今年度夏期间，华东、华中地区遭遇了历史罕见高温天气，四川、重庆出现极端高温、干旱等灾害性天气，多地电力供需形势较为严峻。7月12-16日，国网浙江电力公司连续5天组织实施需求响应，最大响应负荷达到580万千瓦。电力需求响应技术，已经成为电力市场化环境中各级电力主管部门、电网企业优先采取的电力保供措施。同时，“双碳”目标的提出、新型电力系统的建设，对提升电力系统灵活性调节能力、提高电力用户供电保障水平提出了更高要求，为电力需求响应技术的进一步应用与发展提供更为广阔的平台。

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电力需求响应发展历程及现状

（一）需求响应的基本概念

根据相关国家标准规定，需求响应的定义为电力用户对实施机构发布的价格信号或激励机制做出响应，并改变电力消费模式的一种参与行为。通俗一点说，当电网受极端天气、新能源出力波动以及可靠性事件等因素影响，在局部区域、局部时段出现供电缺口或低谷调峰能力不足时，由省级电力运行主管部门安排需求响应实施机构组织电力客户或负荷聚合商参与日前级、小时级、分钟级和准实时级的互动响应，由电力客户直接或通过负荷聚合商间接调增或调减部分用电功率，并根据互动响应效果获得实施机构发放的激励资金。现阶段，需求响应实施机构一般为电网企业。

（二）需求响应发展历程

2000年初，需求响应概念被引入我国。2012年，在中新天津生态城首次针对居民用户试点需求响应。2014年，上海市首次启动全市范围内需求响应试点。2015年11月，国家发展改革委、国家能源局《关于有序放开发用电计划的实施意见》作为新一轮电改配套文件，首次提出逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力。2022年1月，《“十四五”现代能源体系规划》提出，力争到 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。截至2022年6月，全国已有23个省份出台需求响应试点支持政策，政府专项资金、尖峰电价增收资金、跨区跨省富余可再生能源购电差价盈余、市场化用户交易电量电费分摊、供电成本分摊等多种来源，已成为需求响应发展初期的固定补贴来源；华北、西北部分区域启动了需求侧资源作为第三方主体参与电力调峰辅助服务的报价与结算试点，运行效果良好。

（三）需求响应发展现状

1.应用情况

近年来，江苏、上海、浙江、江西、重庆等地积极开展需求响应试点工作。截至2021年底，国网公司经营区内累计开展削峰需求响应191次，响应用户255024户，响应容量7680.66万千瓦；填谷需求响应85次，响应用户36795户，响应容量4457.71万千瓦。

通过统计分析国网公司经营区需求响应资源库建设与试点实施情况，发现工业可调节负荷资源潜力巨大，不同行业调节情况参差不齐。截至2021年底，削峰潜力、填谷潜力排名前15的行业均属工业领域，总容量分别为2078.2万千瓦、674.56万千瓦，主要集中在水泥、石灰和石膏制造，钢压延加工、炼钢等领域。商业楼宇具有较高的需求响应能力，主要可调节设备包括暖通空调设备、照明设备等，综合可调节潜力最高可达到25%左右。截至2021年底，商业楼宇用户参与需求响应试点签约户数为5514户，总可调节容量达到481万千瓦。

2.科技攻关情况

近十年来，中国电力科学研究院需求响应科研攻关团队持续加强电网安全全国重点实验室、需求侧多能互补优化与供需互动技术北京市重点实验室、国网公司电力需求侧协调控制技术（联合）实验室建设，累计研发完成“荷e联”“荷e查”“荷e营”等需求响应终端、互动响应与运营支撑主站软件、资源普查与潜力核证分析软件、自动需求响应数字物理混合仿真实验平台等科研成果，在北京、河北、山东、浙江等12个省试点应用。建立了需求响应产品检测系统，常态化为需求响应产品厂商、标准研制单位支撑检验测试服务、标准验证服务。

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“双碳”目标下需求响应业务发展需求

（一）建立更加灵活的需求侧资源管理模式是新形势下电力保供迫切要求

2021年，受年初极端寒潮、夏季持续高温以及9月份的电煤紧缺等因素影响，全国局部地区高峰时段存在电力缺口，国网公司经营区累计共24省执行需求侧管理措施124天，涉及企业431.8万户次，单日最大有序用电负荷达到5082万千瓦。在供给侧，随着“双碳”工作加快推进，新能源快速发展，预计2022年公司经营区新增新能源并网装机达到9000万千瓦。在需求侧，夏冬季节性尖峰负荷快速增长，2021年1月7日，公司经营区最高负荷达9.6亿千瓦，同比增长27.7%。在严峻供需形势下，限电风险呈现逐步增大的趋势，在“优先限制两高行业用电”“限电不拉闸、限电不限民用”等政策要求下，电力供应保障面临极大挑战。迫切需要发挥需求侧管理的供需调节作用，建立更加灵活的用户侧资源管理模式，常态化参与电网平衡调节，保障居民、公共服务和重要用户用电。

