實際上，虛擬電廠是個“舶來品”，美國、歐洲、澳大利亞等通過虛擬電廠聚合可調節(jié)負荷、分布式電源、儲能等資源參與電力市場交易?！掇k法》對虛擬電廠的含義做出解釋，即“依托負荷聚合商、售電公司等機構，通過新一代信息通信、系統(tǒng)集成等技術，實現需求側資源的聚合、協調、優(yōu)化，形成規(guī)模化調節(jié)能力支撐電力系統(tǒng)安全運行”，并提出逐步將需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡的要求。
大型、超大型城市是推動我國虛擬電廠快速發(fā)展的重要力量。國內能源投資機構人士對《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）表示：“深圳等大型城市負荷密度大、電網調節(jié)需求大、用戶類型較多，以及能源、土地等資源較有限，虛擬電廠有較大的發(fā)展空間?！?
南方電網深圳供電局電力調度控制中心副總經理、深圳虛擬電廠管理中心總經理程韌俐在公開論壇上介紹，截至2023年底，深圳虛擬電廠平臺已接入儲能、光伏、充電樁、冰蓄冷、智能樓宇、5G基站等多種資源，接入資源容量和可調容量分別為2811.78兆瓦和615.25兆瓦。
上海也是國內首批開展虛擬電廠試點的地區(qū)之一。上海電力交易中心數據顯示，2023年底，上海虛擬電廠已接入的可調資源容量和實際可調容量分別為82.35萬千瓦和46.44萬千瓦，預計2024年迎峰度夏前實際可調容量可達到60萬千瓦。
上述兩地虛擬電廠有一個明顯的共同點，即新能源汽車充換電設施在資源池中的占比均為最高。星星充電能碳業(yè)務中心高級大客戶經理吳星宇介紹，充電場站的調節(jié)性能較好，且普遍建有數字化管理平臺，數據采集監(jiān)測功能較為完備，能方便快捷地接入虛擬電廠平臺。同時，由于參與響應的收益較為可觀，充電樁企業(yè)的參與意愿較高。
吳星宇提到，目前，充電樁的有效響應量在深圳虛擬電廠總資源池中的占比接近八成。增加資源種類、擴大資源規(guī)模和增加響應次數或是2024年深圳虛擬電廠的建設重點。
近兩年，廣東、江蘇、山東等地的虛擬電廠已作為獨立主體參與需求響應交易，多地也在探索“做大”虛擬電廠的市場功能。
2024年1月，國網山西電力公司建設的虛擬電廠啟動運行并參與現貨市場交易。在2023年12月山西現貨市場轉入正式運行之前，山西已為虛擬電廠參與電力市場“鋪路”。2022年6月，山西省能源局印發(fā)《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，提出在市場建設初期，“負荷類”虛擬電廠可參與中長期、現貨及輔助服務市場，“源網荷儲一體化”（以下簡稱“一體化”）虛擬電廠可參與現貨及輔助服務市場。
2023年11月，深圳7家虛擬電廠參與了南方區(qū)域跨省備用市場交易結算試運行，虛擬電廠首次與其他常規(guī)發(fā)電主體同臺競價，日前出清最大中標容量約為24兆瓦。
多位從業(yè)者在公開論壇上表示，國內虛擬電廠發(fā)展迅速，有利于豐富系統(tǒng)調節(jié)資源，多元主體參與也能增強市場的開放性和活躍度。2024年7月1日起施行的《電力市場運行基本規(guī)則》，已明確虛擬電廠和負荷聚合商能以新型經營主體身份參與市場。
近兩年，業(yè)內對虛擬電廠聚合需求側資源參與調節(jié)的模式和功能已有共識，行業(yè)朝著多元化、規(guī)?；较虬l(fā)展，但各方對其概念理解存在一定差異，虛擬電廠、需求響應和負荷聚合商的界定并不清晰。
中國電力科學研究院相關專家在公開論壇上指出，虛擬電廠是需求側資源的一種組織方式，是由需求響應衍生出來的系統(tǒng)，在感知監(jiān)控方面較傳統(tǒng)負荷聚合系統(tǒng)要求更高。在相應的電力市場機制下，負荷聚合商、售電公司等市場主體能利用虛擬電廠常態(tài)化參與需求響應、現貨市場、輔助服務市場等，支撐電網供需平衡調節(jié)和促進新能源消納。“虛擬電廠的技術參數要求高，運行方式的標準化、市場化需求迫切?！?
