新型电力系统深度报告：基于数字技术的灵活性调节

（报告出品方：光大证券）

1、 电力需求侧响应是建立新型电力系统并提升其灵活性的重要一环

构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容。为实现“双碳”目标，能源 是“主战场”，而电力是“主力军”。按照 2030 年前实现碳达峰、2060 年前实 现碳中和的战略目标，国家能源局为新型电力系统建设制定“三步走”发展路 径：

（1）加速转型期（当前至 2030 年）：用户侧，灵活调节和响应能力提升至 5%以上；电源侧，非化石能源消费比重达 25%；电网侧，加快推进大型风电光伏基地建设；储能侧，多技术路线规模化发 展以满足日内平衡调节需求。

（2）总体形成期（2030-2045 年）：用户侧，虚拟电厂、电动汽车等优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；电 源侧，新能源逐渐成为装机主体电源，煤电清洁低碳转型加速；电网侧，向柔性 化、智能化、数字化、多元化转型发展；储能侧，长时储能技术（机械储能、热 储能、氢能为代表）取得技术突破，实现日以上时间尺度调节。

（3）巩固完善期（2045-2060 年）：用户侧与电力系统高度灵活互动，消费电能同时生产电能的电力用户涌现；电源 侧，新能源逐步成为主体电源，电能与氢能深度融合利用；电网侧，有望打造输 电输气一体化的“超导能源管道”；储能侧，覆盖全周期的多类型储能协同运行。

电力需求侧响应（Demand Response）是指电力用户基于价格信号或激励措施， 通过暂时调整其用电需求，减少或增加特定时段的用电负荷，从而保障电网稳定 运行，促进电力供需平衡的行为，具体而言：（1）电力需求侧响应和储能是一种竞合关系：均作为灵活性调节资源在新型电 力系统中发挥重要作用；电力需求侧响应基本技术（电力预测、电力交易、电力 调度等）也有助于储能设施的精准调控。（2）电力需求侧响应的商业模式随着电力市场化制度的不断深化而完善：短期 缺电、中长期新能源发电比例不断提升，倒逼电力市场化改革进程不断推进，有 利于电力需求侧响应套利机制的完善。抽水蓄能、煤电灵活性改造是 2030 年之前新能源改造的主要方式，短时新型储 能也在不断发展；2030 年以后，储能和需求响应成为电力系统灵活性提升的主 力，电动汽车参与灵活性调节比重逐步提升；未来随着工商业电气化、电动车保 有量提升及分布式能源的进一步发展，精准调控的需求越来越大，电力需求侧响 应具备长期发展的重要潜力。

建立清洁低碳、安全高效的新型能源体系，明确以消纳可再生能源为主的增量配 电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加强电力需求侧管理，是中央关于 实现碳达峰、碳中和的重要工作内容，也是“十四五”期间和未来一段时期内电 力行业发展的关键方向。随着新能源大规模并网，电源侧的波动性和不确定性增 强，构建新型电力系统将为新时代能源电力发展指明方向。新型电力系统的四大特征包括：安全高效：作为基本前提，确保电力系统安全稳定、高效运行；清洁低碳：作为首要目标，满足经济社会高质量发展的电力需求，非化石能源发 电逐步转变为装机主体和电量主体，能源消费低碳化、绿色电力市场化；柔性灵活：作为重要支撑，源网荷储多向协同、灵活互动；发展灵活发电技术、 各类储能技术和柔性电网；智慧融合：作为基础保障，进行技术创新和机制体制创新，将数字信息技术融合 电网。

电力系统的最终目标在于满足用户的用电需求，电力规划和电力系统运行需要以 负荷曲线为基础。为了优化“驼峰形”的负荷曲线，需要提前调度需求侧资源以 引导用户行为。具体措施为：（1）通过可中断负荷在高峰、电价较高时段进行功率调节和压减；（2）通过改变用户侧的行为使电力负荷可转移。充分调度需求侧资源在电力规划和运行管理中非常重要。通过设计合理的电价和 激励政策，提倡绿色节能的生活方式等措施，从而引导电力用户调整其用电行为、 自发优化负荷曲线，在电力运行管理之前或期间缩小负荷曲线的峰谷差，平滑负 荷曲线，在负荷高峰时段提供需求向下灵活性，降低电力供给难度和成本，保障 电力系统安全稳定运行。

