美国电力需求响应概述

张 沛，房艳焱

（埃森哲（中国），北京 100022）

1 美国需求侧管理的起源和发展

电力需求侧管理(Demand Side Management，DSM)，又称电力负荷侧管理，也可简称需求侧管理，是国际上推行的综合资源规划方法的一项主要内容。需求侧管理是指通过政府、电力企业和用户的共同努力，采取有效的激励机制和适宜的运作方式，优化用户的电力使用状况或方式，提高终端用电效率，降低高峰负荷和节约电量，实现最低成本的电力服务，使电力企业和用户双方都能获益的方法。需求侧管理是一项旨在以经济激励为主要手段，引导和刺激广大电力用户优化用电方式、提高终端用电效率、实现重大电力节约的节电管理系统工程。

需求侧管理是在早期节电和负荷管理的基础上发展起来的，起始时间可以追溯到20世纪70年代中期。为应对2次世界能源危机以及日益严重的环境压力，美国在世界上率先开展电力需求侧管理，取得了显著成效，并带动了需求侧管理在全世界的发展。目前已有30多个国家和地区实施了需求侧管理。近30年的实践证明，需求侧管理为世界经济的可持续增长作出了积极的贡献。国际能源署2004年的一份报告显示，自从20世纪70年代石油危机以来，发达国家通过采取包括需求侧管理在内的多种提高能效的措施，使得其GDP能耗降低了约50%。

20世纪70年代的能源危机促使美国及其他西方工业国开始重视能源问题、重视节能节电，以提高能源利用的综合效益。1978年春，美国联邦电力监管委员会（Federal Energy Regulatory Commission，简称FERC）制定了一系列的节能节电政策和法规，要求各州电力企业（包括国营和私营）实施“最小成本计划（least cost plan，简称 LCP）”和“需求侧管理”。随后，30多个州的电力或能源法规委员会也制定了相应的政策法规。其中，实施效果最显著的是1983年加利福尼亚州公共电力委员会制定的“需求侧管理成本效益分析实施标准（Standard Practice for Cost Benefit Analysis of DSM Programs）”。

l993年，美国用于需求侧管理的费用达27.4亿美元，占全美公共电力事业收入的1%。1995年后，美国电力工业开始改革和重组，需求侧管理工作一度受到影响。为继续推动需求侧管理事业的发展，一些州建立了系统效益收费制度，通过在电价中加收1%～3%的费用，专门用于需求侧管理工作。目前美国已有18个州实施了系统效益收费制度。例如：加利福尼亚州系统效益收费占电费收入的2%～3%，每年用于节电工作的投资约2.18亿美元。蒙大拿州系统效益收费占2.4%，缅因州占2%，俄勒冈州占3%，马萨诸塞州则高达3.7%。

需求侧管理项目开展以来，取得了巨大的经济效益和社会效益。据统计，2000年美国共有962个电力公司参与需求侧管理项目实施，涉及1300多项需求侧管理计划，参与用户达2000万个以上，削减高峰用电负荷0.4%至1.4%，相当于负荷增长率的20%至40%。据权威部门统计，1994年美国因实施需求侧管理而减少的高峰负荷达2500万kW，节电524.8亿kWh。2000年美国通过实施需求侧管理计划，实际减少高峰负荷2290万kW，节电537亿kWh。

2006年，美国人口为3亿人，GDP为12.9万亿美元。全美电力装机容量为10.7亿kW，其中燃煤机组3.35亿kW，燃油和燃气机组5.08亿kW，核电1.05亿kW，水电0.77亿kW，非水电可再生能源发电0.26亿kW。2009年，美国电力科学研究院（EPRI）开展了一项关于能源效率与需求响应潜力的研究。根据该项研究，2008年全年美国电力消耗为37170亿kWh，预计到2020年，美国全年电力消费将增长26%，达到46960亿kWh。

