中國儲能網(wǎng)訊：新能源裝機比例及用戶側(cè)間歇性負(fù)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(fù)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(yīng)的重要手段。國家碳達峰、碳中和“1+N”政策體系相關(guān)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(yīng)能力的要求，本文全面解讀南方區(qū)域需求響應(yīng)規(guī)則體系及意義，提出對需求響應(yīng)機制設(shè)計的啟示。
一、需求響應(yīng)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(fù)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(fù)，充分利用靈活性負(fù)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(shè)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(fù)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(fù)荷95%的用電時段僅不到100小時，通過需求響應(yīng)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(yīng)的發(fā)展，國務(wù)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(fù)荷響應(yīng)能力”，已將需求響應(yīng)作為應(yīng)對新增可調(diào)節(jié)電源不足帶來電力供應(yīng)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(shè)，在發(fā)展目標(biāo)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(yīng)能力達到最大用電負(fù)荷的 3%～5%。將需求響應(yīng)的發(fā)展提升到整體能源體系建設(shè)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(shè)與改造，需求響應(yīng)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(xì)則”以及廣東省市場化需求響應(yīng)細(xì)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(yīng)難題
為充分發(fā)揮需求響應(yīng)的作用，各地陸續(xù)出臺需求響應(yīng)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(xì)則”下的需求響應(yīng)補償機制
今年3月，南方能監(jiān)局發(fā)布新版“兩個細(xì)則”（南方區(qū)域《電力并網(wǎng)運行管理實施細(xì)則》、《電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》）（征求意見稿），同時建立了風(fēng)電、光伏、新型儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷的專項并網(wǎng)管理及輔助服務(wù)實施細(xì)則。
其中，《可調(diào)節(jié)負(fù)荷并網(wǎng)管理及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》中，明確直控型可調(diào)節(jié)負(fù)荷（具備電力調(diào)度機構(gòu)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(wù)，參與調(diào)頻輔助服務(wù)的補償標(biāo)準(zhǔn)參照其他并網(wǎng)主體；而參與調(diào)峰輔助服務(wù)補償時，參與填谷輔助服務(wù)補償標(biāo)準(zhǔn)與新型儲能一樣，享受第二檔（30%-40%段）的補償標(biāo)準(zhǔn)，該標(biāo)準(zhǔn)較第一檔高出很多（廣東為0.792元/kWh）。而對于需求響應(yīng)參與削峰服務(wù)，標(biāo)準(zhǔn)則更高，是第二檔調(diào)峰標(biāo)準(zhǔn)的2倍，以充分發(fā)揮需求響應(yīng)的削減高峰負(fù)荷方面的作用。
在補償與分?jǐn)倷C制設(shè)計方面，為電力系統(tǒng)運行整體服務(wù)的電力輔助服務(wù)（涵蓋除爬坡之外的輔助服務(wù)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?jǐn)?，?dāng)前暫定比例為市場化電力用戶承擔(dān)比例為50%。同時要求“直控型可調(diào)節(jié)負(fù)荷參與的調(diào)峰（削峰）補償費用全部由市場化電力用戶分?jǐn)偂?，即直控型?fù)荷削峰補償費用仍只能在用戶側(cè)消化，相當(dāng)于在用戶側(cè)放入了一條“鲇魚”，增加了負(fù)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(dān)更多的輔助服務(wù)成本。
（二）廣東省市場化需求響應(yīng)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(yīng)實施細(xì)則（試行）》，建立以市場為主的需求響應(yīng)補償機制，引入有資源聚合管理能力的負(fù)荷聚合商，拓寬電力需求響應(yīng)實施范圍，逐步形成年度最大用電負(fù)荷5%的響應(yīng)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(yīng)新能源電力運行的作用。
相對“兩個細(xì)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(yīng)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(yīng)的削峰作用，體現(xiàn)需求響應(yīng)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(biāo)準(zhǔn)上限顯著高于“兩個細(xì)則”補償標(biāo)準(zhǔn)；三是設(shè)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(yīng)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(yīng)的投入，又通過即時競價方式激勵需求響應(yīng)資源的充分動作。
