网讯：近期，湖北、天津、辽宁、江苏、福建、河北等省市召开2024年迎峰度夏能源保供工作会议，普遍要求做好需求侧管理工作。国家发展改革委在6月新闻发布会上也表示，2024年迎峰度夏能源电力保供，将坚持节能节电助力、需求响应优先、有序用电保底，通过精细化开展电力需求侧管理，更好保障民生和重点用电需求。
极端天气频发、新能源规模扩大，电力系统的调峰难度加大，仅靠在电源侧增加调峰资源的“主流”方式难以满足系统所有的调节需求，同时也未必是最优解。在此背景下，用电需求是刚性增长的，业界对传统负荷特点的理解也开始“松动”，有效利用用户侧资源提升系统灵活性变得越发重要。
在利用用户侧资源的方式中，电力需求响应已发展近十年，数字化、市场化成为各地实践的主要方向，虚拟电厂作为一种数字化聚合系统和组织模式正在兴起，但市场准入和行业规范仍然缺乏统一的设计。
此外，电力现货市场正在全面铺开，其与已经存在并不断演进的用户侧资源利用方式各自应发挥怎样的作用，又应形成怎样的关系，才能够更好地适应发用两侧双波动特性，政府与市场主体正在共同探路。
需求响应市场化
2024年6月中旬，江苏印发新版电力需求响应实施细则，并启动迎峰度夏需求响应申报。
江苏是经济和用电大省，迎峰度夏期间最高用电负荷过亿已成为电网运行的新常态。公开数据显示，2017—2023年，江苏电网夏季最高用电负荷均突破1亿千瓦，2023年最高用电负荷于8月12日达到1.32亿千瓦；2023年5月到2023年12月，江苏电网有74天用电负荷过亿。
相关数据显示，截至2024年4月底，江苏新能源装机规模达到6887万千瓦，占发电装机的比重约为37%。与众多省区一样，江苏的电力系统调节压力增加。与此同时，传统电源调节资源的能力已经被充分释放。据介绍，目前，江苏超九成的常规燃煤机组已完成灵活性改造，机组深度调峰的能力应用接近极限。在此背景下，需求响应成为江苏迎峰度夏保供的常用工具之一。
随着新能源特别是分布式光伏规模扩大，多地发用电时段错配，负荷峰谷差逐渐拉大，尤其是迎峰度夏期间，空调负荷迅速拉升，晚间等用电高峰时段，电力保供压力进一步增大，需求侧资源参与调节的重要性凸显。
2023年9月15日，国家发展改革委等部门印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》（以下简称《办法》），首次用独立章节对需求响应做出规定，明确了需求响应的定义与功能，即在短时电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况下，通过经济激励为主的措施，引导用户自愿调整用电行为，实现削峰填谷。同时，《办法》明确要根据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则疏导需求响应费用，建立与电力市场衔接的价格机制，并鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等。
除江苏外，2024年4月以来，四川、重庆、云南等地也发布了需求响应相关方案或征求意见稿，将需求响应作为电网经济运行的调节措施和有序用电的前置手段。经过近年的发展，各地需求响应执行逐步由行政化转向市场化，多地已通过竞价形成补贴价格，补贴资金主要由市场用户分摊，用尖峰电价增收部分支付。
“每年迎峰度夏前，无论电力供需形势是否紧张，地方政府和电网公司都会组织开展需求响应注册等工作。”海澜电力有限公司副总经理孙菁表示，近年来，用户主动参与电网调节的意愿有所提升。“在各方的积极引导下，用户对需求响应的理解发生了变化，从以前的被动压减用电逐步转变为在经济激励下自发调整用电行为。”
除了需求响应，多地也推动需求侧资源参与调峰辅助服务市场。2020年以来，江苏分布式电源、自备电厂、充电站、储能等需求侧资源可聚合参与中长期和短期辅助服务市场；2024年4月，湖南娄底发布通知，号召电力用户参与调峰辅助服务市场；2023年8月，国家能源局西北监管局发布通知，对储能、负荷侧等市场主体参与陕西电网调峰、顶峰辅助服务市场的实施细则征求意见。