美国能源消耗中，工业能耗占33%，其中前4000家用能大户消耗的能源占工业总能耗的47%。美国能源消耗具体分布情况如图1所示。

图1 美国能源消耗分布情况

目前，美国约有30个州对需求侧管理的投入较多，另外20个州投入较少。实施需求侧管理的平均成本是0.03美元/kWh,相当于新建电厂成本的1/3～1/2，成本效益很可观。2006年全美需求侧管理总投资达到22亿美元，其中有5个州（加利福尼亚州、康涅狄格州、马萨诸塞州、新泽西州和纽约州）每年能效项目的投资超过1亿美元。

美国的需求侧管理工作主要有以下几类：

（1）节能信息宣传。通过广播、电视、报纸，或直接随电费账单向用户传递节能信息，提高用户节能意识。

（2）提供技术咨询和技术服务。

（3）为需求侧管理项目提供贷款或给予补贴。

（4）推广蓄冷（热）设备，或免费为用户安装高效节能用电设备，以控制和转移用电负荷。

（5）实行灵活的价格政策，设置可中断电价，引导用户优化用电方式。

在美国，需求侧管理工作已经形成了完整的产业链，从规划、设计、设备到实施、服务、验证、评估与跟踪等各环节都有成熟的模式，并由专业队伍执行。能源部在工业能效方面与美国多所大学合作，培养潜在的专业人才。

2 美国需求响应的主要模式和应用状况

2008年，联邦能源监管委员会开展了关于需求响应和高级计量的调查，向全美50个州的3407家机构发出了调查问卷，这些机构均属于供电行业，包括投资者拥有的公用事业公司、市政实体、农村电力合作社、电力营销商、州和联邦机构以及需求响应的供应商。调查内容包括：用户数量、用电量、高级表计的数量和使用情况及现有需求响应和实时费率项目等。该调查旨在获得所有公共和私有的供电提供方在需求响应和高级表计方面的状况，从而完成各个大区的需求响应资源评估。根据该调查，需求响应计划被分为激励型需求响应计划或按时计费的计划。

2.1 激励型需求响应计划

激励型需求响应计划是通过一种控制负荷的直接手段来帮助用户减少电力负荷，因此经常被负荷服务机构、电力公用事业企业或电网运营商用于降低经营成本和提高运行可靠性，特别是在紧急情况下，快速的、可预见的需求响应是非常必要的。

2.1.1 直接负荷控制

直接负荷控制是一种最常见的需求响应计划类型，在这种需求响应活动中，计划发起方可以在简短通知之后，远程关闭或周期控制用户的用电设备（例如：空调器或热水器）。直接负荷控制通常用于在系统高峰期平衡供需，同时也可用于避免高峰期的电力采购。1968年，曾经出现过基于表计和消费者设备的直接负荷控制计划，在20世纪80年代和90年代此类计划得到了极大发展。调查表明，2006年以来，参与直接负荷控制的用户增长了3.5%，数量上从495万家增加至513万家。

图2显示了不同地区和类型机构参与直接负荷控制计划的用户数量。私营企业中，参与直接负荷控制计划的用户数量最多，约占所有直接负荷控制计划用户的78%。在所有地区中，FRCC和RFC这2个地区参与的用户数量最多。大约13%的FRCC用户参与了直接负荷控制计划。MRO地区也有较高的用户参与率，略大于10%。在这一地区，有2家公用事业公司具有明显的高参与率。在FRCC地区，佛罗里达电力与照明公司经营着最大的直接负荷控制计划，该计划已覆盖782227户用户，2006年以来增加了41657户（增长比例为5.6%）。在MRO地区，由美国北部电力公司运营的该计划位居第2位，拥有370797户用户，2006年以来增加87480户（增长比例为30.9%）。南加州爱迪生公司增长最大，报告显示增加了284336户，增长比例为71%。