不同资源提供灵活性的特性、优势和成本存在明显差异。（1）考虑前期需求侧响应平台建设和固定资产投入等成本投入，需求响应的固 定成本投入为 200-400 元/千瓦，相较于其他资源，需求响应提升电力系统灵活 性的成本更低。（2）在调节尺度上，目前可做到的是日度级的中时调节。随着电力系统数字化 的不断升级及电力市场化的不断深入，未来需要做到日前及日内级别的短时调 节。

2、 我国电力需求侧响应运行体系日趋完善

2.1、 政策推动电力需求侧管理平台加速建设

2023 年 5 月 19 日，发改委就《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电 力负荷管理办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见；目标为应对电力供需紧 张、可再生能源电力消纳；开展需求侧响应工作，提升信息及数字化水平。政策归纳为以下三点：（1）新增需求响应工作内容：结合新形势与新任务，基于电力市场建设进展与 地方实践，新增了需求响应的工作内容。（2）强化用电安全底线，拓宽绿色发展内容。进一步扩展和完善了需求响应、 节约用电、电能替代、绿色用电、 智能用电、有序用电的内容。（3）充分运用新一代信息技术手段。结合“云大物移智”等新一代信息技术的 快速发展，进一步推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方 式的变革。

具体措施包括：县级及以上地方政府尽快构建电力需求响应资源库，电网企业成 立电力负荷管理中心；建立和完善电力需求侧资源与电力运行调节的衔接机制；配电网增容及线路改造和智能化升级。若 2023 下半年正式稿能够推出，2024 年将迎来电力需求侧管理平台的建设高峰。电力需求侧响应的管理机构为县级以上地方人民政府电力运行主管部门。实施主 体主要包括电力用户、电网企业（省级及以上电网企业、地方电网企业以及增量 配电网企业）、电力需求侧管理服务机构（负荷聚合商、售电公司、虚拟电厂运 营商、综合能源服务商）、电力相关行业组织等。

电力需求侧响应可归纳为三级架构：一级架构由交易中心、调度中心和未来成立 的负荷管理中心组成。三者形成良性配合，该管理机构由政府主导；二级架构为虚拟电厂（VPP）或负荷聚合商。该级架构需要具有负荷资源；电网 供应商或电网下属公司及有一定资源的发电企业、售电公司将具有更多优势，虚 拟电厂短、中期服务电网的整体调度及负荷管理，中长期有望参与电力市场化交 易；虚拟电厂的高效运营需要计量、通信、调度三大核心技术作为支撑。利用人 工智能和大数据技术，可以帮助虚拟电厂运营商实现对可调电量的准确预测与动 态调优；三级架构为可调资源（电力用户、储能或新能源发电）。该级架构较为市场化， 涉及微网建设、综合能源管理等，配合虚拟电厂进行电力调节。如果是规模化电 力用户，可直接参与需求侧响应，可跳过负荷聚合商。三级架构信息交流方式包括控制指令、电价激励、需求申报和状态量测等。电力 负荷管理中心负责组织需求响应交易中心和调度中心通过控制指令、电价激励等 方式，组织虚拟电厂和电力市场主体参与需求响应，为电力系统提供更高的灵活 性与更强的稳定性。

电力需求响应市场执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、 效果评估、结果公示、资金发放等环节。（1）电力运行主管部门根据电力供需情况启动实施需求响应，向市场主体发布 需求响应招标通知；（2）电力负荷管理中心在新型电力负荷管理系统开展市场主体资格审核、响应 邀约、过程监测、效果评估等工作；（3）需求发布后，需求响应主体可在电力交易平台进行市场交易申报；（4）电力交易中心根据申报信息和出清规则，组织市场出清，发布中标结果；（5）参与响应的用户按照中标结果，按时按量自主完成负荷压降。

价格机制方面，完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁受益、谁承 担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。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，按市场规 则获取经济收益。（1）目前大多数省份进行电力需求侧响应主要是由地方政府与电网进行补贴， 或通过辅助服务市场进行补助，更多的仍然是非市场化机制，电力用户也是重要 的承担方之一；（2）未来随着电力需求侧响应能够更多、更好的参与电力市场化交易，可以实 现更好的价格反馈机制和调控精准性。

