湖北电网需求侧资源利用实践与分析

邓桂平，毕 伟，吴锋艳，吴海涛

（1.国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077；2.国网湖北省电力有限公司，湖北 武汉 430077；3.国网湖北省电力有限公司物资公司（国网湖北招标有限公司），湖北 武汉 430010；4.国网湖北省电力有限公司武汉公司，湖北 武汉 430010）

0 引言

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［1-2］，系统调节资源缺乏、新能源消纳困难的问题已越来越突出［3］。中国工业企业、商业建筑、充电桩及充电站等用电需求侧蕴藏了巨大的可调节资源［4］，在高比例新能源发电与尖峰负荷日益提高的双重压力下，亟需推动电力系统由“源随荷动”向“源荷互动”转变，充分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［5-9］。截至2022年7月，湖北电网新能源装机达1 848.9万kW、占比20.48%，预计2025 年湖北电网新能源装机将突破4 000 万kW。另一方面，近年来湖北电网负荷增长迅速，特别是度夏、度冬、极端天气期间电力供需形势严峻，充分挖掘利用需求侧资源已成为湖北电网安全稳定运行的迫切要求。为推动湖北电网需求侧资源利用工作取得更好实效，本文在分析湖北电网2022年迎峰度夏负荷资源结构特点、需求响应典型实践情况基础上，提出了当前湖北电网需求侧资源利用的主要问题及下一步技术措施。

1 湖北电网需求侧资源利用现状

从需求侧资源利用的发展历程看，需求侧资源利用方式主要包括有序用电、节约用电、需求响应等。有序用电是在电力供应不足、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。节约用电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经济激励措施做出响应，自主调整用电行为、在特定时段减少或增加用电的需求侧资源利用方式，原则上无政府强制行政干预，受用户自主意愿和经济激励措施的影响较大。

国际上早已就负荷用户与电网的互动模式开展了前瞻性研究［10-14］，国内在弹性负荷接入对电力系统的影响分析［15-16］、电动汽车［17-21］和分布式储能［22-23］及虚拟电厂［24-25］等负荷参与电网运行优化控制方面也做了大量的策略研究和技术储备。“十三五”时期，我国电力需求响应总体呈现快速发展趋势，从2014年局部试点逐步转向省级范围大规模示范应用，为我国能源结构转型、清洁能源消纳、电网安全运行、电力供需平衡提供了有力支撑［26-28］。截至2020 年12 月，全国共有11个省（市）开展了需求响应相关试点工作，单次最高响应容量达402 万kW，有效缓解了电网供需平衡压力。与国内江苏、浙江、上海［29］等需求侧资源开发和市场培育水平较高省（市）相比，湖北电网需求侧资源利用发展目前处于起步阶段。湖北电网近十年未实施有序用电措施，2021 年首次发布需求响应方案并实施5 次小规模需求响应试点，共87 户次用户参与、压降负荷6.39万kW；2022年湖北电网全面升级电力需求响应政策，湖北省能源局于2022年6月印发《湖北省电力需求响应实施方案（2022 年）》（鄂能源调度〔2022〕32 号）。2022年迎峰度夏期间全省电力供需形势空前严峻，湖北电网累计执行19 次削峰需求响应（全网16 次、局部断面3 次），参与用户共5.3 万户次，压降尖峰负荷共4 632 万kW，单次最高响应容量达510 万kW、占湖北电网历史最大负荷的10.5%，是湖北电网首次大规模、长时间利用需求侧资源支撑电力供需平衡的典型实践。

2 湖北电网负荷资源结构及特点

2.1 湖北电网负荷资源结构

2022 年8 月9 日至2022 年8 月23 日，全省连续执行14 轮全网需求响应，2022 年8 月8 日是执行全网需求响应前一天，且该日最大用电负荷4 846万kW接近2022 年全省度夏期间最大供电能力4 861.6 万kW，能客观反映湖北电网度夏真实的尖峰负荷情况，故选取2022年8月8日负荷来分析湖北电网夏季尖峰负荷资源结构及特点，为湖北电网需求侧资源利用及潜力挖掘提供基础。

从午、晚高峰负荷来看，全省午高峰时段（13：00-16：00）平均负荷4 773.42 万kW，晚高峰时段（20：00-23：00）平均负荷4 736.13 万kW。湖北电网2022 年夏季典型午、晚高峰全量用电负荷情况如表1所示。