2.1.2 中断/缩减优惠

图2 参与直接负荷控制的用户数量的地区和机构类型分布

中断/缩减优惠是指与优惠零售价格相结合的电量缩减选择，如果用户同意在系统紧急情况下减少若干负荷，那么将为用户提供一定的折扣或信用积分奖励。这是另一种常用的需求响应计划。供电企业通常将该计划提供给其最大的工业和商业用户。图3显示了提供中断/缩减优惠计划的机构类型和地区分布情况。所有类型的机构都可参与中断/缩减优惠计划。参与机构数量最多的地区是MRO、SERC和RFC。

图3 参与中断/缩减优惠的机构数量的地区和机构类型分布

2.1.3 紧急需求响应，容量市场和与需求投标/回购

紧急需求响应计划为那些自愿在特殊情况下缩减电量的用户提供激励性的补偿。这种缩减是自愿的，如果用户在某时不愿意缩减电量也可以不缩减。一般情况下，补偿的金额和等级都是事先约定的。

在容量市场计划中，用户承诺提供预先指定的负荷减少量，但如果他们没有达到缩减量，则将受到惩罚。作为义务承担电量减少的补偿，用户将获得相应的保障性补贴。容量市场计划通常提供给批发市场供应商等运营装机容量（ICAP）市场的RTO和ISO组织，并且同时提供配套的中断/缩减价格表。

需求招标/回购计划鼓励大用户提供电量缩减，这种缩减需要基于某种足够引起他们兴趣的优惠价格，或者去识别他们在参考价格内愿意缩减多少电量。

在过去10年间，紧急需求响应、容量市场和需求投标/回购计划已经在批发市场大规划采用，并且获得了发展。自从2006年FERC调查以来，美国几乎所有的地区都报告增加了这些新形式的激励型需求侧响应的使用。

在2008年FERC的调查中，有274家机构报告提供了此类计划，比2006年增加了217%。这种增长主要由一些提供紧急需求响应计划的机构的增加所驱动，此类机构从59个增加到了136个。有81个机构报告提供了容量市场计划，有57个机构报告提供了需求招标/回购计划。

如图4所示，各地区都报告提供此类计划的机构数量有所增加。此类3种计划增加最多的每个地区（NPCC、RFC、MRO和ERCOT）还组织了由RTO和ISO组织运营的批发市场。

图4 参与容量、需求招标与紧急计划的机构数量的地区和机构类型分布

2.1.4 辅助服务市场

据调查反馈结果，有249个需求响应计划用于辅助服务市场计划。在该方案中，用户在RTO和ISO等辅助服务市场中对其减少的电量进行招标出售。然而，许多受访机构还将这些辅助服务市场计划作为一种容量市场计划或其他奖励型计划。为解决这种分类上的重叠，工作人员审查了2008年FERC调查报告的需求响应辅助服务市场计划，确定在大多数计划中，某些资源不能提供给辅助服务市场。因此，2008年FERC报告中不提供这种计划的机构或用户数量。

在ERCOT地区，截止到2007年底，为加入ERCOT的辅助服务市场市场，已经有130名用户注册为负荷电源（load acting as resources，LaaS），合计容量达2069 MW。在过去的2年半时间内，ERCOT使用过7次系统范围的负荷电源，没有一次是发生在ERCOT的高峰负荷时段。在2007年，由于3次系统范围的事件，ERCOT使用了它的负荷电源，在那些事件中，平均需求响应为1164 MW。

在加利福尼亚州ISO组织中，参与负荷电源计划允许合格负荷直接投标作为备用容量、储备更换容量及参与补充能源市场。目前，加利福尼亚州水资源部门是该计划的主要资源。约有2500 MW抽水蓄能水电设施由加利福尼亚水资源部运营，太平洋煤气和电力与南加州爱迪生公司也参与了该计划。

