我国需求侧资源参与电力市场的机制设计

编者按：国网能源院企业战略研究所主要围绕电力市场模式与规则设计、市场建设、运营分析及监管等方面开展研究。近年来在中长期与现货电能市场、辅助服务市场、容量市场、电力金融市场、发用电计划放开、新能源参与市场、售电市场、碳市场、电力市场运营评价与模拟仿真等方面开展了大量深入细致的研究工作。本文将围绕我国电力市场建设的政策梳理、最新进展、发展趋势，以及电力市场建设运行的关键问题等进行分析，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。

文章导读：随着我国电力市场建设的快速推进，以中长期交易、电力现货市场和辅助服务市场为构架的电力市场体系逐步形成。与此同时，我国需求响应发展如火如荼，上海、江苏等九省市因地制宜的开展了各具特色的需求响应试点，需求响应在削峰填谷、促进清洁能源消纳、保障系统功率平衡等方面的作用日益凸显。从欧美国际经验来看，实现需求响应与电力市场的有机衔接是保障需求响应可持续发展的必然趋势，随着我国电力体制改革和电力市场建设向纵深推进，构建与我国电力市场体系相适应的需求响应市场机制至关重要。本文全面梳理了我国当前需求响应的发展现状，结合我国电力市场发展的未来趋势，总结提出了未来我国需求响应市场交易机制的发展路径。

我国需求侧资源参与电力市场的机制设计

一、我国需求响应发展现状

随着近年来电网供需形式变化和清洁能源快速发展，我国需求响应得到了快速发展和长足进步，已形成包括分时电价、削峰填谷、虚拟电厂等多类型需求响应项目，在国家电网公司经营范围内覆盖天津、山东、上海、江苏、浙江、河南、江西、重庆、陕西等9省市。

方案制定方面，各试点省根据本省情况制定需求响应试点方案，具备鲜明的地方特色。天津重点解决春节用电低谷时期电网调峰困难问题；山东、江苏、江西等地重点解决迎峰度夏（冬）用电高峰期电网平衡问题；浙江、河南等地重点解决局部电网受限问题；上海、冀北通过虚拟电厂分别整合楼宇空调、分布式发电储能等可调节资源；新疆、青海、甘肃等地谋求通过需求侧调节促进新能源消纳。

响应机制方面，加强机制创新，探索通过市场化交易实现电力需求响应。天津、河南、上海等试点省份主要以约定时间、约定容量的“削峰填谷”需求响应方式起步，随着电力市场建设逐步探索电力需求响应的市场化交易机制；浙江、山东、甘肃等省份结合电力现货市场建设考虑将电力需求响应资源纳入电力现货市场的交易范畴；冀北则将电力需求响应纳入华北调峰辅助服务市场，为电力需求响应参与区域辅助服务打下基础。

价格补偿机制方面，探索市场化价格形成机制，多渠道筹措补贴资金保障电力需求响应的平稳起步。各省份目前主要以固定补贴价格和动态补贴系数的形式引导电力需求响应发展，山东建立了电力需求响应的单边市场竞价机制，通过边际出清确定电力需求响应的响应量和补贴价格。目前，补贴资金来源以政府提供为主，未来随着电力市场机制的逐步完善，可参考辅助服务市场的成本分摊机制，按照“谁提供、谁受益，谁使用、谁承担”的原则建立电力需求响应的成本分摊机制。

试点成效方面，国家电网公司经营区内需求响应试点取得良好效果。一是保障了电网供需平衡。2019年天津、山东、江苏、上海、浙江、河南、江西、重庆等8个省市累计组织实施需求响应25次，累计削减尖峰负荷704万千瓦，转移高峰电量8119万千瓦时；累计增加低谷用电负荷544万千瓦，促进新能源消纳1.33亿千瓦时。二是缓解了电网投资成本，在浙江宁波、绍兴局部地区开展精准需求响应40万千瓦，缓解配网高峰压力，提升设备利用率，大幅缓解电网输配电工程建设成本；三是提升了清洁能源消纳能力，利用市场化手段，在山东、宁夏、青海等地调动冰蓄冷空调、蓄热锅炉、客户侧储能等增加低谷用电，促进新能源消纳约2.53亿千瓦时。

二、我国需求响应发展面临的挑战

一是补贴政策范围和资金规模存在不足。目前，全国仅八省市出台了需求响应补贴政策，其他省份暂无相关政策。从各省目前的开展情况来看，需求响应的补贴资金来源以政府为主，由于资金总额限制和电力市场建设的滞后，无法进一步扩大电力需求响应的规模，难以支撑需求响应的长远发展。

二是尚未形成统一的技术标准，技术支撑能力不足。开展需求响应需要对终端用户设备进行改造升级，且需要在智慧能源平台和电力交易平台中开发相应的功能模块。目前，终端设备的通讯、采集、计量标准尚未统一，需求响应效果的评价标准存在空白，且各类市场主体基础条件存在差异，进行改造升级的投入成本巨大，现有技术的支撑能力不足以支撑大规模开展电力需求响应。

三是电力市场建设滞后，市场机制和规则体系有待完善。电力现货市场和辅助服务市场都处于起步阶段，虽然在部分省份开展了电力现货市场和辅助服务市场的试点，但交易规则还有待进一步完善，交易品种也相对单一有待进一步拓展。对于需求响应资源而言，在电力市场刚刚起步，各项机制尚不完善的情况下，需求响应尚未被视作与发电企业对等的市场主体，难以被纳入各类市场交易的主体范围和交易规则。

四是用户市场意识有待培养，商业模式需要完善。长期以来，我国电力用户以目录电价为结算依据，大工业参与中长期交易的方式多为售电公司代理制，电力用户对电力市场的认识不足，市场意识有待进一步培育。作为一项新兴业务，需求响应目前还处于试点推广阶段，没有形成规模效应和完备的市场机制，获利形式相对单一，需要进一步丰富商业模式，引入负荷聚集商、虚拟电厂等新兴市场主体，提高响应机制的多样化。

三、对我国需求响应市场交易机制的建议

一是建立需求响应与电力现货市场的联合运行机制。需求响应可以虚拟电厂等聚合商的形式整合需求侧资源后参与电力日前市场和实时市场，在日前市场中虚拟电厂提交运行日的发电曲线（也即负荷削减曲线）及对应报价，并根据市场运营机构的集中出清结果执行需求响应，最后以实际响应执行结果和现货市场分时价格为依据进行财务结算。

二是将需求响应纳入容量市场。允许需求响应以负荷聚集商等形式整合需求响应资源后，根据响应特性，自主选择参与多年、年度、月度的单边容量市场竞价交易，成功竞价出清的需求响应资源可作为电网的备用资源，在电网运行需要时根据调度运行指令启用以保证电力系统的安全稳定运行。

三是允许需求响应参与辅助服务市场。各类需求响应资源可根据需求响应不同的响应特性和技术特征分别参与不同类型的辅助服务市场交易机制。大容量的快速需求响应资源可参与调频辅助服务，通过技术升级实现与电网的实时信息交互，并按照调度指令及时启用。其他需求响应资源可参与调峰辅助服务，在清洁能源大发时提前启用以促进清洁能源消纳，缓解电网调峰困难。