表1 湖北电网夏季典型午、晚高峰全量用电负荷情况Table 1 Typical summer noon and evening peak loads of Hubei power grid

从各产业负荷来看，午高峰时段，三次产业用户平均负荷分别为28.08万kW、1 959.39万kW、1 387.27万kW，占比分别为0.59%、41.05%、29.06%；城乡居民用电负荷为1 398.68万kW，占比29.30%。晚高峰时段，三次产业用户平均负荷分别为24.21 万kW、1 594.79 万kW、969.79万kW，占比分别为0.51%、33.67%、20.48%；城乡居民平均负荷为2 147.34万kW，占比45.34%。

对比以上数据可知：湖北电网夏季典型午、晚高峰整体负荷几乎相当，但午、晚高峰负荷结构差别显著。相较于午高峰，晚高峰时段第二和第三产业负荷分别下降364.60 万kW 和417.48万kW、两个产业负荷共下降782.08万kW的情况下，居民负荷大幅提升748.66万kW。晚高峰可调控负荷资源严重下降，削峰需求响应执行难度严重提高。

2.2 工业、服务业可调控负荷资源特点

从各工业行业负荷来看，2022年8月8日午高峰负荷最高的14个工业行业，午高峰时段总平均负荷为634.57万kW、占第二产业午高峰总平均负荷1 959.39万kW的32.39%；晚高峰时段，以上14 个行业总平均负荷为578.09 万kW、占第二产业晚高峰总平均负荷1 594.79万kW的36.25%。相较于午高峰，在第二产业晚高峰负荷总下降364.60万kW情况下，在午高峰占第二产业负荷32.39%的14 个负荷最高工业行业，在晚高峰时负荷仅下降56.48 万kW，56.48 万kW 仅占第二产业晚高峰下降总负荷364.60 万kW 的15.49%。对比可知：负荷最高的14个工业行业可作为午、晚高峰可调控的主力负荷资源。

从各服务业负荷来看，房地产业、批发零售、住宿/餐饮、租赁/商务服务等4个含有空调建筑楼宇行业的负荷可调控潜力较大，对经营影响较小的可调负荷（如空调、照明等）占用户总负荷的23%～36%。相较于午高峰，以上4个服务行业晚高峰负荷总下降约150万kW。根据午、晚高峰负荷情况及可调负荷比例，以上4个服务行业在午、晚高峰对用户经营影响较小的可调负荷资源潜力分别约为150万kW、110万kW，可作为午、晚高峰的优质可调负荷资源。

3 湖北电网需求响应执行情况

2022年8月19日湖北全网执行需求响应，执行时段目标压降负荷量为520万kW（超过历史最大负荷的10%）、实际最大压降响应量407.58万kW，是湖北电网2022年迎峰度夏典型需求响应执行日，故通过2022年8 月19 日响应数据来分析湖北电网2022 年迎峰度夏需求响应执行情况。

从各产业响应量来看，第一产业未参与响应，第二、第三产业在执行时段的平均响应量分别为327.43万kW、23.48 万kW，占比分别为93.31%、6.69%，第二产业中工业平均响应量为316.48万kW、占总平均响应量的90.19%，各产业在2022年8月19日需求响应量如表2所示。

表2 湖北电网需求响应典型执行日各产业响应量Table 2 Response quantity of each industry on typical implementation day of demand response of Hubei power grid

从午、晚高峰响应量来看，午高峰期间各产业顶峰响应能力不足，全行业、第二产业、第三产业午高峰平均响应量较执行时段平均响应量分别下降8.64 万kW、4.25万kW、4.39 万kW；与午高峰平均响应量相比，晚高峰顶峰响应能力呈现全行业和第二产业明显上升、第三产业继续下降的态势，晚高峰全行业、第二产业、第二产业中工业平均响应量分别提升20.97 万kW、25.70 万kW、28.63 万kW，第三产业平均响应量下降4.73万kW。

从各行业响应量来看，2022年8月19日需求响应执行时段共有113 个行业参与，各行业响应量呈现聚集效应，平均响应量排前10 的行业都在2022 年8 月8日午高峰负荷最高的14个工业行业之中，以上10个工业行业在需求响应执行全时段、午高峰时段、晚高峰时段总平均响应量分别为247.36万kW、236.10万kW、268.52万kW，分别占对应时段全行业总平均响应量的70.49%、68.98%、73.92%。

