如何缓解电力高峰供需压力，一直是电力行业面临的棘手问题。今年夏天，罕见的极端高温天气又给这个“老问题”铺上了一层更复杂的底色。

“这是电力供需矛盾加剧下的痛点，也给推进电力市场化改革创造了良好时机。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利对第一财经表示。

今年入夏以来，受持续性大范围高温天气、经济恢复增长等因素影响，全国用电需求持续走高。同时，由于来水偏枯，水电出力不足，导致电煤供应保障持续面临较大压力。

(相关资料图)

短期的高温终将过去，但应有更好的机制来化解“老问题”。这样，面对潜在的下一个极端天气，相关方面才能更加从容应对。

王永利表示，今年2月以来，国家有关部门就多次把能源保供和迎峰度夏工作提上了日程。除了（电）发得出、送得上，最终还要落实到用户侧“用得好”。今年极端高温天气下，前两者已经做得比较到位。不过，如何合理调节用户侧需求，挖掘用户侧的资源潜力，达到社会效益和经济效益最大化，仍然具有较大提升空间。

电力的“需求响应”

近期的高温旱情，加剧了电力供需的短期性和局部性矛盾。

入夏以来，国家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高。为做好迎峰度夏工作，越来越多的省市结合电网运行和负荷特点，鼓励削峰填谷、负荷聚合商等参与需求响应。

“需求响应”是电力发展进入新阶段后，从需求侧解决电力供需平衡的新手段。不同于有序用电，需求响应是电力用户对电价或激励信号作出的主动响应，主要表现为用户临时性改变用电行为，即根据电价高低或激励大小，临时性调节电力负荷。

据第一财经记者不完全统计，今年以来，安徽、贵州、河北、广东、重庆、浙江、福建、山东、宁夏、湖北等十余省份陆续发文，完善电力市场需求侧响应机制细则，并动员市场主体积极参与。

以福建为例，5月公布的《福建省电力需求响应实施方案（试行）》明确工作目标称，通过广泛发动各类用户参与电力需求响应，实现电力削峰填谷，促进可再生能源消纳，推动源网荷储友好协同调节，先期按照年度组织交易、日前邀约响应模式实施，有条件的地区探索日内响应和日前邀约相结合的模式，形成占福建电网最大用电负荷5%左右的需求响应能力。

上述方案还对参与响应主体、响应要求、启动条件、效果评估等作出明确规定。响应负荷能力在200千瓦及以上的电力用户可作为直接需求用户参与需求响应，也可通过负荷聚合商代理参与。资金来源由省里统筹安排，鼓励各地方政府因地制宜列支财政专项补贴资金用于电力需求响应激励。

各地推崇的需求响应究竟“好”在哪？

王永利表示，作为启动有序用电前的“缓冲地带”，需求响应机制能够有效降低因“电力紧缺”而付出的社会综合成本。既能节约投资，又可保障电网安全。

据业界人士粗略计算，满足1kW终端新增负荷的全系统投资达到10000元以上，而一年中超过全网最大负荷95%的用电时段仅不到100小时。考虑全成本，通过设备投资满足尖峰负荷需求，每千瓦年总成本约为1000元。而采用需求响应的成本极低，由于尖峰小时利用小时数低，如果削减5%的尖峰负荷，每年带来的电量损失影响也很小。

而在各地，电力市场需求侧响应的实效已经逐步显现。

据《长江日报》8月14日报道，在刚刚过去的一周里，武汉市内共有2128家企业响应节约用电、让电于民的号召，在4次“需求响应”行动里共压减219万余千瓦负荷给居民用电，为群众在用电高峰里的稳定用电提供重要支援。

据《广州日报》7月30日报道，为满足不断攀升的电力需求，广东电网7月12日起发布全省需求响应邀约，共计300余个市场用户积极响应，实现持续稳定削峰约80万千瓦，未启动有序用电等行政手段，省内首次实现电力紧平衡情况全部通过“市场的手”解决。

南方某电网人士告诉记者，今年当地的企业提前申请高峰时期降低用电负荷，根据节省电量多少给予服务费用，相当于企业主动避峰。“原来是没有钱补贴的，而且由电网公司安排各企业用电时间错开，现在有了。”

王永利表示，此前补偿激励资金来源的单一是制约需求响应发展的重要因素。过去，需求响应补偿成本通常由电网企业或政府专项预算作为资金来源，参与主体的类型和规模较有限。近一两年，各地电力市场化程度有所提高，部分省份将尖峰电价、调峰辅助服务市场、跨省可再生交易购电差价盈余等资金扩充到补偿激励的资金池里，较好地提升了企业参与的积极性。

