理顺电力市场与需求响应的两个逻辑关系_焦点观察

理顺电力市场与需求响应的两个逻辑关系

(资料图片仅供参考)

来源：中能传媒研究院 作者：詹智民1 汤旸1 刘翊枫1 叶泽2

（1.湖北电力交易中心有限公司 2.长沙理工大学）

2017年国家发展改革委出台的《电力需求侧管理办法（修订版）》（发改运行规〔2017〕1690号，以下简称1690号文），提出“各地应扩大需求响应试点实施范围，结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场。支持、激励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，提供有偿调峰、调频等服务，逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡”。2021年我国电力供求出现紧平衡状态。2022年国家提出电力“保供稳价”，各省按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，制定和实施电力需求响应办法，并取得了明显的成效。相比于需求响应，电力市场是实现电力供求平衡特别是电力保供的根本形式。两者有共同的目标、实施主体和作用机制。正确认识电力保供的经济规律特别是电力市场与需求响应之间的逻辑关系，对进一步做好电力保供及电力市场和需求响应两项具体工作都有重要意义。

一、电力市场与需求响应之间的关系

（一）问题表现

1.电力市场与需求响应的时序关系

目前绝大多数省（市、区）年度电力市场交易实施方案、现货市场交易规则和电力需求响应实施办法中都没有明确两者的时序关系，这种关系不仅从电力市场交易组织的角度非常重要，而且影响和决定两者的功能定位。除个别省（市、区）外，目前两者整体上处于独立或并列运行状态。电力市场通过交易机构组织更大范围市场主体参与和体现价格信号的短周期交易包括现货市场实现保供，而需求响应则通过相对独立的平台，如省级政府相关部门管理的电力需求侧管理平台、智慧能源服务平台甚至省级电力公司面向用户的信息服务平台等组织，将特定时间市场主体发、用电负荷变化结果通知电力公司，并通过独立资金来源给予用户补偿。这种关系状态既不符合1690号文提出的“推动将需求响应资源纳入电力市场”的要求，也不利于电力保供整体工作的运行。

2.电力市场价格与需求响应补偿标准的大小关系

在电力短缺或者过剩的特殊情况下，电力市场价格理论上应该按用户电力失负荷价值或发电企业失出力价值形成，这样可能出现暂时性极高电价和极低电价（包括负电价）。由于多种原因，目前我国各省（市、区）电力市场中长期分时段交易价格和现货市场价格基本限制在0～1.5元/千瓦时的范围内，只有省间现货市场价格可以在0～10元/千瓦时范围内变化，个别省级电力现货市场价格变化在0～5元/千瓦时的范围内变化。如果把省间现货市场价格上限即10元/千瓦时认定为电力短缺情况下根据用户电力失负荷价值确定的合理电价水平，可以看出，目前各省电力短缺情况下电力市场价格并没有达到合理水平。反观需求响应的补偿标准，虽然各省差异很大，但是总体上明显高于电力市场价格水平。如某省规定“日前响应原则上1天不多于2次，每次持续时间不低于1小时，每日累计时间不超过4小时，响应补贴标准最高为20元/千瓦时”。这样将补偿标准折算成电量电价，即补偿标准最高为5～20元/千瓦时。这个补偿标准明显超过1.5元/千瓦时左右的电力市场最高价格。

（二）逆反效应

1.削峰响应的逆反效应

在电力短缺情况下，参与需求响应的用户原本应该在电力市场中承担合理的稀缺电价，比如5元/千瓦时甚至更高电价，并且可能在这个电价水平下减少或者转移相应的负荷需求，从而不需要启动需求响应，或者可以减少需求响应的负荷规模。但是，现在却因为市场价格限制在相对较低水平（如1.5元/千瓦时），用户在维持用电需求并参与需求响应的情况下，可以按5～20元/千瓦时的标准获得补偿。这种机制会诱导有负荷弹性的用户不通过电力市场削峰填谷，而是维持或增加电力短缺时的负荷需求，甚至不理性地期望电力短缺发生。部分省（区、市）规定实际负荷响应率在120%～150%的部分按有效响应电力乘以0.8倍进行补贴，超出150%部分则不予补贴，在一定程度上证实了这种逆反效应的存在。

2.填谷响应的逆反效应

在电力供给过剩（如午间新能源出力高峰）的情况下，如果电价反映发电企业失出力价值不够，电价该低不低，限制在零电价而不允许负电价产生（新能源发电企业在0.2元/千瓦时补贴情况下的最低合理电价为-0.2元/千瓦时），通过需求响应补贴用户用电解决消纳问题的同时，也不利于发电企业通过多种技术手段优化出力曲线，调整或控制过剩时段出力，同时还不能通过发电企业合理降价实现社会福利最大化。此外，因为相对有利于发电企业，还会导致发电企业在过剩时段增加出力，使新能源消纳更加困难等。