然而，市場準入等問題亟須解決。
吳星宇提到，其所在公司的虛擬電廠業(yè)務布局在上海、深圳、福建、江蘇、浙江、寧夏等多地，部分地區(qū)要求虛擬電廠綁定售電公司資質才能參與市場。2024年4月18日印發(fā)的《山東電力市場規(guī)則（試行）》和2023年12月11日發(fā)布的《寧夏回族自治區(qū)虛擬電廠運營管理細則》均提出，現階段虛擬電廠參與電能量或輔助服務市場，應滿足售電公司注冊相關要求。
“虛擬電廠作為一個主體參與市場，是否需要具備發(fā)電資源，從而能和發(fā)電機組一樣增減出力并報量報價？這也是后續(xù)虛擬電廠入市需要解答的問題?！眳切怯畋硎尽?
目前，不同地區(qū)對虛擬電廠參與市場的規(guī)則和要求不一。山東將虛擬電廠分為發(fā)電儲能類和負荷類兩種，后者包括全電量和調節(jié)量負荷兩類；虛擬電廠可選擇報量報價或報量不報價的方式參與日前市場，簽訂中長期合約的發(fā)電儲能類機組則應報量報價參與日前市場。根據山西的要求，負荷類虛擬電廠運營商應是具有市場交易資格的售電公司或電力用戶，報量報價參與現貨市場；“一體化”虛擬電廠運營商應是“一體化”項目主體或者授權代理商并具有市場售電資格，參照火電機組報價模式參與現貨市場。
吳星宇認為，目前國內暫時缺乏統(tǒng)一的虛擬電廠建設運營指導意見，使行業(yè)無法在技術建設、參與市場要求等方面形成統(tǒng)一的標準，長遠看不利于行業(yè)形成合力。前述研究人員則提到，當前政策層面不對虛擬電廠“設限”，一個重要的考量是為虛擬電廠業(yè)態(tài)提供較寬松的發(fā)展環(huán)境，讓其保持創(chuàng)新活力。
中國電力科學研究院相關專家也呼吁，行業(yè)要推動出臺國家層面的虛擬電廠頂層設計，明確虛擬電廠的概念，并在技術標準和管理制度中一以貫之。
業(yè)界對當前虛擬電廠盈利模式不清晰、主要靠地方政府或電網公司補貼響應費用等情況也多有討論。程韌俐在接受《南方電網報》采訪時表示，深圳市政府支持和推動虛擬電廠發(fā)展，目前資金來源主要是政府補貼。她表示，財政支持培育虛擬電廠技術和產業(yè)，“把勢造起來，只是第一步。要想虛擬電廠能夠持續(xù)發(fā)展，最終還是要與電力市場結合起來”。
現貨可否替代需求側工具
2024年，“轉正”后的廣東現貨市場首次接受迎峰度夏“大考”。
在2023年12月28日轉入正式運行之前，廣東現貨市場已連續(xù)不間斷運行超過2年?！霸谕暧宥认钠陂g，現貨市場發(fā)揮了較好的作用?！蹦戏诫娋W廣東電網公司電力調度控制中心現貨市場管理部經理趙越介紹，廣東現貨市場通過高價信號引導機組積極頂峰發(fā)電，同時通過“能漲能跌”的現貨價格反映能源成本的變化情況，疏導發(fā)電成本，提高機組頂峰發(fā)力的積極性。
現貨市場被普遍認為是較好的調峰工具，能利用實時價格信號引導發(fā)電企業(yè)調整出力和用戶避峰填谷。作為首批“轉正”的現貨市場，廣東的表現引發(fā)業(yè)界廣泛關注。
據氣象專家預測，2024年夏天，全國大部分地區(qū)預計氣溫較常年同期偏高，高溫日數偏多，華南地區(qū)可能出現階段性高溫熱浪，南方部分地區(qū)可能出現極端高溫天氣。趙越表示：“與往年相比，隨著新能源裝機占比提高，電力系統(tǒng)的調節(jié)難度將增大，迎峰度夏的保供難度也會隨之加大。”
趙越提到，除了進一步做好新能源和新型儲能參與市場運行的情況監(jiān)測，持續(xù)完善相關市場交易機制，廣東還將積極推動蓄能等新型市場主體試點參與現貨市場交易，不斷擴大市場規(guī)模，以充分的市場競爭引導資源優(yōu)化配置。
