能源转型背景下的电力清洁低碳化将推动传统电力系统向以新能源为主体的新型电力系统发展。新型电力系统中的电力供应保障和安全稳定运行能力将受到高比例新能源的极大挑战，传统电力系统运行模式下单靠电源侧资源已不足以满足安全稳定且经济高效的电力供应要求，必须充分挖掘需求侧资源的潜力，由“源随荷动”向“源荷互动”转变。文中首先阐述了新型电力系统面临的电力安全可靠经济供应新形势，其次研究分析了国内外需求侧资源利用实践，在此基础上，提出了面向新型电力系统的需求侧资源利用关键技术，并从资源开发重点、运行管理、市场机制、政策措施、商业模式5个方面对中国新型电力系统需求侧资源利用进行了展望。

  （来源：《电力系统自动化》作者：王彩霞、时智勇、梁志峰、李钦淼、洪博文、黄碧斌、蒋莉萍）

  随着全球气候问题日渐凸显，世界主要国家积极地推进碳中和。加快发展非化石能源，尤其是风电、太阳能发电等新能源，是推动能源低碳转型的关键。2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统中电源结构、用电结构和系统生态将发生深刻变化［1］，仅依靠电源侧的调节能力已经难以保障新型电力系统的电力可靠供应和安全稳定运行，并且成本高昂。相比之下，需求侧的解决方案则通常规模较小，且选择更加多元化，推动电力系统由“源随荷动”向“源荷互动”转变，充分的发挥需求侧资源在以新能源为主体的新型电力系统中的作用十分迫切和必要［2-4］。

  随着分布式电源、储电、储热、柔性调节等技术的应用，负荷用电特性出现重大变化。中国工业公司、商业建筑等用电负荷中蕴藏了巨大的可调节资源，但目前对需求侧资源调节能力挖掘不足，受到了市场、政策、技术等多方面的约束，难以形成稳定的负荷与电网协调互动能力，在新型电力系统中的作用发挥十分有限。诸多文献对需求侧资源的利用进行了研究，但相关研究仍基于传统电力系统开展，新能源为主体的电力系统中，需求侧资源利用的环境发生了深刻变化，其功能定位、市场机制、支持政策均要重新考量；同时，需求侧资源的类型也发生了深刻变化，由传统单向利用向双向互动转变，其开发重点、支撑技术、商业模式均需要创新拓展。

  本文围绕以新能源为主体的电力系统面临的新挑战，从需求侧资源的利用方式和实践入手，研究未来需求侧资源开发重点，分析了以新能源为主体的新型电力系统中需求侧资源利用关键技术，并进行了展望。

  从需求侧资源利用的发展历史来看，需求侧资源利用方式最重要的包含有序用电、能效管理、需求响应、精准实时负荷控制等。有序用电是指在电力供应不足、突发事件等情况下，通过行政措施、经济手段、技术方法，依法控制部分用电需求，维护供用电秩序平稳的管理工作。能效管理是指采取技术和管理措施，在用电环节制止浪费、降低电耗、实现电力电量节约的需求侧资源利用方式。需求响应是指电力用户根据价格信号或激发鼓励措施，改变用电行为的需求侧资源利用方式。精准实时负荷控制是指由电网运行机构精准实时控制可快速响应的柔性负荷的需求侧资源利用方式。

  随着中国电力市场改革的推进以及数字化技术应用，需求侧资源在新型电力系统中的价值日益凸显。中国2021年1月出现寒潮期间，在统筹全网支援能力、本地可用机组已全开满发情况下，需求侧资源在电网中发挥的作用不可或缺。未来，在继续做好发电侧与电网侧资源优化利用的同时，将需求侧资源纳入电网规划与运行管理，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。

  相比于传统电力系统，新型电力系统在电源结构、用电结构和系统生态方面呈现新变化。在电源侧，新能源装机和发电占比将不断的提高，逐步成为电力系统中的新增装机主体乃至电量供给主体，煤电逐步成为调节性电源。在用电侧，一方面，冬季、夏季“双峰”特征明显，尖峰负荷维持的时间只有30~50 h，冬季高峰负荷逐步接近或超过夏季负荷，受气候平均状态随时间的变化影响，夏季极热、冬季极寒等极端天气下负荷可能急剧增长；另一方面，随着第三产业和居民用电负荷占比增加，电网负荷峰谷差持续扩大。此外，随着分布式新能源、储能等发展和互联网、通信等技术不停地改进革新，电力消费模式正在发生明显的变化，更多的电力用户参与到电力生产中，形成虚拟电厂、负荷聚合商、综合能源系统等多种新业态。

