中国储能网讯：2023年5月19日，国家发展改革委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》（下称《需求侧办法》）和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》（下称《负荷办法》）。

在电力负荷持续增长，发用两侧形态明显变化，电力市场化改革加速推进的新形势下，此前的电力需求侧与负荷管理办法已难以适应新要求。在现行政策和地方实践的基础上，两份征求意见稿新增了需求响应相关内容，明确了需求响应和有序用电的界定方式，并提出以信息化手段加强负荷资源的监测和调控。

《需求侧办法》首次在国家层面提出需求响应的定义、相关主体职责和运作模式，并明确“谁受益、谁承担”的原则，为各地加快发展市场化需求响应和构建全国统一电力市场奠定基础。

新形势呼唤新政策

“十四五”以来，我国用电负荷快速增长，冬夏两季负荷双高峰特征日益明显。此外，风电、光伏等新能源大规模并网，其间歇性、随机性、波动性特征对电网稳定运行造成了较大挑战，负荷侧可调节资源的重要性凸显。

近年来，分布式新能源、电动汽车、独立储能等负荷侧资源类型不断丰富，负荷聚合商、虚拟电厂运营商等新兴市场主体逐步出现，负荷侧资源参与系统调节的能力进一步提升。

2011年发布的《有序用电管理办法》主要提出以行政手段降低高峰时期用电负荷，2017年发布的《电力需求侧管理办法》（修订版）则是在电力供需总体供大于求和可再生能源消纳问题突出的背景下拟定的，这两份政策已不适应当前及未来我国电力发展的新要求。

本次政策修订结合“双碳”目标、新型电力系统和电力市场化改革的新形势，增加需求响应措施，细化有序用电要求，并提出建设新型电力负荷管理系统。

重视需求响应

两份征求意见稿都新增了需求响应章节。

“十二五”以来，国内多地探索发展需求响应，截至2022年底，已有二十余个省（区）、市出台需求响应实施方案。由于电力市场建设进度不一，缺乏统一的政策指引，全国需求响应的实施效果存在差异，需求侧的调节能力有待进一步释放。

《电力需求侧管理办法》（修订版）提出在可再生能源富集的地区试点开展需求响应，主要目的是促进可再生能源消纳。此次修订的《需求侧办法》明确了需求响应的定义，即在出现短时电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况下，通过经济激励为主的措施，引导用户自愿调整用电行为，实现削峰填谷和促进可再生能源消纳。

《负荷办法》提出，需求响应执行程序一般包括响应启动、邀约确认、响应执行、过程监测、效果评估、结果公示、资金发放等。电力运行主管部门组织电网企业根据电力供需情况启动实施需求响应，或委托电网企业灵活组织实施。电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统开展市场主体资格审核、响应邀约、过程监测、效果评估等工作。

在负荷侧资源类型多元化的背景下，《需求侧办法》提出纳入更大范围的响应主体。在电力用户方面，各类经营性电力用户均可参与需求响应，具备响应能力的非经营性电力用户也可逐步参与。在新兴主体方面，《需求侧办法》鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车等主体参与。

在接入方式上，《需求侧办法》提出，售电公司、虚拟电厂运营商等电力需求侧管理服务机构聚合多种需求侧资源，并以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，培育用电服务新业态，提高电力系统的灵活性。

成本疏导一直是各地开展需求响应的难点。《电力需求侧管理办法》（修订版）提出，地方政府可设立电力需求侧管理专项资金用于需求响应补贴等，资金可来自电价外附加征收的差别电价收入、其他财政预算安排等。但随着需求响应规模逐步扩大，多地遇到资金来源单一、资金规模有限等问题。在建设电力市场的背景下，广东、浙江等地已探索以市场化方式获取可持续的资金。

《需求侧办法》提出，建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过尖峰电价等手段提高经济激励水平。

有观点认为，在政策层面明确市场化的资金来源，一方面能减轻各地开展需求响应“资金难”的顾虑，另一方面有利于需求响应实现常态化运行。

为进一步挖掘需求侧资源的调节能力，《需求侧办法》提出，全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行。具体而言，参与需求响应的各类主体可常态化参与电能量和辅助服务市场交易。同时，具备条件的需求响应主体可通过市场化方式提供系统应急备用服务，也可参与容量市场交易或纳入容量补偿范围。

《需求侧办法》提出，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。

厘清需求响应和有序用电

《负荷办法》和《有序用电管理办法》最大的区别在于新增了需求响应的内容，丰富了电力负荷管理的内涵。同时，《负荷办法》明确了需求响应和有序用电的边界，提出有序用电是在提升发电出力、需求响应、应急调度等措施后仍无法满足电力电量供需平衡时才采取的行政措施。

需求响应作为有序用电的前置条件已被多地写入需求响应实施方案。从全国层面明确“先市场、后行政”的要求，有利于各地在开展负荷管理工作时引导用户自主调整用电行为，提升电力调节的弹性。

《负荷办法》对采取有序用电措施进行了更严格的规范，提出不得以国家和地方节能目标责任评价考核的名义对用能企业、单位等实施无差别的有序用电。

在能源数字化智能化和建设新型电力系统的背景下，《负荷办法》新增了“系统支撑”章节，提出建设新型电力负荷管理系统。

《电力需求侧管理办法》（修订版）对电力负荷管理系统有相关表述，提出“电网企业应通过电力负荷管理系统开展负荷监测和控制”。《负荷办法》细化了系统建设的目的和要求，体现了对利用信息化手段开展负荷监测调控的重视。

《负荷办法》提出，新型电力负荷管理系统是用于对电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台。各级电力运行主管部门指导新型电力负荷管理系统建设工作；电网企业负责系统建设、负荷管理装置安装和运行维护、负荷管理措施执行和分析等工作；电力用户、电力需求侧管理服务机构配合实施负荷管理工作；能源监管机构对系统安全进行监督管理。

征求意见稿对负荷监测和控制能力也提出了更高的要求。《电力需求侧管理办法》（修订版）提出，电网企业的负荷监测能力要达到当地最大用电负荷的70%以上，负荷控制能力达到当地最大用电负荷的10%以上，100千伏安及以上用户全部纳入负荷管理范围。《需求侧办法》提高了对负荷控制能力的要求并扩大高压电力用户的纳入范围，提出负荷控制能力逐步达到最大用电负荷20%以上，各地10千伏（6千伏）及以上高压用户应全部纳入负荷管理范围。