2024年，國內現貨市場建設將加速推進，多地現貨市場預計將陸續(xù)轉入正式運行或連續(xù)試運行，新形勢下，現貨市場的調峰作用也將得到進一步檢驗和優(yōu)化。
業(yè)界對中長期內現貨市場和分時電價政策將共同發(fā)揮作用已形成一定共識，但對現貨市場運行后是否仍然需要需求響應則存在爭議。
趙彤認為：“嚴格意義上講，若現貨市場連續(xù)運行，就沒有必要啟動有調峰性質的需求響應和輔助服務市場。”他舉例稱，山東現貨市場在節(jié)假日出現實時負電價，是電力供大于需的體現，形成了有效的價格信號。他傾向于零售側甚至居民側的用戶在實時電價的引導下主動調整用電行為。
前述研究人員持不同的觀點。他提到，從實際情況出發(fā)，國內外絕大多數電力用戶都不希望用電價格完全暴露在現貨批發(fā)市場中，無法接受電價大幅波動。多數用戶傾向于通過價格波動較小的零售市場購電，一定程度上鎖定用能成本?！霸诂F貨市場連續(xù)運行的情況下，當負荷迅速沖高、影響電網安全時，利用短時需求響應價格信號引導用戶緊急削峰能實現系統(tǒng)調節(jié)的經濟性和效益最大化?！?
孫菁認為，加快需求響應與現貨市場的融合建設，以及與輔助服務市場出清與結算的銜接都是需要考慮的問題?！霸诂F貨市場下，實時價格信號將常態(tài)化引導用戶合理用電，但在出現短時供需失衡時，需求響應等調峰工具仍能發(fā)揮較大的作用，能夠及時反映某區(qū)域某位置上的實時調峰需求與價格?！?
隨著大量新興主體“入駐”配電網，未來短時尖峰負荷可能常態(tài)化出現，開展區(qū)域調節(jié)可能是需求響應的一項重要功能。孫菁提到，售電公司也在積極制定現貨市場下的“需求響應策略”，根據現貨價格信號向用戶發(fā)起售電公司層面的需求響應指令，“這也是售電公司應對現貨市場風險的靈活手段之一”。
深圳、廣州、寧波等地已探索通過虛擬電廠開展本地化精準調節(jié)。吳星宇表示，深圳虛擬電廠可以配合電網開展全網層面和局部的調節(jié)。但隨著更多類型、更大規(guī)模資源接入，后續(xù)深圳虛擬電廠可能更側重于解決配電網局部阻塞等問題。
當前，部分地區(qū)新能源汽車集中充電和分布式光伏造成的電網壓力，一定程度上已跳出配電網層面，對主干電網造成影響。前述研究人員認為，有必要通過需求響應解決配電網側的調峰問題，并建立起反映此價值的價格機制?！爱斍暗男枨箜憫同F貨電能量價格，反映的主要是主干電網層面的負荷價值?！彼ㄗh，現貨市場連續(xù)運行的地區(qū)可以常態(tài)化開展區(qū)域級需求響應交易，并預留一部分價格空間用于短時緊急削峰。
業(yè)內人士普遍認為，隨著國內電力市場建設加速推進，后續(xù)各類需求側管理工具要加強與現貨市場聯動。
近兩年，國內部分省區(qū)需求響應和現貨市場的聯系加強。山東需求響應的電能量補償價格按現貨市場用電側小時電價計算，廣東需求響應的資金來源則包括電力用戶分攤、現貨市場發(fā)電側市場考核及返還費用等?！靶枨箜憫同F貨市場的聯動不應只停留在利用現貨價格結算，還需要進一步推動兩者聯合出清。”前述研究人員說。
多地已利用現貨市場的典型價格曲線制定、調整分時電價政策，但峰谷電價總體上仍存在滯后性。國內零售用戶的峰谷電價主要基于各地制定的分時電價政策或由中長期分時交易確定。上述研究人員建議，各地要持續(xù)完善電力零售套餐中分時電價的制定方式，進一步增加現貨價格的影響權重。
有能源價格研究者此前接受eo采訪時也表示，除了批發(fā)側，零售側在完善分時價格政策方面的作用也應該受到重視。他解釋，售電公司能靈活設置零售套餐價格，通過制定體現分時價格信號的套餐，滿足用戶靈活選擇峰谷時段的需求。