“归根结底，需求响应还是高度依赖于企业自身权衡收益和损失等因素，选择是否采取避错峰措施，对于一些盈利能力强、耗电量大的企业来说，主动调节的意愿有限。”王永利认为，为了优化电力供求匹配，一方面相关部门应对全社会电力负荷做出有效梳理，结合社会影响、产业价值、生产曲线等因素给不同的企业主体进行定级。先明确责任和义务的底线，再谈补贴。另一方面，创新需求侧响应机制，例如探索用户和用户之间的协调响应形式。

据王永利团队初步测算，通过精准化的需求侧负荷管理和调度，全社会可以“腾出”25%到30%的电力负荷空间。

电力现货市场承担何种角色？

今夏电力供需紧张局面下，电力现货市场吸引了众多企业用户参与，逐渐活跃起来。作为现代电力市场体系的重要部分，这一机制设计也开始更被外界所关注。

自2015年3月启动的新一轮电力体制改革提出以来，我国正逐步建立“以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。2017年8月，国家确定南方（以广东起步）等8个地区作为第一批试点，2021年5月，上海等6省市被确定为第二批电力现货试点。

8月18日，南方（以广东起步）电力现货市场结算试运行日报显示，发电侧日前加权平均电价（含核电）约为0.66元/千瓦时。两日之前，该市场发电侧日前加权平均电价（含核电）一度高达约0.86元/千瓦时。

而在往年，根据《广东电力市场2021年度报告》，2021年5月该现货市场试运行期间，5月日前价格主要集中在0.35元/千瓦时至0.65元/千瓦时。对比可见，该现货市场近期的日前平均电价已经冲击到较高位置。

业界普遍认为，电力市场特别是现货市场价格高低实际上反映了电力供求平衡的程度。电价越高，说明供不应求程度越严重；电价越低，说明供过于求越严重。

今年夏天，上述现货市场的“火热”是电力供需紧平衡和市场化机制创新“双管齐下”的结果。8月上旬，广东电力交易中心发布《关于暂缓执行价格限制相关条款的通知》，宣布暂时取消两项限价。

“在当前迎峰度夏电力保供的关键时期，为确保有效发现现货市场价格，调动发电企业发电积极性，结合当前电力供需形势和一次能源价格水平，经广东省能源局、国家能源局南方监管局同意，暂缓执行分类型设置现货电能量报价上限和二级价格限值条款，后续视市场运行情况再另行明确。”该通知称。

第一财经记者查阅发现，除了广东，全国多个电力交易中心的交易结果也显示，参与的市场主体规模和交易价格均有明显上升。

以江苏为例，2022年8月份江苏电力集中竞价交易结果显示，本次交易共成交电量122.07亿千瓦时，成交价格469元/兆瓦时。共有81家发电企业、106家售电公司、65家一类用户，以及国网江苏省电力有限公司参与集中竞价交易申报。

值得注意的是，该成交价格几乎按照现行规定最高上浮20%“顶格”上升，且较去年同比增加了23%。

尽管如此，多位业界人士认为，当前我国现货市场仍具有广阔的探索空间和发展潜力。

长沙理工大学经济与管理学院教授叶泽撰文称，目前我国电力供应正处在相对紧张时期，各省按照“需求侧响应优先，有序用电保底、节约用电助力”次序开展电力保供工作。多省通过需求侧响应让用户调整负荷，而电力市场特别是现货市场并没有纳入电力保供的有效措施中。与需求侧响应中用户中断负荷的补偿标准相比，现货市场交易价格相对偏低。

叶泽认为，当前我国现货市场仍然没有发现稀缺电力价格。究其原因，一是现货市场价格上下限没有根据经济规律制定，二是忽视了需求侧响应机制的应用条件。

“目前我国电力市场特别是现货市场，高峰负荷电价形成机制由于过低的价格上限限制并不合理，现货市场高峰负荷电价明确偏低，在这种情况下实施需求侧响应，会产生‘谁引起，谁受益’的不合理结果，甚至会产生需求响应反而加剧保供形势的负激励效果。”叶泽称。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海对第一财经表示，未来极端天气很可能成为常态。为保障电网的安全性，需要完善配套的电力市场化机制，最大限度地实现资源优化配置。通过深化电力需求侧改革，利用市场化方式引导电力用户主动错避峰。在这一过程中，电力现货市场、辅助服务市场、综合能源服务、虚拟电厂等新兴市场“大有可为”。

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