二、需求响应原理及国外相关经验借鉴

（一）需求响应原理及主要形式

1.需求响应是解决电力供给经济性与可靠性两难问题的有效方式

电力工业资本密集与电力负荷需求尖峰化及不确定性的特征，客观地产生了满足用电需求的经济性与可靠性的两难选择问题。高可靠性供电必然产生相对更大的投资和运维成本，形成很高电价；较低可靠性供电会形成相对更低的投资和运维成本，产生更容易接受的供电经济性和价格。供电可靠性与供电成本或价格的这种非对称关系如图1所示，这样，电力保供本质上是电价与可靠性水平的组合选择问题。可靠性成本如果不由国有电力企业或国家承担，就只能由高负荷时段甚至电力短缺时段用电的用户承担。在用户数量多、用电负荷特性信息（包括电价与可靠性需求与效用信息）组合不对称且经常变化的情况下，在激励相容约束条件下吸收用户参与或选择是最有效的方式。比如用户在获得补偿后减少或转移尖峰时段的负荷需求，只要补偿水平低于减少或转移负荷对应的投资与运维等成本。不同可靠性需求的用户的理性选择会形成同时有利用户和电力系统的“双赢”效果。

图1 供电可靠性与成本或价格变化的非对称关系

2.需求响应的两种类型及具体形式

国外从用户响应动机的角度将需求响应分为价格型需求响应和激励型需求响应两类。价格型需求响应的主要形式有分时电价、尖峰电价和实时电价等。激励型需求响应的主要形式有直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、紧急需求响应和容量或辅助服务计划等。按照这个分类，目前我国电力市场属于价格型需求响应，而需求响应则属于激励型需求响应。这个分类揭示了电力市场与需求响应的内在联系，也为两项工作的有机整合提供了思路。

（二）协调电力市场与需求响应之间关系的国外经验

国外电力市场与需求响应之间经历了从先后或主补关系到一体化融合的转变过程。需求响应是美国在电力市场改革后，针对需求侧管理如何在竞争市场中充分发挥作用以维持电力系统可靠性和提高市场运行效率而提出来的，因此，需求响应最初作为电力市场的补充，叠加在电力市场上发挥作用。随着电力工业发展（如新能源比例增加等），电力系统经济可靠运行对需求弹性提出了更高的要求，使电力市场与需求响应逐渐融为一体。美国联邦管制委员会（FERC）2008年发布了719号法令，允许需求响应参与电力市场竞价；2011年发布745号和755号法令，要求每个区域输电组织或独立操作系统（RTO/ISO）支付需求响应资源公平的市场出清价格；2020年发布专门针对需求侧资源利用的2222号法令，推动包括需求响应在内的需求侧资源通过聚合的方式参与电力现货市场。目前，美国主要电力市场的需求响应占峰值负荷的比例达到了5%～12%。如在美国加州电力市场，有用电弹性的公用事业和负荷聚合商直接参与日前、实时和辅助服务市场，通过减少负荷和补偿水平的组合投标反映其用电弹性，对市场运行和调度给予最优的反应，需求响应已经成为加州电力市场的有机组成部分。

（三）处理电力市场价格与需求响应补偿标准大小关系的国外经验

理论上，需求补偿标准应该等于市场价格。在电力短缺特殊情况下，当市场价格高于补偿标准时，用户认为补偿标准偏低而不中断负荷需求，使用买方市场势力迫使电力供求平衡责任者提高补偿标准；当市场价格低于补偿标准时，市场主体愿意提供超过系统需要的可中断负荷，电力供求平衡责任者可以选择报价更低的用户响应，使补偿标准与市场价格相等。

实际上，由于情景不同等原因，国外电力市场价格与需求响应补偿标准呈现出相同的高度相关性。根据美国加州独立操作系统（ISO）市场监管部2022年发布的《2021年需求响应问题和绩效报告》，2021年美国加州电力日前市场不同时间需求响应投标价格分布如图2所示。图中横坐标表示时间，激励型需求响应全年仅发生在7月9日等7天，每次有公用事业和第三方参与需求响应投标，其中公用事业参与又分为可靠性需求响应资源（RDRR）和代理资源响应（PDR）两种类型。纵坐标表示投标减少的电力负荷。图中各色块表示投资价格或激励型补偿水平。可以看出，图中主要色块为暗红色，这个色块表示995美元/兆瓦时及以上价格，而目前加州电力市场价格上限为1000美元/兆瓦时。由于电力短缺情况下电力批发市场交易价格一般会达到上限，可以认为加州需求响应补偿标准与电力市场价格基本相等。

