完善价格机制和交易机制 利用市场化方式激励“源网荷储”资源参与调节

编者按

近年来，国内外深入开展“源网荷储”协同互动应用实践，在技术体系、市场机制、政策支持方面积累了宝贵经验，对我国深化“源网荷储”协同互动实践、提升电力系统灵活性、助力建设能源互联网，具有重要借鉴意义。

“源网荷储”互动降低能源转型综合成本

能源革命要求从“源网荷储”各环节提高电力系统的灵活调节能力。随着能源革命深入推进，我国新能源装机快速增长，区外来电比例日益提高，负荷峰谷差持续拉大，尖峰负荷持续时间逐步缩短，电力系统实时功率平衡对灵活调节能力的需求提高。但是，当前主要通过传统电源无偿调节、煤电灵活性改造、抽水蓄能、电网侧储能、跨省跨区互济等电源侧和电网侧资源予以应对。“十四五”期间，一方面，我国新能源消纳、电网调峰调频、电网安全运行等将面临更大压力和挑战；另一方面，电动汽车、储能、智能家居、负荷聚合商、综合能源、虚拟电厂等负荷侧新业态蓬勃兴起，为“源网荷储”互动提供了潜在可调节资源和市场机遇。因此，亟需转变“源随荷动”的传统模式，通过“源网荷储”互动提高电力系统灵活性。

“源网荷储”互动能够调动全社会灵活性资源，降低能源转型的综合成本。“源网荷储”互动的本质是：通过先进信息通信技术和多元协调控制技术等智能电网集成创新技术，综合利用激励机制、价格机制和市场机制，广泛调动“源网荷储”各环节灵活性资源，深度参与电网调峰、调频和备用，转变“源随荷动”的传统模式，实现“荷随源动”“荷随网动”“源随源动”和“源随网动”的互动模式，最大化利用全社会海量分布的灵活性资源。在特高压直流故障、省内大电源缺失、全网正负备用不足、调峰能力不足、尖峰负荷激增等情景下，“源网荷储”各环节可调节资源参与电力系统调节，提高新能源消纳能力，提高电力供需平衡能力，推迟电源装机和配套电网建设，实现电网安全稳定、经济高效运行，服务用户经济、优质和可靠用电，降低能源转型的综合成本。

“源网荷储”互动已积累大量成熟经验

一是强化技术标准引领和智能化技术应用，实现“源网荷储”资源协调控制。

在技术标准制定方面，欧盟发布了智能仪表、通信设备等制造规范和标准；美国、日本发布开放式自动需求侧响应国家标准或接口规范；澳大利亚实施空调、热水器、水泵等需求侧响应接口强制性标准；国内则颁布实施了需求侧响应系统通用标准，但自动需求侧响应、负荷控制调节等标准仍需加快制修订。

在智能化技术应用方面，欧盟各国推广智能电表、智能能量盒和家电“即插即用”系统，提高负荷设备控制和决策响应能力；美国加州电网运营商利用智能逆变控制器双向调节风电场功率，使其具备调峰调频能力；日本利用互联网技术为发电站、储能系统、屋顶光伏、分布式风电等设备分配IP地址，并通过能量路由器灵活调配电力；国内部分地区开展了负荷聚合控制技术示范应用，实现分散式空调、热水器、电开水炉和洗衣机等负荷的聚合控制。

二是完善价格机制和交易机制，利用市场化方式激励“源网荷储”资源参与调节。

在价格机制方面，英国、法国、芬兰较早采取分时电价，鼓励用户参与需求侧响应；英格兰、威尔士、瑞典、挪威开展需求侧竞价，抑制了负荷尖峰；澳大利亚虚拟电厂运营商参与市场交易获利后，以30%折扣价格向聚合用户出售电力，分享“源网荷储”协同互动红利；我国建立了峰谷电价、尖峰电价和激励补偿机制，部分省区探索了需求侧响应的机制，但受制于分时电价机制缺失，自主响应的路径还不畅通。

在市场交易方面，英国、法国、德国、美国需求侧资源可参与电能量市场、辅助服务市场和容量市场；日本建立“负瓦特”市场机制，引导用户节电降低负荷并在市场中出售获益；澳大利亚需求侧响应可参与批发市场竞价和调频市场；国内京津唐、江苏等少数地区储能已可参与调峰市场，江苏、山东探索了需求侧响应单边竞价模式，但需求侧响应还无法参与能量市场和辅助服务市场。

三是制定政策和行业规则，为“源网荷储”资源参与调节提供有力支持。

在政策制定方面，欧盟设立了公共效益基金支持需求侧响应技术应用和市场建设，需求侧响应达最大负荷的4%；美国出台政策将需求侧响应上升为国家行动，部分州的需求侧响应达最大负荷的20%，18个州实施了系统效益收费制度，在电价中加收2%-3%费用支持需求响应；日本实施能源革新战略和日本再兴战略，为虚拟电厂技术提供补贴，计划2030年需求侧响应达最大负荷的6%；国内稳步推进火电机组灵活性改造，完善电力辅助服务补偿或市场机制，要求需求侧调峰能力占最大负荷的3%，负荷控制能力占最大负荷的10%。

