洪进亮

摘 要：随着2015年电改9号文的颁发，我国电力体制改革工作大刀阔斧地推进，目前已经明确将促进区域电力平衡和需求侧负荷资源的优化配置列为今后电力工作开展的重点。目前我国需求侧响应方面仍停留在政策性强制需求侧管理阶段，其时效性以及可持续性已无法满足电力系统实时平衡的需求。售电公司作为连接批发侧和零售侧的重要主体，其开展需求侧响应对提高电力市场的稳定性和运行效率以及维持自身长远发展有着举足轻重的意义。

关键词：需求侧响应；电力零售市场；偏差考核；负荷集成商

中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2018）13-0172-02

1 需求侧响应定义以及我国需求侧响应发展现状

1.1 需求侧响应定义

众所周知，电力系统要维持实时供需平衡。传统的做法是由发电机组在负荷需求增大时提高出力，但负荷尖峰时段往往持续时间很短，为了满足这部分需求而增加的发电和输配电投资利用率很低，而且调峰任务大多是由高成本、污染相对较重的火电机组承担，而通过减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现实时供需平衡就会相对节省很多成本也更环保。

需求侧响应可以定义为：当电力批发市场价格升高或者系统可靠性受到威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为[1]。

1.2 我国需求侧响应发展现状

我国在上世纪90年代就引入了需求侧管理的概念，但并没有能够大范围推广。直到2010年国家发改委印发了《电力需求侧管理办法》，2012年将北京市、苏州市、唐山市、佛山市四个城市设立为首批电力需求侧管理城市综合试点，上海为需求侧响应试点。[2]

试点开展以来取得了一些成绩， 2014年以来，除唐山市外，北京、上海、佛山三市和江苏省已成功实施了几次需求侧响应项目，基本是每年夏季实施一两次。其中，2017年7月江苏省经信委组织省电力公司对张家港保税区、冶金园启动了实时自动需求响应，在不影响企业正常生产的前提下，仅用1秒钟时间即降低了园区内55.8万千瓦的电力需求，创下了国际先例。

试点运行过程中也存在一些问题，比如：（1）目前用户参与需求响应的动机并不来自价格信号或者激励手段，而是单一的财政补贴（每千瓦100元左右），一旦补贴停止，相应的实施项目就难以为继。（2）目前试点的对象主要是工业用户，而且存在一定计划因素，参与主体范围小、互动性不强。（3）由于缺少实时和分时电价，峰谷电价的价差不够大，无法吸引到最有潜力的储能等需求侧资源。[3]

总体来看，在需求侧响应方面我国处于市场初级阶段，大部分地方仍采取强制性的行政手段来限制高峰时段负荷需求或进行错峰，需求侧响应市场还有很长的路要走。

2 售电公司开展需求侧响应的必要性

2.1 电量偏差控制的需要

2015年11月，广东省、重庆市获国家发改委、能源局批准，成为了首批售电侧改革试点，取得了丰硕的改革成果，各项市场机制也日趋完善。下面，以广东为例作出说明。

众所周知，广东售电侧改革试点引领全国电改，以交易品种丰富、交易主体众多、交易规模最大著称，各项交易规则以及相应市场监管体系也逐步完善，但从实际运行情况来看，广东市场电量偏差大、考核费用高的情况，也一直让各售电主体畏之如虎，甚至有部分售电公司因无力承担偏差电量考核费用而黯然退市。

广东自2017年起实行偏差电量结算机制。2017年2月以来，累计组织了14次月度集中竞争交易，统一出清价差波动甚大，价差最低达-189.45厘/千瓦时，最高则为-36.5厘/千瓦时，因此售电侧、用户侧获利也高低起伏。而由于广东电力市场上普遍由售电侧代理用户侧竞价，用户用电偏差基本由售电公司承担，因此，对于售电公司而言，偏差考核电费也是影响收益的主要因素之一。如图1所示，广东售电公司获利随着月度竞价价格起伏而大起大落，但对比2017年11月和2018年1月情况，月度竞价价差相差仅为0.5厘/千瓦时，但收益却相差超过3倍。

