8月14日，一則四川省經信廳與四川電力公司聯合發布的《關于擴大工業企業讓電于民實施范圍的緊急通知》，再次引爆對電力保供的熱議。邁向新型電力系統建設過程中，保供電永遠是底線任務。但是隨著異常天氣增多，電力供應可能遭受更大的風險，提升負荷側靈活性，建立完善的需求響應機制更顯迫切。

一、異常天氣致多省缺電

今年夏天，罕見熱浪襲擊我國多省（市），四川、陜西、湖北、安徽、江蘇、浙江等地連續多日出現40至43℃高溫天氣，多地打破有氣象記錄以來當地氣溫的最高紀錄。極端高溫天氣導致電網負荷激增，保供電問題再一次成為社會關注的焦點。

高溫天氣疊加干旱，給水電占比較高的南方省份帶來雙重影響。據統計，今年7月份以來長江流域降雨量較常年同期偏少4成，長江干流及洞庭湖、鄱陽湖水位較常年同期偏低4.7～5.7米，很多水電站庫容出現了“汛期反枯”的罕見現象。南方各省夏季高峰用電歷來依賴水電大發，全流域“喊渴”加劇了各省缺電的問題，水電大省四川也遭遇電力緊缺。

2021年底四川水電裝機達8887萬千瓦，占比為77.7%；火電裝機達1825萬千瓦，占比為16.0%；風電裝機為527萬千瓦，占比4.6%；太陽能發電裝機為196萬千瓦，占比1.7%。進入7月以來，四川省遭遇60年一遇的極端高溫天氣，用電負荷多次創歷史新高。而上游降水較往年下降明顯，水電庫容嚴重不足，外省煤入川運力也不足，造成電力供應面臨電力、電量的硬性不足，四川迎來最艱難的迎峰度夏保供季。


8月14日，四川經信廳《緊急通知》要求，由于當前電力供需緊張形勢進一步加劇，從8月15日至20日，對四川電網有序用電方案中所有工業電力用戶實施生產全停，讓電于民。該力度的生產全停體現了保民生用電的無奈之舉。后續除非天氣轉涼以及來水突增，用電緊張情況仍難緩解。

二、電力保供的氣候風險顯著增加

去年缺煤，今年缺水，應對頻發的極端異常天氣，讓“新型電力系統”建設的開局兩年略顯“尷尬”。在近年國內外多次缺電危機中，全球氣候變化帶來的異常天氣起了至關重要的影響，異常天氣的不可預測性可能成為電力保供和能源安全的最重要風險因素，不能不慎重對待。

以往，電力可靠供應很大程度取決于對于未來發用電平衡情況、電網狀況的預測，基于可能出現的預測偏差以及“N-1”（考慮可能發生的設備故障）情況留好備用和安全裕度以應對緊急情況。確定合理的安全裕度本質上是一個概率問題，安全裕度越大，電力系統發生事故的概率越小，但電網投入將顯著增加；反之亦然。

但隨著全球氣候變化加劇，以前普遍認為概率小到不足以考慮的極端天氣變得頻發，即概率上的肥尾效應越發明顯。而異常天氣帶來的影響將遠遠超過“N-1”量級，如此次全流域水電站缺水，如極寒天氣風電停機，還有龍卷風也許能將一個通道內的多條輸電線路全部刮斷等。極端氣候造成的影響遠不能用“N-1”覆蓋，這是一個極度復雜的“N-n”故障問題，當前尚不具備對該問題進行預測與防控的能力，因為未來會發生什么只有天知道。

同時新能源的反調峰特性，增大了電源側的隨機波動，加劇了電力系統安全運行的不確定性。當前發展可再生能源的浪潮，可能使氣候風險的影響面擴大，水電尚不能抵擋異常天氣的影響，幾乎沒有調節能力的新能源更不足恃。盡管未來具體會發生什么難以預測，但增加電力系統調節能力和充裕度水平，是提升抗風險能力的整體方向。

三、完善的需求響應機制更顯迫切

（一）高比例新能源的電力系統急缺容量充裕度

常規的電力系統調節方式主要是發揮電源側的調節能力，而我國國情決定了煤電在調節中的主要作用。在能源綠色低碳轉型的大背景下，盡管去年以來我國出臺了多項支持煤電發展的措施，但要實現“雙碳”目標，長遠來看煤電的逐步降低是大勢所趨，常規電源投入不足可能造成新型電力系統極度缺少容量充裕度。

盡管在發展新能源過程中獲得了一定的電量，但新能源的可靠容量幾乎為零，本質上講新能源僅能替代存量（在可調電源已覆蓋的供電能力下獲得一定電量，造成可調電源發電利用小時降低），但難以有效保障增量負荷的可靠供應。高比例新能源的電力系統中要獲得一定的容量充裕度，自然要發展儲能設施，以使增量新能源電量與儲能容量覆蓋新增負荷可靠供應要求。