在行业规则方面，法国、德国完善市场规则，降低门槛，鼓励需求侧实体参与市场；美国、丹麦立法支持需求侧资源可等同发电资源，参与电力批发市场；澳大利亚立法激励零售商与发电厂签订合同或直接投资调节资源、与用户签订需求侧响应合同；在国内，山西要求煤电机组灵活性改造容量与新能源装机匹配，河南支持电网企业需求侧响应补贴纳入输配电价核定。

技术、市场、政策仍有完善空间

近年来，国内外结合电网实际需求，借助先进技术，利用灵活市场机制，完善政策措施，在“源网荷储”协同互动方面做了很多实践，取得一定成效。如针对电力供需平衡问题，利用市场机制调动灵活调节电源、跨区调节容量和需求侧响应资源加以解决；针对电网安全稳定问题，通过市场机制调动储能参与调频、补贴激励精准控制毫秒级可中断负荷加以解决；针对可再生能源消纳和电网调峰问题，通过跨区电能交易、平衡市场、分时电价等市场化机制加以解决等。

从国外经验看，各国强调标准引领和智能化技术应用，以能效管理带动负荷侧资源利用业务发展，“源网荷储”资源深度参与电能量市场和辅助服务市场，强化市场机制和政策支持，以稳定的政策和收益预期推动“源网荷储”技术应用和市场培育。虽然我国出台了尖峰电价、补贴激励、有偿调峰等政策，初步探索了需求响应竞价机制，但实时需求侧响应和精准负荷控制技术应用还处于示范阶段，缺乏用户侧资源参与能量市场和辅助服务市场的机制，煤电机组灵活性改造、新能源储能等约束性政策以及补贴资金渠道有待进一步优化。建议下一步在“源网荷储”技术体系、市场机制和政策支持等方面进一步完善提升。

在技术体系方面，一要推动建立负荷侧资源利用技术标准。强化政府、行业和企业协同，加快建立“源网荷储”相关终端设备、通信接口、并网运行和控制等技术标准，打通负荷设备、采集终端、负荷聚合商、虚拟电厂系统、电网调度系统、交易系统之间的数据和控制通道，实现负荷资源可观可测、可控可调的闭环集约管理。

二要持续深化可调节负荷精准控制技术应用。目前我国仅少数地区实现了秒级和毫秒级负荷精准控制。需进一步推动负荷监测系统、负荷聚合平台、负荷自治控制终端建设，深化负荷聚合调控和精准预测技术应用，提高负荷调节的精度，为可调节负荷参与电力交易和辅助服务提供技术基础。

三要深入开展能源数字技术应用和综合能源服务。发挥能效管理市场的导入作用，通过负荷管理平台，利用能源大数据技术，加强用电数据分析，刻画用户行为和画像，提供能效管理等综合能源服务，提高用户收益，激发用户参与“源网荷储”互动的积极性。

在市场机制方面，一要深化支撑“源网荷储”互动的市场机制设计。将需求侧响应、虚拟电厂等资源纳入中长期、现货和辅助服务市场。完善辅助服务补偿机制，动态优化调整辅助服务最高限价，提高收益水平。加快衔接省间和跨省辅助服务市场。现货市场成熟后，电能量市场融合调峰辅助服务市场作用，优化配置“源网荷储”调节资源。

二要逐步健全负荷侧资源辅助服务竞价机制。初期，设置独立的负荷侧资源辅助服务市场，由负荷侧资源主体间参照标杆价格开展竞价，引导低成本市场主体积极参与，培育市场认知度。后期，随可调负荷资源广泛参与，逐步实现发电侧、负荷侧资源同台竞价，形成统一完整的辅助服务市场。

三要建立常态化实时需求侧响应容量激励机制。针对实时需求侧响应资源制定年度保底容量认定规则，对常年保持有效在线水平的实时需求侧响应负荷资源，按认定保底容量执行常态化年度激励，按实际调控响应量执行单次响应激励，提升负荷资源实时响应参与积极性。

四要建立需求侧响应参与清洁能源消纳的交易机制。按照“谁受益、谁出资”原则，尖峰电价资金池仅用于削峰需求侧响应激励。针对填谷需求侧响应，建立清洁能源消纳交易机制。由新能源发电商按需发起邀约报价，负荷侧资源响应执行后，按成交价获得相应激励。

在政策支持方面，一要积极争取政策持续提升电源侧调节能力。加快出台煤电机组灵活性改造促进政策，积极探索年度煤电机组灵活性改造容量与新增新能源装机容量、煤电发电利用小数挂钩，推动煤电机组通过技术改造实现最小出力低至30%的深度调节能力。出台新能源联合储能项目优先建设和并网的支持政策。

二要积极争取政策持续提升负荷侧调节能力。出台政策支持有条件地区尽快构建占电网最大负荷5%的需求侧响应资源库。探索尖峰电价、偏差考核、跨省购售结余、政府专项补贴等资金渠道，鼓励有条件地区将电网企业需求侧响应补贴纳入输配电价核定，加快推动负荷侧资源聚合形成规模化应用。

（作者均供职于国网能源研究院）