主体多元化、分散化也是各地需求侧资源参与调节的明显变化。江苏电力交易中心三级职员赵彤介绍，工业负荷和充电桩是江苏负荷侧调节的主要参与主体。他提到，江苏年用电量低于500万千瓦时的用户数量占比超七成，未来小微用户甚至居民用户有较大的调节潜力。“钢铁厂、水泥厂等大工业用户虽然调节能力较强，但如果大量低压用户参与调节，说明市场已经渗透到千家万户了。用户越多，市场越活跃，我觉得是件好事。”
“广义上讲，除了需求响应、辅助服务等接受电力系统调度的调节方式，以分时电价政策引导用户主动削峰填谷也是需求响应的一种类型。”国内需求侧管理研究人员介绍，我国分时电价政策已推行约40年，对缓解高峰用电紧张、促进电力资源合理配置、保障电力系统安全运行发挥了重要的作用，峰谷电价的制定方式也从政府定价逐步转变为依据各地电力市场规则制定。
为适应不断变化的电力供需形势，多地分时电价政策从多年一调变为一年一调。2024年以来，河南、江苏、内蒙古等近十个省区已调整了分时电价政策，并普遍在夏冬季设置了尖峰电价。山东、蒙东、蒙西等部分现货市场运行的地区，分时电价调整参考了现货分时电价信号。
虚拟电厂：从虚向实
2024年5月19日，国家能源局发布了23个能源绿色低碳转型典型案例，“广东深圳虚拟电厂智慧调度运行管理云平台”是其中之一。此前4天的午间，深圳开展了全国最大规模的车网互动应用，实现削峰电量超4300千瓦时。
随着新能源汽车、用户侧储能、智能家居等新型用电设备种类增加、规模扩大，配电网侧局部地区、时段出现了电力供需紧张的情况且频次有所增加。“危”与“机”并存，如何挖掘、聚合海量用户侧资源参与调节也被行业和市场关注。
2022年以来，虚拟电厂在国内迅速打开局面，从省区到园区都有虚拟电厂项目落地，电网公司、售电公司、数字化技术提供商等纷纷布局相关业务，并催生了互联网技术、智能设备制造、平台建设等相关产业机会。
实际上，虚拟电厂是个“舶来品”，美国、欧洲、澳大利亚等通过虚拟电厂聚合可调节负荷、分布式电源、储能等资源参与电力市场交易。《办法》对虚拟电厂的含义做出解释，即“依托负荷聚合商、售电公司等机构，通过新一代信息通信、系统集成等技术，实现需求侧资源的聚合、协调、优化，形成规模化调节能力支撑电力系统安全运行”，并提出逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡的要求。
大型、超大型城市是推动我国虚拟电厂快速发展的重要力量。国内能源投资机构人士对《南方能源观察》（以下简称“eo”）表示：“深圳等大型城市负荷密度大、电网调节需求大、用户类型较多，以及能源、土地等资源较有限，虚拟电厂有较大的发展空间。”
南方电网深圳供电局电力调度控制中心副总经理、深圳虚拟电厂管理中心总经理程韧俐在公开论坛上介绍，截至2023年底，深圳虚拟电厂平台已接入储能、光伏、充电桩、冰蓄冷、智能楼宇、5G基站等多种资源，接入资源容量和可调容量分别为2811.78兆瓦和615.25兆瓦。
上海也是国内首批开展虚拟电厂试点的地区之一。上海电力交易中心数据显示，2023年底，上海虚拟电厂已接入的可调资源容量和实际可调容量分别为82.35万千瓦和46.44万千瓦，预计2024年迎峰度夏前实际可调容量可达到60万千瓦。
上述两地虚拟电厂有一个明显的共同点，即新能源汽车充换电设施在资源池中的占比均为最高。星星充电能碳业务中心高级大客户经理吴星宇介绍，充电场站的调节性能较好，且普遍建有数字化管理平台，数据采集监测功能较为完备，能方便快捷地接入虚拟电厂平台。同时，由于参与响应的收益较为可观，充电桩企业的参与意愿较高。
吴星宇提到，目前，充电桩的有效响应量在深圳虚拟电厂总资源池中的占比接近八成。增加资源种类、扩大资源规模和增加响应次数或是2024年深圳虚拟电厂的建设重点。
近两年，广东、江苏、山东等地的虚拟电厂已作为独立主体参与需求响应交易，多地也在探索“做大”虚拟电厂的市场功能。
