为合理用电,缓解电力供需矛盾「加快电网转型升级」

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中国冶金报 中国钢铁新闻网

本报两会报道组记者 何惠平

“‘十四五’将开启全面建设社会主义现代化国家新征程，电力供需面临新形势，夏季冬季电力负荷‘双高峰’特征更加显著，新能源并网规模不断扩大，局部地区电力供需矛盾依然突出，电力供需平衡压力和新能源消纳困难叠加并长期存在，亟需进一步发挥电力需求响应在保障能源安全供应、保障电力供需平衡、提高电力系统资源利用率的作用。”全国人大代表，天津钢管管加工厂主任电气师李刚在两会期间表示。

他认为，我国当前电力需求响应仍有较大提升空间，还存在3个主要问题：

一是全局性、总体性、统领性的电力需求响应支持政策有待强化。在电力规划方面，电力需求响应仅仅在理念和方法层面作为备选措施，而没有提出明确的定量目标，难以作为约束性措施纳入到整体电力规划体系之中。能源应急保障方面，现行的国家能源安全应急保障体系把重点放在了能源供应能力和储备能力建设方面，对电力需求响应支撑能源安全应急保障的潜力挖掘不够。电力供需协调方面，大规模发展可再生能源，通过电源灵活性改造、储能设施来提高电力系统灵活性，是能源领域实现碳达峰、碳中和的重要途径，但仅仅依靠能源供给侧的发展成本过高，亟需建立通过电力需求响应提高电力系统灵活性的机制和路径。

二是电力需求响应的补贴资金来源和成本疏导机制还不健全。补贴资金方面，需求响应的补贴资金来源以政府财政补贴为主，受到资金总额限制和电力市场建设滞后的掣肘，电力需求响应的规模受到影响，难以支撑需求响应的长远发展。成本疏导方面，虽然国家的电力需求响应办法明确提出电网企业开展电力需求响应工作的合理支出可计入供电成本，但是尚未确立“谁提供、谁受益，谁使用、谁承担”的成本分摊原则，难以调动社会主体投资电力需求响应的积极性。

三是电力需求响应的市场化机制有待进一步完善。市场交易方面，需求响应市场整体处于起步阶段，需求响应资源尚未被视作与发电企业对等的市场主体，难以被纳入各类市场交易的主体范围和交易规则，参与电力市场交易深度不够，难以引导电力用户主动参与。商业模式方面，需求响应目前还处于试点推广阶段，没有形成规模效应和完备的市场机制，获利形式相对单一，需要进一步丰富商业模式，引入负荷聚集商、虚拟电厂等新兴市场主体，提高响应机制的多样化。

基于此，李刚建议：

首先，将电力需求响应纳入能源电力发展规划。充分认识电力需求响应对电力供给侧资源的替代和补充作用，将其视为一种优质的能源电力资源和推动电力供给侧结构性改革的重要手段，纳入到电力发展规划、能源安全应急体系和“碳达峰、碳中和”实施路径的全局，进行统筹谋划和顶层设计，在能源电力规划中明确提出阶段性的量化发展目标和约束考核机制。

其次，完善电力需求响应经济激励机制。建立电力需求响应长效机制，出台电力需求响应资金保障和财政、税收、信贷等金融政策支持，完善峰谷电价、尖峰电价、可靠性电价、可中断负荷电价等价格机制，加快推进需求响应成本纳入输配电价核定政策落实，出台发电上网和电网销售环节联动的峰谷电价联动机制或补偿机制。

再次，创新电力需求响应市场化模式。出台支持政策，通过柔性负荷利用提升电力系统灵活性，完善柔性负荷等需求响应资源参与辅助服务市场、现货市场、容量市场的市场化机制，赋予需求响应资源及其聚合商合格市场主体地位，在保障电力供需平衡、促进新能源消纳、维护市场稳定等方面开展深度应用。

最后，建立极端场景下的紧急型电力需求响应机制。建议明确在极端天气、重大自然灾害、突发公共事件等极端场景和非常规时期，紧急型电力需求响应的实施主体、参与主体，依法确立各方责任义务、资金来源、激励补偿标准。