以同步储能和调节为目的，PJM开展了辅助服务市场计划。同步储能是区域可靠性委员会（RFC）所要求的运营储能的一个组成部分。目前，在任何地区，需求响应资源可能都无法提供超过25%的同步储能需求。截止到2007年底，62户用户参加了同步储备市场，并且在系统高峰期提供了125 MW的容量。

2.2 按时计费的计划

2008年FERC的调查要求被调查者提供基于时间的价格计划在美国范围内的流行和使用信息。对比2008年和2006年的情况，提供基于时间的价格的机构数量从462家增加至503家，增长率为9%。2008年FERC的调查表明，有315家机构采用分时价格，100家机构提供实时价格，88家机构提供关键峰荷价格，这表明在所提供的计划类型方面发生了显著变化。调查结果显示，提供分时价格的机构数量降低了14%，同时，提供实时价格和关键峰荷价格的机构有较大增加，2006年以来，分别增加66%和144%分别自2006。如表1所示。

表1 提供基于时间的价格的机构数量

（1）分时价格

分时价格是使用最普遍的按时计费计划，特别是对于居民用户。分时价格通常建立在一天之内的2个或更多期间基础上，这种期间反应系统负荷处于高峰或低谷的不同，在高峰时段采用更高的价格。非高峰时段通常是在傍晚、夜间及周末。一个高峰时段的长度会发生变化，但通常会选择在8：00～20：00之间，基于全天、全周或全年内其负荷系统的需求时间。有些分时价格只有2种价格，一个是峰段价格，另一个是非峰段价格，其他大都增加一个平段，共有3个时段。有些季节性价格在2个或更多不同季节有不同的价格。为大用户提供的分时价格可能包括基于时间的容量和电量费用。

图5显示了NERC地区为居民用户提供分时价格的机构数量。调查结果显示，315家提供分时价格的机构中，有241家为其居民用户提供分时价格。在这241家机构中，118家是私营公用事业企业，73家是非营利的合作供电机构。提供分时价格给居民用户的机构数量最多的是MRO地区，共有65家；其次是RFC地区，有55家；然后为WECC地区，有47家。在ERCOT地区，只有3家机构报告提供居民分时价格。在ERCOT地区，私营公用事业企业和数量有限的不受管制的零售商都没有提供分时价格。

图5 实施居民分时价格的机构数量的地区和机构类型分布

图6显示了使用分时价格的居民用户数量的地区分布情况。与其他所有地区相比，WECC地区使用分时价格的用户数量明显居多。其中，亚利桑那州公有事业公司的2家公司运营着最大的2个分时价格计划——包括亚利桑那州公共服务和盐河项目，他们占据了WECC总数的大部分，共有超过50户用户。尽管MRO和RFC地区报告了更多的分时价格机会，但是亚利桑那州的计划还是覆盖更多用户。

（2）实时价格

图6 实施涉及分时价格计划的居民用户数量的地区和机构类型分布

采用实时价格的情况下，零售电力价格在一天中的每个小时至少变化一次，这种变化直接反映最基本的电力成本。如果零售用户直接暴露在这种价格中，那么电力成本变化与零售价格的直接关联将使得零售市场引入实时价格响应成为可能。

根据调查反馈，有85家机构至少为零售用户提供了一种实时价格计划（见图7）。这表明，与2006年FERC的调查结果相比，实现了54%的增长。尽管其绝对数量还较小，但是私营公用事业企业提供的实时价格占所有调查反馈提供者的55%。所有机构中，几乎有一半提供零售实时价格的机构坐落于RFC（21家）和SERC（18家）地区。在RFC地区，有相对较多的机构提供实时价格，因为在新泽西、马里兰和宾夕法尼亚，默认大型用户均为实时价格。