但因為異常天氣頻繁出現，不僅需要配置日內調節的儲能，也需要配置跨月甚至跨年的儲能裝置，將使全社會付出昂貴的代價。當下，新能源僅配置小時級儲能設施已很大增加新能源的度電成本，使新能源發電不具有經濟性。

相較新能源的不可控性，建立合適的負荷側響應機制顯得更加可靠，而且成本更加低廉。總歸發生缺電的最后一道措施都是負荷控制，為何不通過合理的利益疏導，使之成為普遍的調節方式呢？普遍的、被合理引導的需求響應，預示著電力系統發用電平衡發展到一個新的階段。

（二）認識需求響應的價值

需求響應如果簡單地認為是一種調峰服務，就會低估其價值，需求響應作為削峰行為，跟新建發輸變電設施一樣提升了電力供應的充裕度，而其成本則低廉得多。由于電力系統中的發用電設備尖峰特性越來越強，充分利用靈活性負荷的響應對沖負荷尖峰，成為邊際成本最優的調節方式。

據粗略計算，滿足1kW終端新增負荷的全系統投資（包括發電、輸電、變電、配電環節）達到10000元以上，而一年中超過全網最大負荷95%的用電時段僅不到100小時。考慮全成本，通過設備投資滿足尖峰負荷需求，每千瓦年總成本大約為1000元（按20年折舊，資金成本及其它成本按5%粗略計算）；而采用需求響應的成本極低，因為尖峰小時利用小時數低，如果削減5%的尖峰負荷，每年帶來的電量損失影響也很小。所以，通過需求響應節約電力系統投資以及保障電網供電安全的效果明顯。

正是因為需求響應在新型電力系統中的重要價值，國家高度重視需求響應的發展。國務院印發的《2030年前碳達峰行動方案的通知》（國發〔2021〕23號）中要求：“至2030年，省級電網基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力”。今年3月22日，國家發改委、能源局發布《“十四五”現代能源體系規劃》，也高度重視電力系統靈活性的建設，在發展目標中明確提出：到2025年，電力需求側響應能力達到最大用電負荷的 3%～5%。將需求響應的發展提升到整體能源體系建設的重要方面，這在以前的能源五年規劃報告中未曾出現過。

（三）需求響應的當下與未來

需求響應日益成為提升電網調節能力的一項重要工具，南方、華北等多個區域級別的新版“兩個細則”中，將可控負荷、虛擬電廠作為平等并網主體，可參與電力系統輔助服務獲得補償；廣東等省份出臺了市場化需求響應細則，廣東省需求響應通過市場化交易，按交易周期對響應電量和響應容量付費，電量補償方面最高可獲得3.5元/kWh的補償，較為真實反映了需求響應的價值。

1.存在的問題

整體而言，負荷側調節方面，很大程度仍依賴政策性的“有序用電”，通過市場交易或補償機制促進自主響應的實踐仍不普遍。筆者認為完善需求響應激勵機制仍存在以下問題：

一是用戶側調節能力分散，規模效應較小。除工業用戶具有規模化的調節能力外，一般負荷調節能力較小，不足以越過參與響應的門檻。且激勵價格標準較低時，參與響應的收入很少，響應意愿不足，將呈現出較寬的響應“價格死區”。

二是需求響應機制實踐經驗少，未形成統一標準。各個省、市在需求響應方面的政策差異性很大，包括：激勵方式不一，有的按照響應次數進行激勵，有的按能力進行年付費，有的按響應電量進行激勵；激勵標準差距較大，最大標準差異達到5-10倍；經費來源不一，很多地方將需求響應作為電網公司的專項工作，從專項費用中劃撥。

三是需求響應的數字化手段欠缺。負荷側數字化技術應用不足，需求響應要參與電網調節，需要作為并網主體與調度機構進行互動，以及參與對聚合商指令的合理執行，負荷側的感知、通信、控制技術都需進行較大程度提升。

2.未來發展建議

未來，需求響應要成為保障電力系統安全運行的一層重要保障，仍需完善激勵機制，促進用戶的普遍參與：

一是擴大資金池來源。深入認識需求響應的普遍意義，突破當前僅靠專項資金支持的限制，使之與電力輔助服務市場并軌，合理將需求響應費用分攤至電源和用戶側。

二是形成普遍性的市場交易或補償機制。由于需求響應具備增強容量充裕度和移峰填谷作用，建議參照廣東市場，按照激勵調節容量和調節電量的多層級市場，建立合理的競爭機制，以提升需求響應的能力，促進用戶的廣泛參與。

三是合理聚合，逐步降低參與門檻。鑒于單一用戶調節容量較低，售電公司、能源服務商等主體通過聚合用戶形成規模效應參與需求響應。隨著需求響應機制的完善和能源數字化技術的提升，逐步降低需求響應參與門檻，允許更廣范圍內的多個電力用戶進行聚合，形成成熟的商業模式。

作者：王康 來源：奇點能源 責任編輯：jianping