如图2所示，2017年2月至2018年1月广东市场需求侧考核费用一直高居不下，此费用基本由售电公司买单，其中2018年1月考核费用与售电公司获利基本持平，這意味着售电公司的一半收益被用来支付考核费用，反映出了目前广东市场用户对于自身用电负荷的预测能力较弱，而售电公司又极度缺乏控制实际用电量能力，因此，售电公司开展行之有效的需求侧响应手段迫在眉睫。

2.2 盈利模式创新的需要

2017年以来，国内售电公司呈井喷式发展，2017年，全国已启动售电公司准入程序的省份已达24个，电网背景、发电背景、民营资本等等纷纷进入市场，截至2017年12月25日，全国电力交易中心公示的售电公司数量多达3223家，竞争态势异常激烈。

目前，国内售电公司主要盈利模式依然是赚取批发、零售价差，客户粘性不够，抗风险能力很差。因此，售电公司迫切需要引入新的盈利增长点，保证自身的长远发展。需求侧负荷响应便是盈利点之一，售电公司可以将需求侧负荷响应作为自身业务拓展的一个维度，一方面，售电公司通过收集用户的用电数据，对不同用电设备进行精细化管理，为用户提供智能化、个性化的用电与节电服务；另一方面，售电公司以负荷集成商的身份综合利用自身具有的客户资源参与到需求侧互动响应（电力市场引入需求侧响应机制后）的市场中去，同时，随着大数据在智慧能源中的应用不断深入，售电公司获取的用户侧用电数据也可以加工完善，变成有市场价值的市场信息。

2017年以来，各地纷纷启动辅助服务市场建设，并且将逐步放开独立调频机构参与调频，售电公司可以考虑以合作控股的方式，引入储能装置参与调频市场交易，并将调频退役后的储能装置应用到需求侧响应之中，如此，既可以获得调频收益又可以赚取需求侧响应收益，投资收益率大大提高。

2.3 电力市场发展的需要

随着电力体制改革的深入，各地都在逐步建立现货市场，现货市场发现价格，价格剧烈波动，届时，售电公司面临一个最大的问题就是如何定价，如何对不同类型的消费者提供不同的价格选择；如何管理由于消费者未来的负荷以及批发市场价格的双重不确定性造成的财务风险。也就是说，面对未来的任意时段，零售商既无法精确知道他们的消费者将要消费多少电量，更无法预测届时批发市场的价格将会怎样。

以2018年广东市场为例，广东2018年全年市场交易总量预计达1600亿千瓦时，其中固定长协1000亿千瓦时，核定发电侧签约上限1100亿千瓦时，发电侧高价差让利意愿并不十分强烈，但售电公司仍然沿用上年先圈用户倒逼发电企业让利的策略，因此，造成“批零倒挂”现象，发电企业直接对用户的让利远远高于对售电公司的让利，造成售电公司大面积亏损。如果建立现货市场后，影响实时电价的因素纷繁复杂，电价、用电负荷预测难度大大提高，可以预知，售电公司面临的亏损风险将被几何数放大，是以，售电公司必须通过与用户签订基于激励的可中断负荷、直接负荷控制等特殊合同的方式来将经营风险加以对冲。

3 结语

国内零售市场还普遍执行着与时间无关，不能有效反映容量成本和边际供电成本变化的价格。这一方面是因为传统上政府部门和电力部门都认为电力用户不愿意面对任何形式的随时间波动的价格。[4]但是，现在的售电公司事实上已经以风险收益的形式承担着电力成本的波动以及电力供应链上的各种低效率。如果售电公司能在零售市场引入需求侧响应管理措施，那将大大降低其面临的电量波动风险（负荷偏差）以及电价波动风险，这样既能让公司因参与风险管理的收益而主动作为，又让售电公司以负荷集成商的身份而变成电力供应-消费链上不可或缺的市场主体。

参考文献

[1]曾鸣.电力需求侧响应原理及其在电力市场中的应用[M].中国电力出版社，2011.

[2]伍伟华等.电力需求侧响应发展研究综述[J].电子测试，2014，（3）：86-94.

[3]伍伟华，庞建军，陈广开，王薪与.电力需求侧响应发展研究综述[J].电子测试2014，（3），86-94.

[4]曾鳴，王冬容，陈贞.需求侧响应在电力批发市场中的应用[J].电力需求侧管理，2009，11（1）：8-11.