安徽省电力需求响应实施模式与补贴资金研究

朱刘柱，石晓波，王 宝，叶 斌，程清洁，邵筱宇

(1.国网安徽省电力有限公司 经济技术研究院，安徽 合肥 230022；2.国网安徽省电力有限公司，安徽 合肥 230022)

1 研究背景

“十三五”以来，安徽省电力供需发生了深刻变化。一是夏季电力供需平衡保障压力增大。安徽省最大负荷发生在晚高峰，光伏发电无法顶峰，煤电新增装机不足，导致夏季短时供电缺口逐年扩大。二是大规模新能源消纳问题日益突出。春秋季负荷总体偏小，但午间光伏往往大发，导致扣除风光出力后的净负荷曲线在午间形成明显低谷，电网低谷调峰压力倍增。未来新能源装机容量仍将进一步增加，仅依靠火电和抽蓄调峰将难以保障大规模新能源消纳。

为应对新形势，电力需求侧响应成为保障电力供需平衡、促进新能源消纳的重要手段[1]。电力需求响应是指通过分时电价等市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导电力用户主动改变原有电力消费模式，优化用电负荷，实现节能减排的目标[2]。目前国内北京、江苏、上海、广东、天津、河南、浙江及江西等地已成功实施电力需求侧响应综合试点工作。安徽省亟需借鉴江苏、山东等省份经验，加快实施电力需求响应，以市场价格激励引导用户主动调节用电负荷，助推电力供需平衡。

2 国内需求响应试点情况

2014年江苏等地启动了电力需求响应试点工作，在国家政策和实施迫切性综合带动下，近两年国内以激励型为主的需求响应试点范围不断扩大，山东、河南等周边省份均在2018年启动了需求响应工作[3]。

(1)参与市场主体：需求响应以工商业用户和售电公司(或负荷集成商，代理部分工商业用户)参与为主。

(2)需求响应类型：主要采用“削峰式”和“填谷式”两类需求响应，分别应对夏季短时供电能力不足和低谷调峰困难问题。

(3)实施效果：“削峰式”需求响应实施规模最大的为江苏省[4]，2015年夏季实际响应规模166万千瓦，2019年7月30日响应规模达402万千瓦，负荷削减量占最大负荷比重达到3.6%；“填谷式”需求响应实施规模最大的为上海市，2018年6月18日(端午节)凌晨响应时段最大填谷负荷达106万千瓦、平均填谷负荷87万千瓦，提升凌晨低谷用电负荷比例达到8.4%[5]。

3 需求响应实施模式

目前需求响应相对成熟的实施模式为需求侧竞价模式，本文提出需求侧用电权交易和需求侧参与调峰辅助服务市场两种多(双)边模式。

3.1 需求侧竞价模式

需求侧竞价模式同时适用于“削峰式”和“填谷式”两类需求响应，其主要实施流程如下：

(1)政府主管部门和电网公司共同确定“削峰式”和“填谷式”需求响应补偿标准上限；

(2)电网公司提前确定需求响应实际需求量和储备量(一般取实际需求量的50%)；

(3)通过需求侧管理平台，对满足容量限制和负荷监测条件的全部工商业电力用户(售电公司)发布需求响应公告；

(4)用户(售电公司)申报需求响应量和补偿价；

(5)政府主管部门和电网公司以最小化削峰(填谷)成本为目标确定提供负荷削减(填谷)服务的电力用户和相应削减(填谷)负荷量，确定统一的出清价；

(6)当有削峰(填谷)任务时，电网公司通知竞价成功的电力用户(售电公司)按要求削减负荷(填谷)，事后按实际有效响应量进行补偿[6]。需求侧竞价模式属于单边交易，优点是操作简单，缺点是需要筹集需求响应补偿资金。

3.2 需求侧用电权交易

需求侧用电权交易适用于“削峰式”需求响应，指搭建用电权交易平台，以有序用电用户名录为基础，在预测供电能力存在缺口、且缺口不大于有序用电规模情况下，提前将供电缺口叠加一定的储备容量等额分配至各有序用电用户名录中所有用户，由各用户根据负荷中断损失大小决定是否参与用电权交易。需求侧用电权交易分为三种情况：一是不参与用电权交易，在负荷高峰时段自行削减负荷；二是作为买方(负荷中断损失高的用户)向其他用户购买用电权，达到高峰时段避免负荷削减；三是作为卖方向其他用户出售用电权，并在高峰期间除承担自身负荷削减义务外还承担售出的用电权削减义务。可采用用户与用户之间双边交易或集中竞价出清两种实际操作方式完成，买入用电权的用户按照协商价(统一出清价)向卖出用户支付费用。该模式不需要筹集补偿资金，但国内尚未有先例可供参考，实施难度大于需求侧竞价模式。

