清洁能源消纳背景下的重庆电网需求响应实践

冯丽，李俊，刘波

（重庆电力交易中心有限公司，重庆400014）

0 引言

随着能源生产和消费的发展，调整能源消费结构、推进节能减排势在必行。水、风、光等清洁能源对我国降低温室气体排放、发展低碳经济的积极作用和效果愈加显现。如何将清洁能源消纳与电力消费关联起来，构建清洁低碳、安全高效的能源体系是一项重要工作。电力市场化改革实施以来，市场主体对提高效率、降低成本、优化配置等需求越来越高。近几年市场化交易中发电侧引入竞争，电网侧优化运行，推进了效率的提升并降低了用户成本。由于源-网-荷是一个闭环整体，相互依存又相互影响，为了形成源-网-荷间的正向激励和反馈，需要从负荷侧引入相应的竞争和引导激励措施，促进整体效益的提升。

需求响应（Demand Response，DR）是以电力市场的价格及激励机制为基础的供需互动的电力消费模式，有利于促进价格信号的释放，实现用户和电网的有效互动。目前对于DR 的交易机制、调度运行和效益分析等方面都已有了众多的研究成果，并推动市场化商业模式的逐渐形成［1-3］。文献［4］分析了可响应需求侧不同占比对电力系统灵敏性的影响，提出了不同阶段电力市场需求侧响应项目的交易模式；文献［5］分析了未来能源互联网中自动DR 的关键问题；文献［6］分析了微电网参与削峰填谷的经济性收益；文献［7-8］初步探讨了DR 在零售市场的几种应用形式；文献［9］研究了基于用户行为学的DR。上述文献均主要讨论实施DR 的技术条件，还未涉及DR 的实际实施。文献［10-11］介绍了国内首家大规模DR 实施的情况：国家电网江苏省电力有限公司搭建了基于负荷柔性调控的DR 友好互动平台，建立了动态季节性尖峰电价政策，2016 年创造了单次响应量3 450 MW 的负荷削减效果。现阶段国内DR 大多是基于错峰限电的需求侧被动管理模式，缺乏自主响应［12］，DR 项目主要依靠政策补贴，尚未将DR 与实际电力市场相结合。这在一定程度上限制了DR 的发展，也不能准确反映DR 的实际成本［13］。文献［14-15］分析了用户负荷特性和价格敏感度的DR 潜力，提出了现金奖励、积分、折扣激励机制和基于回报的DR。

本研究根据重庆电网负荷特点，在考虑用户DR 能力的基础上，建立基于清洁能源消纳的DR 机制，并对重庆2019 年首次开展DR 的相关工作实施情况进行了总结，提出了下一步的工作和研究方向。

1 基于清洁能源消纳的电网需求响应机制

1.1 需求响应实施背景

从用电结构看，近10 年来随着产业结构调整，重庆第二产业用电量占全社会用电量的比重已下降至60.0%左右，第三产业和居民用电量的比重分别上涨至20.0%和18.0%。第三产业和居民生活用电量中，变频空调、电动汽车、充电站等用电占比持续增大，使得重庆电网负荷具有弹性和柔性调节的潜力。一是夏季空调负荷占比已达50%左右，但具备负荷响应条件的空调设备较少，需要进行大量柔性调控改造；二是市内电动汽车已达约4.6万辆，在渝充电设施运营商达到60 余家，合计建桩1.4 万余个，国家电网重庆市电力公司的市场占比约13.0%，全市智慧车联网平台对电动汽车和电动桩可实现数据跟踪和分析，负荷聚合运营系统可引导调整充电负荷；三是已放开进入市场的大工业用户不再执行分时电价（占重庆工商大工业用电量70.0%），需要通过市场化方式引导用户调整生产。

受用电结构变化和电价政策影响，重庆电网平均峰谷差率上升至39.5%（全国平均33.0%），平均负荷率则下降到81.9%（全国平均87.0%），全年最大负荷利用小时数4 220 h 左右，降幅高达980 h，并且超过电网最大负荷95.0%的持续时间平均约为13 h，仅占全年用电小时数的0.3%左右。此外，夏季部分时段电网会出现供应短缺的情况，且每年缺口将逐步扩大，导致重庆电网供需不平衡和调峰矛盾突出，且电网设备运行效率降低。现阶段电网公司主要依靠发电机组提供调峰服务来满足电网运行要求，调节方式单一。因重庆燃煤发电企业平均发电利用小时数一直维持在3 000 h低位，频繁进行深度调峰和启停调峰进一步加大其运行成本。电网企业和燃煤发电企业都亟须用电负荷侧调整用能模式来提升运营效率。

从清洁能源消纳角度看，重庆电网每年清洁能源消纳量占其购电总量约55.0%，但受电网调峰困难影响，仅依靠燃煤发电企业调整出力难以进一步消纳四川低谷弃水电量。

近年来，国内DR 试点以工业用户为主，针对中小用户的应用较少，但后者已逐渐成为关注重点。分布式储能、电动汽车等的可调能力有利于提高用电负荷的快速调整和精准调节，这成为新兴市场主体参与DR 业务的结合点。2019年，重庆在DR 设计中充分考虑省间购电能力、负荷和需求侧资源调节能力，兼顾政府、电网公司、负荷集成商、工商业用户和发电企业等参与方的诉求，调动各方参与积极性，充分利用省间交易低价清洁能源优势，在国内创新开展以省间增购电价差收益作为补贴资金来源，引导用户参与DR 试点工作，包括低谷电增量交易和基于车联网的绿电交易试点，实现负荷移峰填谷改善电网运行。