  一是电力系统将面临新的电力电量平衡难题，保供应压力增大。新能源发电具有随机性、波动性，从历史统计规律看，季节上的大风期和冬夏用电高峰期不一致［5］，冬夏季高负荷期，新能源近六成的时间出力处于装机容量的15%以下，电力平衡较紧张；从日内电力供应看，极热无风、晚峰无光，新能源发电能力与实际用电需求不匹配，晚峰时段新能源七成的时间处于装机容量的15%以下。极端场景下负荷激增，新能源却无能为力，如2020年末寒潮期间，湖南用电负荷迅速增加，但超八成风电机组因冰冻无法发电，晚峰出力不足装机容量2%，甚至会出现瞬时为零的情况。

  二是电力系统安全稳定运行风险增加，保安全难度加大。新能源设备具备了低抗扰性和弱支撑性，系统故障和极端情景下将严重冲击电力系统安全［6］。近年来，中国新能源引发的电网安全事故时有发生，国外典型高比例新能源地区已出现新能源导致大规模停电的极端事故，如2019年8月英国大停电事故中新能源在系统发生扰动时大规模脱网，进一步加大了系统功率缺额［7］。

  三是新能源跨越式发展状况下，将新能源利用率保持在较高水准难度加大。实现新能源高效利用面临系统成本大面积上涨压力。随着新能源大规模接入电力系统，实现大规模新能源高效利用需付出灵活性电源投资所需成本、平衡成本、运行损失成本和电网投资所需成本等系统成本，推高电力系统供应成本。初步研究显示，新能源电量渗透率超过15%后，系统成本进入迅速增加临界点。

  面向中国未来以新能源为主体的电力系统，需求侧资源利用方式将以能效管理为基础，以有序用电作保底，更看重需求响应和精准实时负荷控制在保障电力系统安全稳定经济运行中的作用。具体来讲，需求侧资源的最大的作用可分为3类：第1类是保供应，即保障电力可靠供应，在新的电源结构和用电结构形势下，支撑电力供需平衡；第2类是保安全，即保障电网安全稳定运行，在电网紧急状况下，作为常态化可调度资源；第3类是以最低的成本实现新能源高效利用。即需求侧资源与发电侧资源、电网侧资源、储能等协同利用，以最经济的方式实现电力安全可靠供应与新能源高效利用。

  欧美等发达国家和地区在需求侧资源利用方面的研究开展较早，20世纪70年代美国最早提出了电力需求侧管理，得益于较为成熟的政策法规和市场环境，欧美在需求侧资源利用方面积累了丰富的经验［8-9］。

  在应用场景方面，需求侧资源大范围的应用于提升系统经济性、安全性、可靠供电以及节能增效。提升系统经济性方面，美国能源部报告数据显示纽约独立系统运营商（NYISO）、新英格兰独立系统运营商（ISO-NE）、宾夕法尼亚-新泽西-马里兰联合电力市场（PJM）等区域输电组织通过需求响应每年每千瓦分别获益0.22、0.04、0.29 美元［10］；提升安全性方面，如2006年，美国得克萨斯州电网发电容量瞬时缺失1 000 MW，频率跌至59.7 Hz，需求侧资源快速响应，总容量达到1 150 MW，在保障电网频率稳定方面起到关键作用［11］；保障可靠供电方面，2015年，德国日全食期间光伏出力呈“V”形变化，为解决供需不平衡问题，启动了需求响应，减少负荷3 800 MW，约占光伏下降出力的46%；提升能效管理方面，日本积极引进需求侧资源利用新形式，提出了“负电力”市场，实行终端用能产品能效领跑者制度。

  在激励机制方面，欧美均建立了“尖峰电价+中断补偿”的激励机制。美国采用居民用户分时电价、工业用户实时电价激励机制，为用户更好的提供不同电价方案，激发用户参与积极性，加州等地区逐步试点尖峰电价，削峰效果非常明显。针对中断负荷激励，加大补偿力度，如挪威提前15 min通知，补偿标准达到了502倍电价，负荷种类不限；在美国加州对于提前30 min通知的中断负荷，补偿标准为120倍电价。

  在市场建设方面，依托成熟的电力市场环境，欧美建立了较为完备的需求侧资源参与各类细分市场的规则和交易机制。通过立法明确需求侧资源参与容量市场、电量市场、辅助服务市场等各种类型的市场的主体地位，市场主体最重要的包含配售电公司、负荷聚合商、工商业负荷等；利用方式包括以降低电价为目标的经济型利用方式和以保障电网安全可靠运行为目标的紧急型负荷控制利用方式；收益模式上普遍按照可用性和响应效果进行奖惩［12］。2019年，美国PJM中需求侧资源平均收益达到了34.73 美元/MW。2020年，美国联邦能源委员会（FERC）批准了一项具有突破性的规则，允许分布式能源资源聚合商在批发电力市场上竞争，扩展了需求侧资源的应用空间。