3.3 需求侧参与调峰辅助服务市场

需求侧参与调峰辅助服务市场适用于“填谷式”需求响应，《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》未明确需求侧资源可参与调峰市场，但《清洁能源消纳行动计划(2018～2020)》等国家文件提出鼓励需求侧资源参与辅助服务市场。未来仅依靠火电企业调峰难以满足更大规模新能源消纳，负荷侧资源参与调峰市场将成为一种必然选择。需求侧资源可通过两种方式参与：一是直接参加调峰辅助服务市场，在市场运营规则中增加需求侧参与市场相关条款；二是参与调峰辅助服务二级市场，火电企业与用户联合运行，用户增加负荷等同于火电企业压低出力，从而获得更高的调峰补贴，收益增量由火电企业和用户分享。该模式既达到电网调峰困难时段用户侧增加负荷的目的，又无需筹集补偿资金，但考虑到调峰市场补偿资金由发电企业(当前主要是火电企业)缴纳、用户却从中获益，容易引起发电企业抵制。未来随着新能源发电成本不断下降、承担调峰责任比例不断提高，需求侧资源参与调峰市场可能是一种发展趋势。

考虑到我省无需求响应相关经验，且需求侧用电权交易和需求侧参与调峰辅助服务市场两种新模式尚无国内实施经验可循，我省电力需求响应宜参照周边省份经验，以比较成熟的需求侧竞价+最高限价模式起步。

4 需求响应补偿标准测算

4.1 “削峰式”需求响应补偿标准测算

“削峰式”需求响应的补偿标准以“弥补用户参与需求响应损失”为原则制定，本文构建了用户负荷中断损失模型来测算用户参与需求响应损失：

某行业参与“削峰式”需求响应补偿标准(元/千瓦时)=该行业年度增加值(不含税)/该行业年度用电量×(1-可中断负荷中可转移负荷比例)+负荷转移相应增加生产安排成本-[峰电价-(平电价×高峰用电负荷转移至平段比例+谷电价×高峰用电负荷转移至谷段比例)]×可中断负荷中可转移负荷比例。

“削峰式”需求响应补偿标准(元/千瓦时)=各行业(可根据有序用电方案获取)的测算补偿标准加权平均值。

“削峰式”需求响应补偿标准(元/千瓦·年)=“削峰式”需求响应补偿标准(元/千瓦时)×全年预计执行“削峰式”需求响应累计时长(小时)。

基于上述模型，结合安徽省2019年有序用电方案，经测算，安徽省可错避峰工商业行业度电增加值(每使用1千瓦时电量，创造的增加值，不含增值税)平均约12元/千瓦时，80%以上的负荷削减量均可通过调整生产方式转移而不影响效益，从而工商业用户参与“削峰式”需求响应损失平均在2元/千瓦时左右。考虑到“削峰式”需求响应存在替代方案，即：增加顶峰电源(主要为抽蓄电站)，经测算，安徽省抽蓄电站单位发电量成本约2.6元/千瓦时，可认为是“削峰式”需求响应补偿标准上限。

综合判断，安徽省“削峰式”需求响应补偿标准宜设置在2元/千瓦时左右。考虑到尖峰负荷累计时长不会出现明显的趋势性变化，因而“削峰式”需求响应补偿标准单位可取“元/千瓦·年”。根据安徽省用电负荷特性，1%、2%、3%、4%和5%尖峰负荷年累计时长分别约2、5、9、15和22小时，则各负荷削减比例对应的“削峰式”需求响应补偿标准分别约4、10、18、30和44元/千瓦·年。

4.2 “填谷式”需求响应补偿标准

提升春秋季午间新能源消纳能力的安徽需求响应主要是“填谷式”需求响应。本文构建了用户填谷损失模型，从用户损失角度，“填谷式”需求响应补偿标准要低于“削峰式”需求响应补偿标准。