准入条件：以 2023 年云南省、甘肃省、四川省、福建省和河北省为例， 1. 电力用户准入条件：（1）响应能力低于 1000 千瓦（四川、云南、甘肃）、200 千瓦（福建）的用 户须通过负荷聚合商代理参与；（2）响应能力在 1000 千瓦及以上（四川、云南、甘肃）、200 千瓦及以上（福 建）的用户，可选择直接参与需求响应。2. 各地负荷聚合商准入条件：（1）聚合商：具备聚合 1000 千瓦及以上响应负荷能力（福建）；具备集成 2500 千瓦及以上响应能力（云南）；聚合削峰能力不低于 5000 千瓦（甘肃、河北）。（2）售电公司：交易代理电量超过 10 亿千瓦时，或缴纳履约保障凭证额度超 过 800 万元的售电公司（四川）。（3）独立储能：聚合商响应能力 2500kW 或储能充放电功率不低于 5000kW， 充放时间不低于 2h（云南）。各地需求侧响应的核心需求来自于缺电，而缺电时刻的电价相对较高，一般是 0-4 元/kWh。

2.2、 电力需求侧响应如何进行交易？

以《2023 年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，需求响应的交易办 法如下：

（1）响应组织流程

D-3：电力调度中心提前预估 3 日后出现电力缺口，于 15:00 前推送至电力公司 和交易中心；电力交易中心提前 3 日于 17:00 前向主体发布响应需求数据。D-2：电力调度中心预估 2 日后发生重大变化时，于 15:00 前推送新需求至电力 公司和交易中心；电力交易中心向主体发布新的响应需求数据，主体即可进行响 应申报。D-1：电力调度中心提前一日于 13:00 前确认次日响应需求；电力交易中心采用 边际出清方式组织市场出清；电力交易中心于 14:00 前发布出清结果，告知市场 主体中标结果。需求响应当天：电力用户按出清结果，按时按量压降用电负荷。

（2）响应结算与考核

响应执行后，电力公司与 D+5 日向交易中心按用电户号推送实际用电负荷，交 易中心于 D+7 日出具 D 日的日清分结算单，按月对主体进行结算。

有效响应容量计算：有效响应必须同时满足实际最大负荷不超过基线最大负荷、 实际平均负荷不超过基线平均负荷这两个条件，否则为无效响应。若实际响应负荷小于或等于中标响应容量的 1.1 倍，则有效响应容量=实际响应 负荷；若实际响应负荷大于中标响应容量的 1.1 倍，则有效响应容量=中标响应 容量×1.1+（实际响应负荷-中标响应容量×1.1）×0.5。

需求响应考核费用：对有效响应容量低于中标响应容量 90%的部分进行考核， 考核费用按小时结算。考核价格=出清价格×1.1。

（3）响应收益=总响应费用-总考核费用

我们将以《四川省电力需求侧市场化响应实施方案》为例，计算需求响应收益。假设国网四川省电力公司发布，某天某一小时内为需要响应时段，某具备参与资 格的 10 千伏工业用户积极参与并中标，且在实际响应中为有效响应。

1）计算实际响应负荷：实际响应负荷=基线负荷-实际负荷=12000-8000=4000 （千瓦）。2）计算有效响应容量：本例中，有效响应负荷小于中标响应容量的 1.1 倍，4000 ＜5000×1.1，则有效响应负荷=实际响应负荷=4000（千瓦）。3）计算响应费用：响应费用=有效响应容量×出清价格=4000×2=8000（元）。）计算考核费用：考核费用=MAX(中标响应容量×90%-有效响应容量，0)×考 核价格=(5000×0.9-4000)×1.1×2=1100（元），其中考核价格=1.1×出清价格。5）计算响应收益：响应收益=响应费用-考核费用=8000-1100=6900（元）。6）用户与负荷聚合商对响应收益的两种约定分配方式：“保底+分成”模式；“固定价格”模式。

3、 电力需求侧响应的市场空间及商业模式

3.1、 电力需求侧响应市场空间广阔

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

文琳编辑

免责声明：转载内容仅供读者参考，观点仅代表作者本人，不构成投资意见，也不代表本平台立场。若文章涉及版权问题，敬请原作者添加 wenlin-swl  微信联系删除。

《文琳资讯》

提供每日最新财经资讯，判断经济形势，做有价值的传播者。欢迎关注

今日导读：点击下面链接可查阅

公众号 ：就业与创业

点击下方可看