随着新型电力系统建设的推进，电力需求侧参与电网互动的相关管理机制与技术手段建设成为焦点。尤其是近两年来受到一次能源价格波动和极端气候的影响，国内多个省份在迎峰度夏期间出现了较为严重的限电，为新能源占比逐渐提升的新型电力系统供需平衡敲响了警钟。
5月19日，国家发改委修订发布了新版《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，制定了更高的负荷控制范围和能力目标，提出了具体的管理要求和措施，引入了更多类型的市场主体和交易品种，以更加市场化的方式激励用户侧参与电网平衡调节。与此同时，国家电网、南方电网已布局开展电力负荷管理中心和新型负荷管理系统建设工作，并已具备一定规模的负荷柔性控制能力。截至目前，国内多个省份陆续颁布了需求响应、虚拟电厂相关交易规则，华北、西北等区域和广东、浙江、江苏、上海等省市已开展了用户侧主体参与需求响应和调峰的具体实践。大工业用户、储能、充电桩、通信基站等多类型资源通过为电网提供削峰或填谷服务获得补偿收益，诸多发电集团和资源型、平台型企业纷纷基于自身禀赋和优势开展虚拟电厂建设以抢获先机。
诸多国家政策、地方实践、电网规则、主体行为，不免让人眼花缭乱。本文基于笔者团队近年来在负荷聚合与虚拟电厂建设运营方面的实践经验，尝试厘清新型电力系统建设背景下电力需求侧管理机制与技术手段的协同关系，解析挖潜用户侧应对供需平衡的核心问题。
需求侧参与电网互动的驱动链条
当前需求侧管理的实践仍以试点示范为主，真正走向常态运行、成功论证商业模式并能够让负荷聚合商有持续稳定盈利空间的案例仍不多见，用户侧资源的调节潜力还尚未被广泛挖掘和发动。究其根本，核心原因在于电网平衡调节需求与用户侧资源禀赋的匹配与连接逻辑仍未理顺：
一是在新型电力系统建设背景下，电网作为代理买方，到底需要什么样的负荷调节能力？
二是种类繁多、特性各异的用户侧资源作为卖方，其调节能力有哪些评价维度、适应哪些电网运行场景？
三是如何设计交易体系实现不同尺度的电网需求和用户侧资源调节能力之间的合理匹配与价值激发？
新型电力系统运行
对用户侧调节能力的需求
随着新能源占比提升，电力系统供应能力“看天吃饭”的现象将愈加严重，叠加国际形势和一次能源价格波动影响，电源侧调节能力波动性和不确定性都将大大增加，挖掘和储备用户侧互动调节能力是极具经济性的电网供需平衡保障手段，即电网企业作为代理买方，采购用户侧资源提供的调节服务。
新型电力系统运行面临不同时间尺度的平衡问题。由于气象与人类活动均具有年、日双周期波动性和随机性特点，新型电力系统供需平衡也存在跨季/月长周期、跨日中周期、日前短周期、日内超短期与实时平衡控制等不同时间尺度的矛盾，上述矛盾在电网调度现行管理方式下，体现为对年、月、周、日前、日内和实时尺度下的发/用电调节能力需求。具体到用户侧而言：
一是年尺度下，需要负荷资源实现跨季节/跨月负荷灵活转移，或在度夏度冬、新能源欠发期间长时间（可能长达数月）削减用电负荷的调节能力，以应对缓慢但变化幅度大的可预见性电力需求变化，保障电力系统整体供应的充裕度。
二是月/周尺度下，需要负荷资源实现跨周/多日负荷灵活转移，在工作日/周末/节假日轮动或新能源多日波动期间随电力系统平衡需求灵活增加或减少用电负荷的调节能力，以和火电、水电的多日调节能力形成补充，应对临时性的供需平衡矛盾。
三是日前/日内尺度下，需要负荷资源实现跨小时级负荷转移、削峰填谷，以弥补火电启停灵活性短板和供应能力不足，满足电网日内调峰与安全运行控制需求。
四是实时尺度下，需要负荷资源提供分钟级/秒级的上下调节能力，以满足新能源大量接入后不断上升的电网调频需求。
用户侧参与调节应当由电网平衡的本质需求作为根源驱动，电网需求通过交易机制形成价格信号，进一步由具备相应调节能力禀赋和可接受的调节成本的负荷侧资源进行响应，这个逻辑的核心是合理的经济激励与合适的资源匹配。经济激励的幅度来源于电网需求的迫切程度和负荷资源的可替代/竞争程度，而资源与需求的匹配程度一方面看禀赋、一方面看成本，经济激励和资源匹配存在交织关系。电力用户的主要任务是开展生产和服务，其用能曲线与生产过程和社会要素存在不同程度的耦合，导致负荷的调整将引发安全、经济、社会成本或风险，需要通过供能形式、设备工艺或商业模式的升级进行协调。当经济回报高于协调成本时，用户侧的调节潜力才能被充分激发并形成可信赖的调节能力，持续满足电网需求。