1.市場主體
市場主體包括負(fù)荷聚合商和電力用戶。負(fù)荷聚合商是指將某一區(qū)域中各類響應(yīng)資源進行統(tǒng)一管控和運營的主體，聚合響應(yīng)資源參與需求響應(yīng)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(zhǔn)入門檻暫設(shè)為年用電量 500 萬千瓦時及以上。
響應(yīng)資源指大用戶直屬或負(fù)荷聚合商代理的具備負(fù)荷調(diào)節(jié)能力的資源，包括傳統(tǒng)高載能工業(yè)負(fù)荷、工商業(yè)可中斷負(fù)荷、用戶側(cè)儲能、電動汽車充電設(shè)施、分布式發(fā)電、智慧用電設(shè)施等。負(fù)荷聚合商或大用戶按照響應(yīng)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(yīng)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(yīng)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(yīng)時間不大于1分鐘，單次響應(yīng)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(yīng)持續(xù)時間不低于2小時。
2.市場結(jié)構(gòu)
廣東省市場化需求響應(yīng)建立了月、周、日三個層級的市場結(jié)構(gòu)，根據(jù)不同時段的特點，分別采用了響應(yīng)容量交易、備用容量+響應(yīng)電量交易（類兩部制）、響應(yīng)電量交易的方式，不但通過長期響應(yīng)容量交易提供了穩(wěn)定收入來源激勵需求響應(yīng)資源的長期投資，也通過短期響應(yīng)電量交易激勵了需求響應(yīng)資源充分發(fā)揮作用。
三個層級市場結(jié)構(gòu)分別為：直控型可調(diào)節(jié)負(fù)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(fù)荷交易；為按周交易品種，按照備用容量和響應(yīng)電量情況進行結(jié)算；日前邀約需求響應(yīng)交易，為按日交易品種，按照日內(nèi)響應(yīng)情況進行結(jié)算。
（1）直控型可調(diào)節(jié)負(fù)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(fù)荷（含虛擬電廠）。具備建設(shè)條件的聚合商，應(yīng)于競爭性配置交易30天前向市場運營機構(gòu)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?jǐn)傎M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(gòu)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(yù)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(biāo)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(yīng)滿足調(diào)度規(guī)程和相關(guān)并網(wǎng)管理要求，其調(diào)管關(guān)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(biāo)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(xì)則和輔助服務(wù)機制中另行制定。
（2）可中斷負(fù)荷交易
資源要求：參與可中斷負(fù)荷交易的響應(yīng)資源應(yīng)滿足周內(nèi)中標(biāo)時段均可提供負(fù)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(fù)荷調(diào)整、每次響應(yīng)時長不低于2小時等技術(shù)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(fù)荷交易的響應(yīng)資源須按照是否裝設(shè)負(fù)控裝置分開聚合。
需求發(fā)布：可中斷負(fù)荷交易在預(yù)計運行周存在全省或局部電力供應(yīng)緊張、斷面或設(shè)備重過載風(fēng)險時開展交易?？芍袛嘭?fù)荷交易在預(yù)計運行周存在全省或局部電力供應(yīng)緊張、斷面或設(shè)備重過載風(fēng)險時開展交易。
市場申報與出清：單個虛擬電廠可響應(yīng)容量不小于0.3MW?？芍袛嘭?fù)荷調(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(biāo)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(fù)荷交易出清后，中標(biāo)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(biāo)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(fù)荷調(diào)用清單。當(dāng)?shù)厥泄╇娋诸A(yù)判日內(nèi)達到可中斷負(fù)荷的調(diào)用啟動條件時，按照可中斷負(fù)荷調(diào)用清單，以虛擬電廠為單位依次通知負(fù)荷聚合商，在中標(biāo)時段內(nèi)按其備用容量調(diào)用執(zhí)行。負(fù)荷聚合商接到調(diào)用通知后，應(yīng)立即通知相關(guān)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(fù)荷調(diào)整。
收益結(jié)算：可中斷負(fù)荷交易的收益包括備用費用（容量部分）和調(diào)用費用（響應(yīng)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(yīng)減去當(dāng)日被調(diào)用部分，虛擬電廠安裝負(fù)控裝置，備用價格比例為0.09，否則為0.03。