某行业“填谷式”需求响应补偿标准(元/千瓦时)=负荷转移相应增加生产安排成本(不同转移比例成本应不同)+(午间加权价-平段电价)×午间增加负荷中从平段或峰段转移过来比例×平段转移过来比例-(峰段电价-午间加权价)×午间增加负荷中从平段或峰段转移过来比例×峰段转移过来比例-该行业年度增加值(不含税)/该行业年度用电量×(1-午间增加负荷中从平段或峰段转移过来比例)。

“填谷式”需求响应补偿标准(元/千瓦时)=各行业的测算补偿标准加权平均值。

“填谷式”需求响应补偿标准(元/千瓦·年)=“填谷式”需求响应补偿标准(元/千瓦时)×全年预计执行“填谷式”需求响应累计时长(小时)。

考虑到“填谷式”需求响应一般作为调峰辅助服务市场的备选方案，当电源侧调峰能力全部使用后仍无法满足实际调峰需求，再启动“填谷式”需求响应。根据《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》，火电企业深度调峰最高补偿价为1元/千瓦时(对应出力率低于30%的情况)，安徽省“填谷式”需求响应补偿标准宜设置在1元/千瓦时左右。考虑到每年需要的“填谷式”需求响应规模与累计时长受新能源装机规模和火电企业调峰能力等变动因素影响而不断变化，为避免以“元/千瓦·年”为单位带来的补偿标准频繁调整，“填谷式”需求响应补偿标准宜使用“元/千瓦时”作为单位。

5 需求响应补偿资金来源分析

5.1 理论资金来源

“削峰式”需求响应受益的是部分电力用户。“削峰式”需求响应参与用户牺牲了尖峰负荷时段部分用电需求，避免了尖峰负荷时段限电，从而保证了其他用户正常用电，因而尖峰负荷时段正常用电用户应向参与“削峰式”需求响应用户支付一定的补偿费用。采用对全部工商业用户征收季节性尖峰电价较为合适，征收季节性尖峰电价既可以在一定程度上抑制尖峰负荷增加，又可将增收用于“削峰式”需求响应补偿。

“填谷式”需求响应受益的是发电企业。一部分电力用户增加了填谷时段用电负荷，从而避免了填谷时段火电启停机和弃风弃光，因而填谷时段发电企业应向参与“填谷式”需求响应用户支付一定的补偿费用。可采用以填谷时段发电企业上网电量为基础征收资金，用于对“填谷式”需求响应参与用户进行补偿。

5.2 实际资金来源探索

(1)理论资金来源执行难度大。按照“谁受益、谁付费”原则，“削峰式”和“填谷式”需求响应补偿资金理论上应由工商业用户和发电企业承担。但设置工商业季节性尖峰电价与国家降低企业用电成本的政策取向相违背，执行难度较大；火电企业经营困难、新能源企业仍依赖补贴生存，承担补贴资金的可能性较小。实际上，大部分试点省均未按理论资金来源方案执行。

(2)亟需探索补偿资金来源渠道。随着电力市场化改革纵深推进，需求响应有必要纳入全省统一电力市场，在电力市场中寻求新的补偿资金来源。安徽省即将进入现货市场模式，可按照电能量市场+调峰辅助服务市场+电力需求响应市场联合出清思路，将需求响应市场交易结果作为电能量市场出清的边界条件，从需求响应实施对电力系统运行优化和系统边际电价(节点边际电价)改善角度，拓宽资金来源渠道。

6 结论与建议

本文阐述了安徽省电力需求响应实施模式，并对需求响应补贴标准及资金来源进行了定性与定量分析，最后提出以下建议：

(1)对于安徽省电力需求响应的实施模式，宜参照周边省份经验，以比较成熟的需求侧竞价+最高限价模式起步。

(2)对于需求响应的补偿标准，“削峰式”需求响应补偿标准宜设置在2元/千瓦时左右，“填谷式”需求响应补偿标准宜设置在1元/千瓦时左右。

(3)对于需求响应补偿资金来源，目前理论资金来源执行难度大，亟需探索补偿资金来源渠道。安徽省即将进入现货市场模式，可按照电能量市场+调峰辅助服务市场+电力需求响应市场联合出清思路，从需求响应实施对电力系统运行优化和系统边际电价改善角度，拓宽资金来源渠道。