图7 实施零售实时价格的机构数量的地区和机构类型分布

（3）关键峰荷价格

关键峰荷价格是零售分时价格中的一种新型方式，它将会在需要管理关键峰荷问题时指定一个很高的电力使用价格。关键峰荷价格事件可能由以下情况引发：系统突发事件，公用事业企业面临非常高的电力批发市场采购价格以及运营高成本高峰单元。与分时价格不同，这种价格通常针对一年（或某一季节）中的每天的6～10 h。在关键峰荷发生时的价格并不预先指定。需要时，他们将很快决定并在短期内下发通知，每年当中只有有限的天数采用这种方式。关键峰荷价格可以同分时价格或者固定价格一起使用。在可靠性受到威胁时，这种价格将随时发生，因此被认为是一种可靠的需求响应计划。

关键峰荷价格有几种演变形式，包括：

●定期关键峰荷电价。这种价格的特点是：价格上涨的时间和时段是预先确定的，但发生事件的日期将被通知或不通知。每年被通知的最大天数通常也被预先指定。该事件通常被提前通知，使得用户有时间进行规划从而减少电量消费。

●期间可变关键峰荷价格。这种价格的特点是：价格上涨的时间、期间和日期不会预先指定，通常在事件当天被通知。这种价格通常适用于当设备可允许针对关键峰荷价格进行自动响应的情况，如：温控器。

●可变峰荷价格。这种价格综合了以上2种价格的特点，有固定的价格时间表。基于这种价格，非峰时段和平时段电力价格被基于批发价格和市场条件事先指定一个时间长度，例如：一个月或更长。这种价格将使得批发市场和零售价格的联系更加紧密。

●峰时回扣。这种方式为用户提供固定的零售价格表，但是在关键峰荷期间，如果用户负荷减少，那么将收到回扣。峰时回扣通常也被称为关键峰荷回扣。

美国最早的一个关键峰荷电价项目由海湾电力公司在2000年开始实施。根据2008年FERC的调查结果，有194家机构实施具有关键峰荷价格因素的计划。然而，大多数反馈者还是将此类价格列为分时价格或者其他固定需求响应计划。例如：一些RTO和ISO组织表示，他们的批发需求响应计划属于关键峰荷价格。委员会的工作人员审查上报的计划后确定，只有20家机构符合关于关键峰荷价格的定义。并且符合定义的计划规模和数量都很小。最大的一家是由海湾电力公司经营的，涉及略少于9000名的居民用户。南加州爱迪生由电力公司向最大需量大于等于500 kW的大用户提供关键峰荷价格，涉及该计划的用户数为31个。

3 对我国需求侧管理的启示

3.1 需要充分调动各方参与者的积极性

需求侧管理涉及政府部门、电力企业、用户，甚至包括节能服务公司。需求侧管理的成功需要采用各种方法充分调动他们的积极性，并充分发挥各自的作用。为了充分调动各方参与者的积极性并确保需求侧管理的成功实施，应分析各方参与者的特点和利益需求，以便电力公司在推动需求侧管理方案时不会受阻。

政府是社会利益的维护者，关心各方面的利益，更顾及整体利益，以保障社会持续健康的发展。政府在制定和实施需求侧管理中起主导作用，是社会利益的代表。

电力企业是实施需求侧管理的主体。如没有相应的配套措施，开展需求侧管理可能对其经济利益带来负面影响，为此英美国等国家制定了针对电力公司的激励措施，主要包括成本回收、收入损失补偿等，以调动电力公司开展需求侧管理的积极性。成本回收是指将电力公司实施需求侧管理项目的支出纳入电价成本；收入损失补偿是指政府通过采用售电收入调节机制，将售电收入与售电量部分脱钩，使电力公司不至于因实施需求侧管理减少售电量而遭受经济上的损失。

节能服务公司以合同能源管理机制开展专业化的节能服务，已经成为美国、加拿大等国家利用市场机制开展需求侧管理的重要方式，有效促进了全社会节能项目的实施。节能服务公司与愿意进行节能改造的用户签订节能服务合同，为用户的节能项目进行投资或融资，向用户提供节能项目设计、施工、监测、管理及能源效率审计等一条龙服务，并通过与用户分享项目实施后产生的节能效益来赢利和滚动发展，从而避免了用户自身承担项目可能遭遇的技术和财务等方面的诸多风险。在美国，节能服务公司已经发展成为一门新兴产业。