2024年1月，国网山西电力公司建设的虚拟电厂启动运行并参与现货市场交易。在2023年12月山西现货市场转入正式运行之前，山西已为虚拟电厂参与电力市场“铺路”。2022年6月，山西省能源局印发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，提出在市场建设初期，“负荷类”虚拟电厂可参与中长期、现货及辅助服务市场，“源网荷储一体化”（以下简称“一体化”）虚拟电厂可参与现货及辅助服务市场。
2023年11月，深圳7家虚拟电厂参与了南方区域跨省备用市场交易结算试运行，虚拟电厂首次与其他常规发电主体同台竞价，日前出清最大中标容量约为24兆瓦。
多位从业者在公开论坛上表示，国内虚拟电厂发展迅速，有利于丰富系统调节资源，多元主体参与也能增强市场的开放性和活跃度。2024年7月1日起施行的《电力市场运行基本规则》，已明确虚拟电厂和负荷聚合商能以新型经营主体身份参与市场。
近两年，业内对虚拟电厂聚合需求侧资源参与调节的模式和功能已有共识，行业朝着多元化、规模化方向发展，但各方对其概念理解存在一定差异，虚拟电厂、需求响应和负荷聚合商的界定并不清晰。
中国电力科学研究院相关专家在公开论坛上指出，虚拟电厂是需求侧资源的一种组织方式，是由需求响应衍生出来的系统，在感知监控方面较传统负荷聚合系统要求更高。在相应的电力市场机制下，负荷聚合商、售电公司等市场主体能利用虚拟电厂常态化参与需求响应、现货市场、辅助服务市场等，支撑电网供需平衡调节和促进新能源消纳。“虚拟电厂的技术参数要求高，运行方式的标准化、市场化需求迫切。”
然而，市场准入等问题亟须解决。
吴星宇提到，其所在公司的虚拟电厂业务布局在上海、深圳、福建、江苏、浙江、宁夏等多地，部分地区要求虚拟电厂绑定售电公司资质才能参与市场。2024年4月18日印发的《山东电力市场规则（试行）》和2023年12月11日发布的《宁夏回族自治区虚拟电厂运营管理细则》均提出，现阶段虚拟电厂参与电能量或辅助服务市场，应满足售电公司注册相关要求。
“虚拟电厂作为一个主体参与市场，是否需要具备发电资源，从而能和发电机组一样增减出力并报量报价？这也是后续虚拟电厂入市需要解答的问题。”吴星宇表示。
目前，不同地区对虚拟电厂参与市场的规则和要求不一。山东将虚拟电厂分为发电储能类和负荷类两种，后者包括全电量和调节量负荷两类；虚拟电厂可选择报量报价或报量不报价的方式参与日前市场，签订中长期合约的发电储能类机组则应报量报价参与日前市场。根据山西的要求，负荷类虚拟电厂运营商应是具有市场交易资格的售电公司或电力用户，报量报价参与现货市场；“一体化”虚拟电厂运营商应是“一体化”项目主体或者授权代理商并具有市场售电资格，参照火电机组报价模式参与现货市场。
吴星宇认为，目前国内暂时缺乏统一的虚拟电厂建设运营指导意见，使行业无法在技术建设、参与市场要求等方面形成统一的标准，长远看不利于行业形成合力。前述研究人员则提到，当前政策层面不对虚拟电厂“设限”，一个重要的考量是为虚拟电厂业态提供较宽松的发展环境，让其保持创新活力。
中国电力科学研究院相关专家也呼吁，行业要推动出台国家层面的虚拟电厂顶层设计，明确虚拟电厂的概念，并在技术标准和管理制度中一以贯之。
业界对当前虚拟电厂盈利模式不清晰、主要靠地方政府或电网公司补贴响应费用等情况也多有讨论。程韧俐在接受《南方电网报》采访时表示，深圳市政府支持和推动虚拟电厂发展，目前资金来源主要是政府补贴。她表示，财政支持培育虚拟电厂技术和产业，“把势造起来，只是第一步。要想虚拟电厂能够持续发展，最终还是要与电力市场结合起来”。
现货可否替代需求侧工具
2024年，“转正”后的广东现货市场首次接受迎峰度夏“大考”。
在2023年12月28日转入正式运行之前，广东现货市场已连续不间断运行超过2年。“在往年迎峰度夏期间，现货市场发挥了较好的作用。”南方电网广东电网公司电力调度控制中心现货市场管理部经理赵越介绍，广东现货市场通过高价信号引导机组积极顶峰发电，同时通过“能涨能跌”的现货价格反映能源成本的变化情况，疏导发电成本，提高机组顶峰发力的积极性。