1.2 售电主体代理参与机制

由于用户和DR 资源数量众多，响应能力参差不齐，当前售电侧放开下的电力市场还处于初期建设阶段，难以实现集中市场独立报价的交易方式，因此需要通过中间机构来进行代理整合。DR 需要实现电网企业与用户或售电主体间的DR 信号互通，面对众多中小用户，较好的信息沟通方式是通过中间售电主体来实现资源汇集和统一的能效管控，同时需要构建满足互动要求的网络交互平台。

国家电网重庆市电力公司采取的售电主体代理交易机制见表1。售电主体（包括售电公司和充电运营商等）与市场主体（包括电力用户和需求侧资源）通过双边交易明确提供削峰或填谷服务方式，市场主体按照约定执行并得到激励补偿，售电主体根据“个性化”交易合同实现利益共赢。售电主体在交易过程中对用户和需求侧资源进行削减能力评估，整合集中市场资源实现容量聚集，向市场主体传递市场政策和电网信息，组织市场主体实现负荷控制。售电主体的参与降低了电网企业直接面对并处理用户及需求侧资源的复杂程度，起到了优化市场资源配置的作用。

表1 售电主体代理机制Tab.1 Agent mechanism of electricity sellers

1.3 省间清洁能源消纳与需求响应闭环运作机制

开展DR 的关键点之一是提供足够的资金激励，通常是依赖于政府的行政补贴。但由于补贴来源不固定且金额不足，难以保障DR 的持续开展。重庆采取电网省间增购电的方式，即在电网公司保障优购用户低价电之外，考虑送受省电力供需、输电通道和重庆电网运行实际等情况，通过省间发电权交易方式从四川及西北地区方向以市场化方式获取清洁能源资源，利用省间购电价格和电网平均购电价格的价差收益建立清洁能源DR 资金池，用于补贴成功参与DR 的市场主体（包括电力用户、发电企业等）。

交易过程中，电力交易中心负责交易的组织和认定，完成清洁能源与燃煤发电企业的发电权转让及补贴，向市场成员发布电网信息和价格信号。电力用户和售电主体按交易约定执行负荷调整并获得收益。由此形成了跨区清洁能源消纳与用户DR闭环运作机制，如图1 所示。通过交易提升了市场主体电能管理效率和收益，促进了DR 的市场化运作。

图1 DR闭环运作机制Fig.1 Closed⁃loop operation mechanism for DR

2 电网需求响应实践案例

国家电网重庆市电力公司以网内低谷电增量交易、电动汽车绿电交易积极促进消纳四川水电电能，试点期间共计实现省间清洁能源消纳电量规模47.00 GW·h，创造效益1 700万元，减少标准煤燃烧1.36 万t，减排CO24.51 万t。

2.1 低谷电增量交易

2019年7—9月，国家电网重庆市电力公司组织市内年用电量高于5.00 GW·h 的工商业用户参与低谷电增量交易，采取月度交易方式组织电力用户申报“填谷”电量需求，月度可滚动调整需求。低谷电增量认定标准如图2所示。

以首次交易前1 年丰水期每日的23：00 至次日07：00 时段Td内的谷段电量月平均比例Rb为基线，在基线基础上实际减少的谷段比例ΔRd所对应的谷段电量被认定为增量电量QΔ，按式（1）—（3）计算可得出相应获得的购电价格补贴。

式中：ΔRd为月度谷段电量比例变化值；Rr为月度实际谷段用电比例；Rb为谷段用电基线比例；QΔ为月度低谷实际增量电量，kW·h；Qd为历史月度低谷用电量，kW·h；Q 为历史月度用电量，kW·h；SΔ为市场主体可获得补贴，元；ΔP 为省间购电价格和电网平均购电价格的价差，元/（kW·h）；k为激励系数。

图2 低谷电增量认定标准Fig.2 Identification standard of increased volume of off⁃peak electricity

采取激励机制促进电力用户做好用电负荷预测和有效调整用电，用户的ΔRd达到其交易申报量40.0%～120.0%范围，均可按照分档激励系数得到相应的价格补贴。同时，因促进消纳清洁能源，燃煤发电企业也可获得适当补偿。

2019 年试点3 个月，共70 家电力用户实现了低谷电增量约2.10 GW·h，用户谷段用电比例平均提升了约3百分点，为DR 资金池提供了478 万元。其中，低谷电增量交易市场主体获得电价补贴收益365 万元，剩余资金还用于重庆主动移峰负荷DR试点工作，解决了政府行政补贴资金不足的问题。

2020年，国家电网重庆市电力公司在2019年基础上将交易时间延长到4 个月，对交易申报量的偏差范围扩大到30.0%～150.0%，吸引了更多用户参与交易。2020 年58 家电力用户实现低谷电增量55.15 GW·h，相关市场主体获得645万元收益。

