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可控负荷规模和能源互联网技术

近些年风电光伏等分布式发电发展很快，装机总量快速增长，但可控负荷如智能家居、智能楼宇等分布式储能设备规模的增速较低，规模也很小，不能满足大规模调峰的需要。此外，需求响应所必需的能源互联网技术还有一些需要完善的地方，特别是在我国，还缺乏试点项目和运行经验。

建议

改进电价机制

应提前和尽早进行相关理论研究，适时开展试点和示范项目，逐步打破完全固化的上网电价和销售电价，增加其弹性和灵活性，并实现二者的互动；在电力交易市场建立之前就要考虑到需求响应机制的引入，消除管制和运行规则上的各种障碍。

加快推进电力交易市场的建设

加快电力市场建设步伐，对分时电价、直接负荷控制、可中断负荷等手段进行改进，并引入关键峰荷电价、实时电价、紧急负荷响应、需求侧投标等机制手段。到市场逐渐成熟后，可考虑引入更加灵活的市场手段。最终形成以容量市场、需求侧投标市场和辅助服务市场三大市场为载体的市场局面，以改进后的实时电价、峰谷分时电价和关键峰荷电价为调节手段，以直接负荷控制为支撑手段的需求侧响应体系。

大力发展和规划“可控负荷”

大力发展新型“可控负荷”并进行规划。大力挖掘、引导、发展需求侧的“可控负荷”,如智能充电设备、家用电器、充电汽车、电热设备等;对于那些不重要、不严重影响生产质量与生活质量的负荷,交由配电网进行用电容量调节或投切控制,使之成为配电网的可调资源。

将分布式发电与电动汽车等家用可储存电能设备的规划和使用结合起来。未来，电动汽车电池可以与配电网的充电站建立充放电关系,在一定程度上利用电动汽车的空停时间承担配电网的频率调节、功率调节、能量调节作用。配电网要对此进行超前规划。

加大能源互联网技术的研发和推广力度

需求响应技术涉及先进计量技术、电力负荷管理技术、远方通信技术和智能控制技术、数字传输技术、智能电网技术，这些技术都是能源互联网技术的组成部分。当前国际性的自动需求响应技术的研究、应用和推广仍然在探索过程当中，在我国更是处于起步阶段。虽然已经有了一些试点工程，但在客观上我国需求响应应用的技术条件还较为缺乏，有关自动需求响应的技术的应用极为有限。另外，需求响应实现的技术模式和方法还未标准化，无法解决需求响应技术、产品或系统之间的通用和互换问题，增加了实施需求响应项目的成本，不利于自动需求响应技术的推广。国家应加大科研投入，扩大试点范围，在推进智能电网的建设中，带动需求响应科学技术的同步发展。

积极培育市场主体

依据电力体制改革9号文的精神，配售电业务逐步放开，鼓励高新园区和经济技术开发区，以及节能公司进入售电业务领域。这些公司在开展售电业务的同时将很有可能成为综合的能源服务集成商，向客户提供需求响应服务。北京市电力需求侧管理城市综合试点工作中还开创了“需求响应负荷集成商”，将某些具备需求响应能力的电力用户集中在一起，作为整体参与需求响应，并代理相关商务事宜的服务机构。主要负责管理需求响应用户，建立自身可转移负荷资源能力，承担需求响应转移负荷量，协助用户实现控制、计量改造，制定需求响应策略并指导用户执行响应等工作。负荷集成商和用户确定可调峰能力后，签订需求响应协议，政府可根据实际转移负荷量予以需求响应奖励或资金支持。这样的需求响应负荷集成商可利用能源互联网技术，把分布式的需求响应资源集成进入电力市场。各地政府应积极鼓励这类新型的市场主体的发育和发展。

激发地方政府的积极作用

国家正在进行低碳城市试点、新能源示范市试点，应把需求响应与这些试点融合，而不是单独进行需求侧管理试点。政府应建设需求侧信息和能源低碳的集成平台，通过公开信息，促进需求响应市场的发育和电力市场的发展。鼓励各级地方政府结合上海、北京、苏州和佛山等城市的需求侧管理试点经验，更广泛地开展需求响应试点或推广成功经验，要依托互联网技术建设在线监测体系和需求响应公众服务平台，并综合运用补贴政策、价格政策等，对在高峰时段主动削减负荷的用户给予经济补偿。（本文刊载于《中国电力企业管理》2016年8期，何继江系清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任，谭小英系国务院参事室特约研究员）

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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