（二）常态化发挥需求侧资源的灵活调节作用是解决新型电力系统源荷双侧不确定性问题的重要路径

新型电力系统下源荷规模不断扩大，预计2025年、2030年分布式光伏装机将达到1.8亿、3.0亿千瓦。电动汽车、数字基础设施等给电力系统带来的冲击性、波动性负荷不断增长，预计2025年全国新增电力负荷4.27亿千瓦。随着用户侧分布式电源装机容量的提升以及需求响应试点项目的开展，分布式电源出力和新兴负荷响应的不确定性增大了电网供需平衡的波动性，电力系统的平衡特征和方式正在发生深刻变化，维持系统平衡的难度不断加大，灵活性调节资源缺乏的问题日益凸显。需求侧响应可以有效缓解负荷高峰电网运行压力，增强负荷低谷时新能源消纳能力，促进供需平衡。常态化发挥需求侧资源的灵活调节作用将成为保障新型电力系统电力可靠、稳定和低成本供应的关键手段，是解决新型电力系统源荷双侧不确定性的重要路径。

（三）需求侧资源聚合参与电力辅助服务市场交易是提升新能源消纳水平的有效措施

新型电力系统背景下，新能源装机和发电量增长迅速，预计到2025年，国网经营区新能源装机将达8.6亿千瓦，占总电源装机容量的37.7%；到2030年，国网经营区新能源装机将达13.8亿千瓦，占总电源装机容量的48.1%。一方面，分布式能源的大量接入会对电力系统的稳定运行带来冲击；另一方面，可再生能源在时间上用能弹性较低、空间上地理分布较分散的特点会对电力系统的控制和管理带来难题。在这一背景下，迫切需要深入挖掘现有需求侧资源的潜力，引导需求侧资源参与电力系统辅助服务。随着需求响应的深入发展，由于负荷侧资源单个容量较小、数量众多、随机性较强、直接管理难度大，故出现了负荷聚合商等新兴市场主体，代理用户参与调峰、调频、备用等各类交易市场。因此，需求侧资源聚合参与电力辅助服务市场交易将成为保障电力市场供应、降低用户用电成本、提高新能源消纳能力的重要措施。

（四）需求侧资源协调优化是提升用户用电服务水平、促进节能降耗的重要手段

“双碳”目标下，预计2025年、2030年全社会用电量分别达9.2万亿千瓦时、10.3万亿千瓦时，增速分别达24.3%、39.2%，而最大负荷将分别达15.7亿千瓦、17.7亿千瓦，增速分别达26.6%、42.7%，最大负荷增速高于用电量增速。“十四五”期间，国网经营区内区域电网负荷最大日峰谷差率将达到36%，“十五五”期间将达到40%，最大日峰谷差达到4亿千瓦。在这一背景下，新兴负荷规模不断增长，负荷峰谷差逐年拉大，电网最高负荷持续攀升，负荷尖峰化特征明显。针对这一挑战，通过协调优化需求侧资源，加强用电管理、推动电力电量节约，通过开展需求响应，提高电能利用效率，能够在降低用户用能成本的同时促进节能减排和经济社会健康发展。迫切需要需求侧资源协调优化，加强用户双向互动，能够有效解决电网“双峰”“双高”带来的用电质量下降问题，保障电网运行可靠性。

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需求响应面临的挑战

一是用户感知交互难度大。不同类型的工商企业，因其生产特殊性，生产负荷模型也不相同，设备品牌型号繁多，用户设备信息及相关参数采集及监测难度大。

二是用户可调节潜力分析预测精度不高。可调节潜力分析涉及气候、地域、用户等多种因素，受用户的生产工艺流程影响较大，当前预测模型分析精度不高。

三是用户设备控制风险高。在接受用户委托，对用户侧设备做调节控制时，要考虑用户设备实时运行状态、操作难易程度，如果引起用户设备损坏等风险，责任界定问题比较棘手。

四是用户参与频次低，收益不高，导致实施难度大。单个工商业用户调节能力有限，参与频次少，用户收益不高，导致用户参与度较低，用户改造实施较困难。

五是需求响应标准实施情况不理想。工商业负荷参与电网互动调节时，内部设备和系统接口未按照相关标准进行建设，导致用户系统贯通和设备数据接入难度高。

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总体解决思路

在政策机制建设完善方面，亟需由国家、省（直辖市）两级政府主管部门进一步细化完善需求响应支持政策，在不断拓展需求响应激励资金来源、扩大激励资金规模的同时，推动需求侧可调节资源等常态化参与电力调峰辅助服务市场，为需求响应业务可持续化发展奠定基础。