通过以上对比可知：第二产业中工业特别是用电负荷高的10个工业行业是需求响应资源的聚集主力，而且在晚高峰顶峰响应能力明显上升。相比于第三产业负荷的可调资源潜力，第三产业中特别是含有空调建筑楼宇的房地产业、批发零售、住宿/餐饮、租赁/商务服务等4个服务行业在午、晚高峰响应量都较低。

4 湖北电网需求侧资源利用的主要问题

通过湖北电网首次大规模、长时间执行需求响应实践过程情况及困难来看，当前湖北电网需求侧资源利用主要面临以下四方面问题：

1）仅通过需求响应方式难以解决长时间、大规模的负荷缺口。湖北电网2022 年迎峰度夏期间连续多日执行削峰需求响应，负荷缺口从50 万kW 逐步攀升至超过500 万kW，需求响应可调控资源已接近极限。随着需求响应连续长时间、大规模开展，企业参与意愿减弱，响应执行率呈明显下降趋势，需求响应执行面临负荷资源压无可压的困境。

2）亟需加快多元可调节负荷资源库建设。目前对各类工业可调节设备和可调节能力未形成“线上化、标签化、体系化”管理，对用户负荷特性、实际可调可控能力等信息掌握不足；目前仅聚集于主要大工业企业的刚性调控方案无法应对今后常态化的需求侧资源利用需求，亟需加快工业企业、园区、办公及商业楼宇、充电站及充电桩、5G基站分布式储能等多元可调节负荷资源库建设。

3）系统支撑能力有待优化。当前负荷压降监测数据延时约为30 min，无法满足供电缺口紧急时刻下负荷压降实时监控需求；系统基线计算能力、执行策略分解、多维度统计分析等功能还需不断优化。

4）技术支撑水平有待提高。负荷特性分析、负荷资源响应特征参数辨识及潜力评估等技术手段不足，缺乏对非居民空调、充电站及充电桩、5G 基站分布式储能等柔性负荷资源聚合调控技术手段，缺乏行业负荷分析、客户画像等重要信息化支撑手段。

5 湖北电网需求侧资源利用下一步技术措施

为推动湖北电网需求侧资源利用工作取得更多实效，针对以上4方面问题的技术措施如下：

1）明确不同需求侧资源利用方式的衔接互补策略及技术方案。针对湖北迎峰度冬及度夏、极端天气等时段电网运行和负荷特性，全面梳理需求响应、有序用电、节约用电等各类负荷资源，明确需求响应、有序用电、节约用电等不同负荷资源利用方式“优先、保底、助力”的启动条件、衔接互补策略及衔接技术方案。

2）加快分区、分层、分级负荷资源库建设。规范基层到户核定重点大工业用户保安负荷、分轮次及各分路可调可控负荷容量，扩大分轮次及各分路的精准可调可控负荷资源池；深入开展办公及商业楼宇、园区、充电站及充电桩、5G 基站分布式储能等快速可调资源摸排，加快对各类快速可调资源的聚合调控能力建设；利用大数据分析、负荷资源潜力评估、客户画像等技术，加快“线上化、标签化、体系化”管理的分区、分层、分级负荷资源库建设。

3）全面提升负荷管理系统应用深度。巩固完善新型电力负荷管理系统一期功能，强化平台负荷资源分析，细分资源所属行业及生产特性，精准判断客户实际负荷控制能力。做好系统二期建设前期准备，加快负荷管理终端升级改造和用户侧控制回路建设［30］，开展智慧能源单元等新型智能终端在需求响应、能效服务、营调协同控制等场景的试点应用及技术验证，不断提升需求侧资源利用的实用化水平。

4）加快需求侧资源利用关键技术攻关及应用。加强自动需求响应技术的研究与应用，加快需求侧资源与电网供需互动响应的潜力评估、模型构建、负荷聚合、信息交互、安全接入、调控策略及调控体系等方面的技术研究及示范应用，提高需求响应的自动化和实时化水平，为需求侧资源参与紧急供需平衡、调峰调频辅助服务及电力市场交易等场景提供技术支撑。

6 结语

为应对新形势下湖北电网在电力供需平衡、安全稳定运行等方面的新挑战，亟需加快挖掘需求侧资源参与电网友好互动能力。结合当前湖北电网需求侧资源利用现状及面临的主要问题，下一步需从资源利用方式衔接互补、资源库建设、系统深化应用和关键技术攻关4方面技术措施推动湖北电网需求侧资源利用工作取得更多实效。