图2 美国加州日前市场需求响应投标价格分布

三、相关政策建议

（一）明确目前电力市场与需求响应之间的先后关系

目前各省（市、区）实施的需求响应基本上都是激励型需求响应，而且主要针对削峰和填谷两种情景，特别是电力保供下的削峰情景。电力市场属于价格型需求响应。在两种需求响应类型中，电力市场或价格型需求响应机制是经济理论和国内外电力市场改革实践中已经证明的解决电力供应经济性与可靠性内在矛盾的主要途径，应该优先发挥电力市场引导资源优化配置的作用，并在供求不平衡情况下通过价格信号实现经济与可靠性兼顾的科学平衡的能力和作用。对于市场机制发挥作用后仍然存在的电力缺口，引入科学的激励型需求响应机制。建议在维持“需求响应优先，有序用电保底，节约用电助力”的电力保供原则的前提下对“需求响应优先”做进一步补充说明，如“价格型需求响应优先，激励型需求响应配合”，或者直接提出“电力市场优先，需求响应配合，有序用电保底，节约用电助力”。

（二）引入电力失负荷价值定价完善电力市场价格形成机制

高需求响应补偿标准和低市场价格的组合表面上能够在“稳价”的前提下“保供”，实际上，高需求响应补偿标准是对的，但是，如果高可靠性用户的市场价格按低可靠性用户形成，参与需求响应的高可靠性用户在没有承担可靠性成本的情况下却获得了与可靠性成本相当的补偿，这种利益机制会诱导形成更大的削峰需求，间接地增加“保供”难度。为避免这种逆反效应，必须根据经济规律，按照用户电力失负荷价值或发电企业失出力价值形成电力短缺或过剩时的市场价格，制定相应的价格上、下限，释放特殊情景下准确的市场价格信号，发挥电力市场引导市场主体实现供求平衡包括电力保供的根本作用。事实上，非系统原因引起的电力短缺的持续时间很短，比如一年内10小时，即使产生10元/千瓦时的稀缺电价，对全年市场交易价格的影响也只提高约0.76%(（10÷1.5）×（10÷8760））。如果再综合考虑供求过剩时出现的低电价甚至负电价，允许电力市场电价在供求不平衡情况下按经济规律形成的全年平均电价，不一定比目前限制供求不平衡状态电价的全年平均电价更高，能够“保供”同时也能“稳价”，并且在长期内用形成的资源优化配置效益降价。但是，按经济规律形成的电价却可以更好地引导市场主体优化发用电行为，比如在电力短缺时由于有高电价引导用户削峰填谷，不需要使用激励型需求响应，可以产生资源优化配置效益，并节省需求响应激励费用。从这个意义上讲，目前的激励型需求响应补偿标准正在倒逼电力市场价格形成的科学化。从政策角度看，与其支付补偿费用激励用户削减负荷，不如补贴用户直接响应电力市场。建议政府用激励型需求响应的补偿费用补贴承担稀缺电价的用户。

（三）逐步把需求响应整合到电力市场体系中

根据1690号文“推动将需求响应资源纳入电力市场”的要求和国外需求响应经验，建议逐步把目前激励型需求响应整合到电力市场体系中。

首先，把目前需求响应实施平台统一到各省电力交易机构平台上。省级电力交易机构组织需求响应，既符合国家相关文件要求，也有相应的技术条件，有利于更有效地实施电力保供。目前，广东电力需求响应已经由电力交易机构组织实施。

其次，促进负荷响应资源直接参与市场，形成需求响应的市场化补偿机制。与电力市场价格形成机制相比，目前各省需求响应补偿类型多，标准差异大，缺乏科学或规范的形成机制；补偿资金来源没有体现“谁受益、谁承担”原则，个别省还根据资金来源决定补偿标准。需求响应提供者以适当的形式直接参与市场获得收益，同时解决了补偿标准形成机制和补偿资金来源两个问题。山东省需求响应补偿标准中电量补偿标准按现货市场价格决定，贵州省补偿标准上限根据需求响应启动时电力市场价格水平相机决定，这说明了需求响应补偿标准按电力市场价格形成的合理性和可操作性。

再次，通过整合需求响应资源提高电力市场体系和机制建设水平。随着新型电力系统建设的推进和社会用电需求的不确定性增加，电力系统经济可靠供电的内在矛盾将越来越大，客观上需要更多负荷响应资源参与。根据国外电力市场和需求响应经验，需求响应除通过可中断负荷等能够有效解决电力短缺问题外，还特别适合在辅助服务市场、容量市场中发挥作用。把目前激励型需求响应资源系统整合到电力市场中，既有利于电力市场体系和机制建设，也能够拓展需求响应资源的应用空间，增加其经济价值，为解决电力供给的经济性与可靠性两难选择提供新的有效途径。

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