用户侧调节能力的
评价维度和适用场景
用户侧资源种类繁多、特性各异，作为调节能力的卖方，不同类型的资源参与不同时间尺度的电网互动，各有其先天的优劣势。为了更加清晰地审视各类用户侧资源与电网需求场景的匹配程度，有必要形成一套用户侧资源调节能力的评价体系，从不同维度对资源调整能力属性进行表征。
控制能力维度
首先应关注的是用户侧用电设备的数字化基础控制能力。
其一，根据功率控制的连续性，可分为曲线型和开关型。曲线型可实现一定功率区间内的连续调节，可参与现货、辅助服务等连续调节的交易品种；开关型通常通过回路、设备的投切实现功率的阶梯式调节，适合参与需求响应、可中断负荷、调峰等功率需求相对恒定的交易品种。
其二，根据用电设备是否具备EMS/DCS系统，可分为自动控制型和人工控制型。自动控制型可根据功率控制指令自动完成多级设备的关联调控，控制难度较小；人工控制型必须借助人工操作各类开关或阀门，控制难度较大。
其三，根据EMS/DCS系统是否具备对外接口能力，可分为直接控制型和间接控制型。直接控制型可自动通过接口接收控制指令并完成调节，响应速度较快；间接控制型需通过人工中转输入指令，响应速度较慢。
用户侧资源的基础控制能力决定了其适合参与的互动场景，控制自动化程度越高，越适合参与控制型的交易品种（如现货、辅助服务），否则仅适合参与邀约型交易品种。
技术参数维度
响应能力技术参数是最为常见的评价维度，通常包括调节容量、持续时长、调节速率、响应时间、调节精度等。这些参数从电网需求角度提出，描述的是负荷资源聚合后对外等值的结果。然而从聚合内部看，除了需要关注各类分散对象的上述参数外，还需要考虑设备级的调节可靠性、功率连续性和恢复灵活性。
除典型参数外，调节可靠性、功率连续性和恢复灵活性不同，负荷资源适合参与的电网互动场景也不同。简单而言，调节可靠性越高、功率连续性越好、恢复灵活性越差，越适合参与控制型的交易品种（如现货、辅助服务等）；调节可靠性越低、功率连续性越差、恢复灵活性越强，越适合参与邀约型的交易品种（如日前、日内需求响应）。
激励方式维度
按照激励方式不同，业界通常将需求侧响应分为基于价格和基于激励两大类。结合国内的具体实践扩展来说，可分为以下几种情况：
第一种是自主调节型：电力用户用电成本占比较高，直接参与电力批发市场或与售电公司有较强的利益共享关系，电力批发市场价格信号能够穿透至该用户，使其有动力自主根据电力现货市场交易价格的波动调整用电行为。
第二种是额外激励型：电力用户用电成本占比相对较高，但电力现货市场价格峰谷差不足以弥补其调节成本、或者批发市场的价格信号无法穿透至该零售用户，需要通过需求响应、辅助服务等专门品种实施额外激励。
第三种是保底控制型：在政策要求下与电网公司签订了需求响应协议并接入新型负荷管理系统，以电力安全保供为核心目的，承诺提供高可靠性的负荷控制能力，可同步参与市场化交易品种并可能因具备电网直控能力而获得响应优先权。
用户侧天然能够参与自主调节型响应，但激励力度有限；通过额外激励能够进一步挖掘用户侧调节能力，但实施效果仍无法保证。因此，在电力保供的首要目标下，国家政策要求推进新型负荷管理系统建设，形成最大用电负荷20%以上的保底控制能力。
分布特性维度
按照用户侧资源在地理空间上的分布广度，可分为集中型、分散型两类。
第一种是集中型：以大型工商业负荷为主，如园区、工厂、楼宇、能源站等。此类资源的优势是单体响应能力强、控制可靠性高，劣势是各个单体相对独立、互补空间小、聚合接入的标准化程度较低。集中型资源的调节潜力空间巨大，是未来用户侧与电网互动的主力。
第二种是分散型：具有广域覆盖属性的分布式用电主体，如通信基站、加油站、充电桩、换电站（柜）等。此类资源通常单点用电量不大、调节能力有限，但是一个区域内往往布点密集且同属一家企业管理，可以实现规模化接入，以面的优势弥补点的不足，是天然可聚合的分布式资源。
集中型、分散型资源所能提供的调节能力本身对电网而言没有本质区别，但其可实现的控制方式有决定性的差异。集中型资源单体大、数量小，电网可在资源侧加装终端接入新型负荷管理系统生产控制区，获得高可信的监测计量信息和高可靠的控制通路，在短期控制型交易场景中（现货、辅助服务）较有优势。分散型资源由于点多面广，加装专网终端成本巨大，通常由资源运营方或负荷聚合商建设虚拟电厂平台后，通过加密网关接入电网互联网区再逐层穿透到生产控制区接收调度指令。平台对接方式使得计量和控制可信度下降，且过长的通信链路将降低调控可靠性和响应速度，使得此类资源在控制型交易场景中处于劣势。