響應(yīng)收益=有效響應(yīng)容量*出清價格，實際響應(yīng)容量=結(jié)算基線負(fù)荷－實際測量負(fù)荷，按小時計算（實際上折算到電量）。對中標(biāo)虛擬電廠的無效響應(yīng)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(biāo)容量×0.5-實際響應(yīng)容量，0）×max（出清價格×2，500元/MWh）。
（3）日前邀約需求響應(yīng)交易
響應(yīng)資源要求：競爭性配置交易中標(biāo)或可中斷負(fù)荷交易中標(biāo)的響應(yīng)資源不得參與日前邀約需求響應(yīng)交易。
需求發(fā)布：日前邀約需求響應(yīng)交易，啟動條件是：日前預(yù)計運行日全省或局部存在電力供應(yīng)緊張情況，且電力缺口在當(dāng)期全省最高統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的6%以內(nèi)；或預(yù)計局部區(qū)域存在斷面、變壓器、線路等元件過載風(fēng)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(yīng)容量不低于0.3兆瓦，現(xiàn)階段可響應(yīng)時段默認(rèn)為所發(fā)布的需求響應(yīng)時段，現(xiàn)階段響應(yīng)價格為單段報價，具備條件后可啟用多段報價。響應(yīng)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(yīng)容量進行，按以下規(guī)則計算有效響應(yīng)容量，相應(yīng)費用=有效響應(yīng)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(dāng)直控虛擬電廠納入電力平衡后，預(yù)計仍存在電力供應(yīng)不足風(fēng)險時，按周啟動可中斷負(fù)荷交易，提高日內(nèi)負(fù)荷備用。日前經(jīng)動態(tài)評估后存在電力供應(yīng)不足風(fēng)險時，調(diào)度中心發(fā)布運行日前需求響應(yīng)邀約。日前層面，在考慮日前邀約需求響應(yīng)中標(biāo)量后，如存在無法覆蓋電力供應(yīng)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(biāo)可中斷負(fù)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(fù)荷調(diào)用清單。
3.需求響應(yīng)費用分?jǐn)偱c結(jié)算
需求響應(yīng)資金來源包括電力用戶分?jǐn)?、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(xì)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(yīng)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?jǐn)?。統(tǒng)一對電力用戶總分?jǐn)傎M用設(shè)置度電分?jǐn)偵舷?，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(dāng)前上限設(shè)置為：4-9月、12 月：0.015 元/kWh; 10-11月：0.008元/kWh。當(dāng)預(yù)計本月地區(qū)電力用戶的度電分?jǐn)傎M用將超過上限時，當(dāng)月原則上不再組織日前邀約和可中斷負(fù)荷交易。
4.與電能量市場的銜接
將需求響應(yīng)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(dāng)代理零售用戶中標(biāo)需求響應(yīng)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(yīng)交易中標(biāo)量和被實際調(diào)用的可中斷負(fù)荷交易中標(biāo)量。
三、啟示
針對需求響應(yīng)，南方區(qū)域建立了以“兩個細(xì)則”為基礎(chǔ)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(wù)管理辦法》關(guān)于有償電力輔助服務(wù)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(yīng)開展提供了很好的借鑒意義。
1.合理設(shè)置固定補償機制，逐步過渡到市場化交易。為便于需求響應(yīng)的推進，先期可以固定補償?shù)姆绞剑瑢⑿枨箜憫?yīng)納入到填谷、削峰固定輔助服務(wù)中間，建立可控負(fù)荷補償全部由市場化用戶分擔(dān)，提高了需求側(cè)的博弈關(guān)系，增加需求響應(yīng)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(yīng)的交易機制，納入更多需求響應(yīng)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(yīng)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(yīng)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(gòu)，根據(jù)不同時段的特點，分別采用了按響應(yīng)容量、備用容量+響應(yīng)電量交易（類兩部制）、響應(yīng)電量付費的方式，通過長期響應(yīng)容量交易提供了穩(wěn)定收入來源激勵需求響應(yīng)資源的長期投資，通過短期響應(yīng)電量交易激勵了需求響應(yīng)資源充分發(fā)揮作用，建立了適應(yīng)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(yīng)市場提供借鑒，也可用于其他輔助服務(wù)市場品種，以及為儲能電價設(shè)計提供借鑒。
3.重視發(fā)揮需求響應(yīng)的削峰作用，服務(wù)電力系統(tǒng)安全提升。相對填谷來說，需求響應(yīng)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(xì)則”設(shè)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(yīng)的削峰作用，未來新型電力系統(tǒng)深入推進，需求響應(yīng)對于保障電力系統(tǒng)安全作用更加重要。