  在商业模式方面，欧美形成了集合需求响应、能效管理、能源交易和数据增值服务的多元化商业模式。美国售电公司基于智能能源中心开展电力需求侧资源利用，用户在总用电成本和生产生活小习惯不变的情况下，丰富了能源使用选择权，有利于提高用户满意度。欧美也是负荷聚合商最为活跃的地区，为需求侧资源的汇聚利用提供了良好的平台环境，美国EnerNOC公司全球网络运营中心每月可收集和评估近15亿个能源数据点，为客户提供较为可靠的需求响应能力和节能机会；德国Next Kraftwerke公司聚合其庞大的分布式电源与可调负荷参与电能量交易、辅助服务、需求响应以及峰谷套利，通过市场与技术方法并用，实现单体规模小、分布零散、调度和交易难度大、成本高的需求侧资源获利。澳大利亚等通过智能电表开展用户友好互动、配电网运行管理等增值业务。

  在重点技术方面，分布式电源、储能等需求侧资源进入市场，创新应用蜂窝技术、物联网等新兴技术获得了推动［13-14］。美国通过创建能源数据云平台实现对智能电表数据来进行监控、分析、预测，提高需求响应的精准度；美国某负荷聚合商集中控制加州地区的电池储能，向电力企业来提供需求响应服务；爱尔兰某公司通过聚合电动汽车参与需求响应；法国和比利时聚合商通过物联网将工商业负荷以及分布式电源聚合以提升需求侧资源利用水平。

  国内需求侧资源利用以需求响应优先、有序用电保底［15］。2014年以来，中国上海、北京、江苏、天津等省市相继实施了削峰、填谷需求响应。2016年，江苏省大规模源网荷友好互动系统投运。

  在应用场景方面，中国需求响应实践大多分布在于江苏、浙江、上海、江西、山东等中东部负荷密集、峰谷差较大的地区，针对送、受端电网在冬季供暖、迎峰度夏、电网极端故障等场景下的新能源利用、供需平衡、事故支撑等需求，形成了削峰、填谷、精准实时负荷控制3种具体实施方式。削峰方面，2016年，江苏为了缓解迎峰度夏期间电网供需压力、解决局部负荷过载问题，通过尖峰电价和可中断负荷补贴，工商业自主响应负荷3.52 GW；填谷方面，如2020年10月前3日，江苏通过需求响应累计填谷13.4 GW，促进清洁能源利用86.9 GW·h，保障了长假期间电网安全稳定运行；精准负荷控制方面，为提升华东电网最大可受直流馈入容量，保障电网安全稳定运行，江苏实现了3.76 GW秒级、2.60 GW毫秒级的精准切负荷能力，参与用户达1 788个。

  在激励机制方面，江苏、天津等地建立针对工业用户的尖峰电价机制，利用提价收入建立资金池，用于需求响应补贴及相关平台系统建设。天津区分填谷和削峰需求响应进行补贴管理，同时根据电力供需情况，确定启动需求响应的类型和规模。江苏、山东等地制定了分级补偿标准，补偿标准与响应维持的时间和响应前通知时间有关。

  在市场建设方面，江苏率先出台需求响应细则，江苏、山东以单边市场竞价方式采购需求侧资源；浙江出台鼓励第三方参与辅助服务市场的试点方案，建立需求响应补贴和市场“双重”机制。

  在商业模式方面，中国需求侧资源利用的商业模式较为传统和单一，多由电网公司组织，用户独立参与，最终通过中标容量和实际响应效果获得补偿。近年来，以分布式电源、可调节负荷为代表的新型需求侧资源库不断拓展，新的商业模式不断得到尝试，如上海积极推动虚拟电厂运营试点参与中长期需求响应，成功组织虚拟电厂参与需求响应市场化试点交易3次（端午填谷、国庆填谷、迎峰度冬削峰），有效交易出清容量总计151.5 MW，有效支撑了上海电网用电高峰期的调峰需求。

  在技术方面，江苏电网和浙江电网分别依托自主研发的需求响应平台，积极开展多类型用户的负荷柔性控制改造及智能终端部署，研发各类可调节智能终端和负荷集控系统，满足电力供需平衡和动态响应的不一样的要求。江苏电网利用大数据分析，智能挖掘潜在客户。上海的自动需求响应客户端为用户参与需求响应提供了便捷条件。

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