在数据监测与感知方面，总结分析针对用电设备运行状态参数、用电参数、环境参数及需求响应事件相关参数的监测感知和交互需求，建立基于IEC/CIM标准的需求响应信息模型、信息交换模型，构建基于边缘计算的数据监测感知架构体系，支撑需求侧各类资源便捷接入电网并常态化互动响应。

在可调潜力分析方面，综合用电、气象、经济等数据，经数据清洗分析，采用模型驱动与数据驱动相融合，微观-中观-宏观交叉验证的方法，构建可调节负荷筛选、预测方法，建立细分工业、商业和居民的可调节负荷潜力测算模型，实现负荷可调节潜力精细化预测。

在控制策略设计方面，针对工业用户生产负荷及非生产负荷，商业楼宇空调负荷、照明设备负荷及其他设备，结合用户设备实时运行状态，采用电压型、电流型、频率型等控制技术对用户侧设备进行调节控制，构建设备级、用户级、区域级负荷调控方案。

在互动响应效果测量与验证方面，构建需求响应基线负荷计算方法、响应有效性判定方法，设计针对削峰响应的节约电力测量与验证算法，以及针对填谷响应的消纳电量测算方法。针对需求侧资源直接参与电力调峰辅助服务，按照辅助服务市场准入要求直接参与报价出清、结算分摊。

在效益价值综合评估方面，建立考虑电力客户、电网企业、火力发电企业、新能源发电企业及全社会的价值评估体系，并构建量化分析评价方法，为需求响应实施机构、负荷聚合商、电力客户分析需求响应投入产出奠定基础，也为更加合理地分析需求侧资源参与电网互动价值提供依据。

在标准制定与实施监督方面，依托SAC/TC 549全国智能电网用户接口标委会、IEEE PES（中国）能源互联网技术委员会智慧用能分委会等国内标准化组织和国际化学术团体，修订完善电力需求响应标准体系，持续开展需求响应相关标准制修订，面向需求响应业务参与主体、产业链上下游单位开展宣贯，依托检测机构对相关软硬件产品开展检验测试，针对需求响应实施机构标准化应用情况开展年度监督评价。

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需求响应发展建议

（一）政府层面

一是进一步推动试点支持政策完善。短期来看，应进一步扩大激励资金来源，固化资金渠道；长期来看，应推动需求侧资源常态化参与辅助服务市场交易，最大限度引导客户主动参与，充分体现客户参与互动响应的意愿。

二是加强统筹管理和顶层设计。由政府牵头，组织电力用户、电网企业、负荷聚合商、用电设备制造厂家等各方联合发力，从源头上将需求侧响应纳入到新型电力系统建设的整体布局中，并在规划层面提升需求侧资源的地位。

三是推行需求响应强制性标准和产品认证制度。国家质检总局、国标委、住建部、工信部等多部门加强协调，联合出台针对需求侧可调节负荷设备的统一互动接口标准，建立相应的评价认证制度。

四是加强宣传。通过各类媒体资源，向工业、商业、居民以及新型负荷用户宣传推广需求响应的作用意义、实施流程，以及在优化用电成本、促进新能源消纳和全社会降碳等方面的作用，为获得用户广泛认可奠定基础。

（二）电网企业层面

一是建立公司总部级、省级、地市级、县级四级可调节资源管理机制，实现可调节资源池的定时更新，动态构建和评估可调节资源池容量。

二是建立一体化的可调节资源应用模式，针对需求响应、虚拟电厂、源网荷储一体化应用、有序用电、应急备用等场景，建立可调节资源分级分类、协同优化应用模式。

三是进一步丰富完善可调节资源实时感知、便捷接入、灵活互动、合作运营的技术支撑体系，深化完善省级智慧能源服务平台，加快建设新型电力负荷管理系统，不断提升电力客户、负荷聚合商支撑服务能力。

四是推动完善需求响应标准体系与入网测试制度，针对需求响应试点实施所投资的软硬件，对相关供应商提出标准一致性要求，通过检验测试保障产品质量、建设质量，提升需求响应业务运行效率和软硬件系统互联互通水平。