外因耦合维度
用户侧资源的主要任务是开展工业生产和商业服务，其用电行为的调整必然会对生产过程和社会要素产生影响。按照用户侧资源与外界因素的耦合程度，可分为以下几种情况：
第一种是无耦合：相对独立可控的供能设施与工商业生产生活耦合较小或无耦合，如分布式光伏、储能、自备电厂等，可实现与网供电之间的灵活切换从而改变用户关口负荷曲线，通常只影响经济成本，没有安全和社会方面的成本或风险。
第二种是松耦合：生产工艺流程中存在储电、储气、储冷、储热、储料环节，依靠中间存储环节可在基本不改变输出工况的前提下调整电力输入，仅影响生产工序中的前后环节且影响程度较小、不易被感知，安全和社会风险较小。
第三种是强耦合：电力负荷直接影响工业生产或商业服务质量，通常不能实施干预或只能在有限的时空尺度下实施干预。
耦合程度越高，调节难度和可能发生的风险越大，负荷聚合商需要付出的调节成本就越高。
通过上述五个维度，可对用户侧资源的调节能力及其实现难度进行评价。不同类型资源的调节成本、难度和可能引发的风险差异较大，使其愿意参与电网互动的价格激发门槛也有所区别。新型电力系统运行对不同时间尺度调节能力的需求紧迫程度决定了价格信号，价格信号将引导调节成本、难度和风险合适的用户侧主体作为供给方积极参与，当这两者取得平衡时，就是用户侧互动的理想和健康状态。
用户侧参与电网互动的交易体系
明确了电网的需求和用户侧资源的调节能力特征，剩余的任务就是匹配和激发。电网在不同时间尺度的需求、用户侧资源能够提供的调节能力需要以不同的交易品种为载体进行撮合和发现，从而构建一个整体的交易体系。
从时间上看，用户侧互动以日前、日内的交易品种为主：
年尺度下，电网需要跨季/月的调峰能力。在这个尺度下，用户侧资源可发挥的能力空间十分有限，必须依赖集中式电源或储能设施填补这一需求。在年度交易环节，应主要考虑通过容量型交易品种为用户侧提供收益预期，激励用户侧具备且保障提供所承诺的调节能力。
月/周尺度下，电网需要跨多日的调峰能力。部分具备储料环节的工业负荷可具备一至两周时长的负荷转移能力，可通过电能量交易实现价差套利。除此以外，仍可通过月/周交易确定可中断负荷备用容量。
日前/日内尺度下，电网需要跨小时的调峰能力。大量用户侧资源适合提供小时级负荷转移能力，根据其资源特性禀赋不同，可选择参与日前日内邀约需求响应、现货电能量、调峰辅助服务、备用辅助服务等交易品种。
实时控制尺度下，电网需要分钟级/秒级的快速调节能力。仅有少量用户侧资源能够满足实时调节性能要求，可参与调频辅助服务市场。
从价值上看，用户侧资源可提供容量型、能量型、功率型调节服务：
容量型：在年、月、周、日尺度下提供调节能力的保障性承诺，获得容量（备用）补偿收益，并在实际调用时获得调用收益。
能量型：日前、日内参与电能量现货市场、需求响应、调峰辅助服务，获得削峰填谷的自然收益或者额外补偿。
功率型：实时提供调频辅助服务，获得容量与里程补偿。
上述不同的交易品种存在协同配合关系，尤其是日前、日内尺度下，用户侧资源可以通过电能量、需求响应、调峰等多种交易品种出售调节能力，但不同交易品种核心定位有所区别，因而用户侧参与的管理和技术门槛也有所差异。在现货市场限价严格的当下，需要设置需求响应和调峰辅助服务品种作为应对高峰电力缺口和低谷新能源电力冗余的额外补贴手段。各省的削峰需求响应补贴价格通常在1至5元/千瓦时之间，在迎峰度夏期可为电力保供起到较为有效的激励作用。西北、华北调峰填谷补贴价格通常在0.2至0.5元/千瓦时之间，可在一定程度上促进新能源消纳。除了价格区间差异外，需求响应、调峰辅助服务交易品种与电能量批发市场的一个重要区别是更为注重对零售用户所提供的调节服务的直接采购和结算，负荷聚合商的权责利被明确界定出来甚至被压缩在一定范围内。相对而言，电能量批发市场的价格信号穿透需要售电公司自行设计和实施商业模式，因此不容易达到理想的效果。
总之，由于用户侧资源构成复杂，其潜力的挖掘必将经历一个较长的过程，但这一定是“双碳”目标和新型电力系统建设实践道路上最有吸引力和想象空间的风景之一。
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