电力用户通过交易获得了补贴收益，提高了其对低谷电增量交易的感知度，也逐步推动树立用户曲线化交易和参与电网互动的意识。同时，试点中也允许拥有自备电厂的电力用户参与交易，促进自备电厂参与电网调峰。通过低谷电增量交易减少了水电低谷弃水，提高了清洁能源消纳能力，长期来看有利于逐步改善电网运行特性。

2.2 基于车联网的绿电交易

2019 年，国家电网重庆市电力公司依托智慧车联网平台开发建设负荷聚合运营系统，引导调度电动汽车充电负荷，枯水期定向消纳西北地区的风、光扶贫电能，丰水期消纳四川水电电力，实现了电力交易平台与车联网平台贯通，如图3 所示。国家电网重庆市电力公司作为国家电网公司首批基于车联网的绿电交易综合示范点和首家落地实施点，将绿电资源引入至市内充电市场，由负荷聚合商聚合各类电动汽车负荷，以电价优势激励电动汽车用户参与响应，优化电动汽车充电负荷运行方式，以负荷聚合来提高可调度的电动汽车充电容量，增加电动汽车在电网负荷低谷时段充电电量，并实现清洁能源在发电企业与电动汽车用户之间的上下游贯通。

图3 基于车联网的绿电交易的信息交互Fig.3 Information interaction in green electricity trading based on Internet of Vehicles

在2019 年进行的试点中，重庆10 家充电运营商共计872 个充电桩参与交易，充电设施额定功率占比达60.0%，通过省间清洁能源消纳实现绿电充电电量26.00 GW·h。试点用户高峰时段充电电量比重由原来的67.0%降至27.0%，低谷时段充电电量比重由原来的13.0%上升至39.0%，共计产生900 余万元经济效益，用户获得效益约300 万元。通过交易消纳了更多清洁能源，减少弃水，电动汽车用户、充电运营商和聚合商获得经济效益，提升低谷用电比例，实现社会效益最大化。

3 思考和建议

目前国家正在推进落实“互联网+”“人工智能、物联网、区块链等新型基础设施建设”等战略计划，新一轮能源革命与数字革命相融并进。大数据、云计算、物联网、人工智能等新技术的广泛应用，将深刻改变电力市场形态。分布式电源、储能、电动汽车、负荷聚合商、综合能源服务商、虚拟电厂等新兴主体的广泛接入，打破了传统供电模式。DR 作为新兴主体参与电网互动的一种市场行为，改变了固有的电力消费模式，其在竞争市场中的作用正在被重新认识。通过价格信号和激励机制发挥需求侧资源在市场中的作用，对平衡供需关系、提高能源效率、增加系统灵活性、延缓电力基础设施投入具有重要意义，也是适应电力市场发展的必然要求。

电网负荷的DR 能力与负荷的类型、用户用电方式以及季节、天气等因素密切相关。因此，需求侧资源潜力的发挥可能会受多重因素影响。推动DR 市场化发展需要精细化DR 管理，考虑不同DR资源的来源，开展DR 资源动态聚合分析、用户行为预测、构建DR 资源交易框架，完善需求侧资源成本、交易效益等经济指标，使系统的总成本最优化。

现阶段应继续完善和建立长效的DR 激励机制及辅助服务分担共享机制，提高用户参与积极性，发掘更多DR 补贴资金可获取方式，保障DR 的可持续性。一方面，需要细化研究负荷基线的制定原则，避免基线过高导致补贴费用高昂，或基线过低导致用户面临参与DR 的风险并降低参与电网互动积极性；另一方面，开展虚拟电厂、车联网等项目的试点和推广应用，扩大交易参与范围，进一步研究自动DR 技术的应用，挖掘用户侧调节潜力并进行聚合优化，实现供用双方的互动，促进清洁能源消纳。

下一步应积极探索能源互联网框架下各类新兴主体和居民用户参与市场交易的方式，创新零售市场管理机制和商业模式。未来将以负荷聚合商、用户、技术服务提供商等为市场主体，依托智能电网优势，应用物联网、区块链［16］、大数据分析等技术，充分挖掘需求侧资源和用户的参与积极性，建立DR 和零售市场框架，丰富DR 业务内涵和电力交易品种。

4 结束语

如何提高用户侧可控负荷比例、引导用户合理用电、提高电网及电源整体运营效率，是一项重要任务。国家电网重庆市电力公司试点通过开展以价格激励引导和鼓励用户调整生产、电动汽车调整充电时间等方式实现削峰填谷，为探索DR 激励机制和交易方式，通过增购电收益以市场化方式解决DR 补贴资金来源，以及建立清洁能源市场化消纳机制等提供参考。后续需进一步发掘负荷侧的DR资源，对负荷设备、电动汽车以及分布式能源等DR资源参与电力市场运行的机制、策略、系统开发等进行深入研究，细化研究需求侧资源削减潜力评估和补偿激励机制，鼓励用户开展精细化负荷互动和实时DR，实现各类市场主体高效、便捷地参与DR业务。