3.2 探索适应不同地区的特有运营模式

由于不同地区的监管机制、电力市场化程度和电力企业经营模式存在差异性，因此不同地区采用不同的需求侧管理模式会更容易操作。美国地域宽广，各州的情况不尽相同，能效管理模式是根据当地的实际条件和历史情况发展起来的，除了以电力公司为主导的DSM运作模式之外，还采取了以政府为主导和以中介机构为主导的2种运作模式。

借鉴美国的经验，考虑到我国也存在地域辽阔、不同地区的市场化程度和用户习惯有很大差异等特点，因此，需要在不同地区探索、研究适合各个地区的运营模式，以便充分调动本地区各方参与者的积极性，并开展容易在本地区见效的需求侧管理方案。

3.3 将对电网技术和管理产生深远影响

需求侧管理是个系统工程，涉及营销、规划、运行等多个方面，对电网的规划和运行等多个业务领域的技术和管理都将产生深远的影响。

充分考虑我国国情，首先需要加快研究建立合适的需求侧管理模式和组织体系，明确管理部门和执行机构，分清责权利，扎实推进监管协调、项目规划、管理实施、能源审计、项目监测评估等工作的有效开展。同时，需要加快高效节电新技术和新产品的开发。目前国内节电产品的研究开发力量薄弱，节电产品生产企业小而分散，产品能效指标与发达国家差距较大，节能产品质量较差。为此，应抓紧培育一批节电产品生产骨干企业，推广一批重点产品，对符合产业政策，有推广价值的高新节电产品予以适当优惠，促进产业升级，并形成优势产业。

另一个重要的方面是信息化，需要强大的信息系统实现对需求侧管理的有力支撑，依赖功能强大的信息化系统推动需求侧管理的广泛开展。信息化的主要手段是应用用电管理系统（即“用电自动化产品”），此类系统是在2004年左右发展起来的新技术，可以集中监控用户电力负荷，实时收集并分析电力公司配电变压器的数据和终端用户的用电信息，还可以捕获设备的工作状态，实现有序用电、错峰用电、自动抄表和用电监测（防止窃电），保障电网供需平衡和减少用户停电损失，加强电力企业与用户间的信息交流，同时为电力企业线损管理、用电分析、负荷预测、电价评估和营销决策提供有力的技术支持。

［1］Federal energy regulatory commission.2008 Assessment of Demand Response and Advanced Metering Staff Report[R/OL].[2008-12-11].http://www.ferc.gov/legal/staff-reports/12-08-demand-response.pdf.

［2］Ingrid Rohmund,Greg Wikler,Ahmad Faruqui,et al.Assessment of achievable potential for energy efficiency and demand response programs in the U.S.(2010—2030)[R/OL].[2008-10-08].http://www.aceee.org/files/proceedings/2008/data/papers/5_297.pdf.

［3］王冬容.价格型需求侧响应在美国的应用[J].电力需求侧管理,2010(4)：74-77.

［4］国家发改委美国电力需求侧管理培训团.美国电力需求侧管理培训报告[J].电力需求侧管理,2008(4)：1-5.

［5］胡江溢,王鹤,周昭茂.电力需求侧管理的国际经验及对我国的启示[J].电网技术,2007,31(18)：10-14.

［6］区奕稿,赵海波.需求侧管理的实施环境和措施[J].农电管理,2007(7)：48-49.

［7］国家经贸委考察团.美国、加拿大电力需求侧管理考察报告[J].电力需求侧管理,2002(3)：58-60.

［8］曾鸣.美国电力公司实施需求侧管理的启示[J].能源研究与信息,1994(1)：35-38.