现货市场被普遍认为是较好的调峰工具，能利用实时价格信号引导发电企业调整出力和用户避峰填谷。作为首批“转正”的现货市场，广东的表现引发业界广泛关注。
据气象专家预测，2024年夏天，全国大部分地区预计气温较常年同期偏高，高温日数偏多，华南地区可能出现阶段性高温热浪，南方部分地区可能出现极端高温天气。赵越表示：“与往年相比，随着新能源装机占比提高，电力系统的调节难度将增大，迎峰度夏的保供难度也会随之加大。”
赵越提到，除了进一步做好新能源和新型储能参与市场运行的情况监测，持续完善相关市场交易机制，广东还将积极推动蓄能等新型市场主体试点参与现货市场交易，不断扩大市场规模，以充分的市场竞争引导资源优化配置。
2024年，国内现货市场建设将加速推进，多地现货市场预计将陆续转入正式运行或连续试运行，新形势下，现货市场的调峰作用也将得到进一步检验和优化。
业界对中长期内现货市场和分时电价政策将共同发挥作用已形成一定共识，但对现货市场运行后是否仍然需要需求响应则存在争议。
赵彤认为：“严格意义上讲，若现货市场连续运行，就没有必要启动有调峰性质的需求响应和辅助服务市场。”他举例称，山东现货市场在节假日出现实时负电价，是电力供大于需的体现，形成了有效的价格信号。他倾向于零售侧甚至居民侧的用户在实时电价的引导下主动调整用电行为。
前述研究人员持不同的观点。他提到，从实际情况出发，国内外绝大多数电力用户都不希望用电价格完全暴露在现货批发市场中，无法接受电价大幅波动。多数用户倾向于通过价格波动较小的零售市场购电，一定程度上锁定用能成本。“在现货市场连续运行的情况下，当负荷迅速冲高、影响电网安全时，利用短时需求响应价格信号引导用户紧急削峰能实现系统调节的经济性和效益最大化。”
孙菁认为，加快需求响应与现货市场的融合建设，以及与辅助服务市场出清与结算的衔接都是需要考虑的问题。“在现货市场下，实时价格信号将常态化引导用户合理用电，但在出现短时供需失衡时，需求响应等调峰工具仍能发挥较大的作用，能够及时反映某区域某位置上的实时调峰需求与价格。”
随着大量新兴主体“入驻”配电网，未来短时尖峰负荷可能常态化出现，开展区域调节可能是需求响应的一项重要功能。孙菁提到，售电公司也在积极制定现货市场下的“需求响应策略”，根据现货价格信号向用户发起售电公司层面的需求响应指令，“这也是售电公司应对现货市场风险的灵活手段之一”。
深圳、广州、宁波等地已探索通过虚拟电厂开展本地化精准调节。吴星宇表示，深圳虚拟电厂可以配合电网开展全网层面和局部的调节。但随着更多类型、更大规模资源接入，后续深圳虚拟电厂可能更侧重于解决配电网局部阻塞等问题。
当前，部分地区新能源汽车集中充电和分布式光伏造成的电网压力，一定程度上已跳出配电网层面，对主干电网造成影响。前述研究人员认为，有必要通过需求响应解决配电网侧的调峰问题，并建立起反映此价值的价格机制。“当前的需求响应和现货电能量价格，反映的主要是主干电网层面的负荷价值。”他建议，现货市场连续运行的地区可以常态化开展区域级需求响应交易，并预留一部分价格空间用于短时紧急削峰。
业内人士普遍认为，随着国内电力市场建设加速推进，后续各类需求侧管理工具要加强与现货市场联动。
近两年，国内部分省区需求响应和现货市场的联系加强。山东需求响应的电能量补偿价格按现货市场用电侧小时电价计算，广东需求响应的资金来源则包括电力用户分摊、现货市场发电侧市场考核及返还费用等。“需求响应和现货市场的联动不应只停留在利用现货价格结算，还需要进一步推动两者联合出清。”前述研究人员说。
多地已利用现货市场的典型价格曲线制定、调整分时电价政策，但峰谷电价总体上仍存在滞后性。国内零售用户的峰谷电价主要基于各地制定的分时电价政策或由中长期分时交易确定。上述研究人员建议，各地要持续完善电力零售套餐中分时电价的制定方式，进一步增加现货价格的影响权重。
有能源价格研究者此前接受eo采访时也表示，除了批发侧，零售侧在完善分时价格政策方面的作用也应该受到重视。他解释，售电公司能灵活设置零售套餐价格，通过制定体现分时价格信号的套餐，满足用户灵活选择峰谷时段的需求。
