5月19日，国家发改委、工信部、财政部等六部门联合发布《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）》（以下统称为《办法》），在电力供需新形势下重新修订之前的需求侧管理相关规定，旨在加强全社会用电管理，推动电力系统安全降碳、提效降耗。
明确需求响应发展目标
激发需求侧保供活力
此前，相关政策文件已提出“需求响应能力达到最大用电负荷3%-5%”的目标。业内普遍认为，需求响应是应对用电负荷曲线尖峰化趋势的最为经济合理的措施。经历数年的试点探索，我国已初步打开需求响应的应用局面，目前已有超过14个省市实施了需求响应措施。
此次发布的《办法》要求“年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到 5%或以上”，主要是针对已有较好需求响应基础的东部发达省份。原因是，发达省份的空调、采暖等季节性温控负荷规模较大，是加剧迎峰度夏、迎峰度冬保供挑战的主要因素。以经济激励的方式引导电力用户根据电力系统运行需求自愿调整用电时段、负荷大小等，能够有效降低短时尖峰负荷的保障难度。
为调动需求侧各类型用户参与需求响应的积极性，《办法》提出了组合式激励措施。例如，对于积极参与需求响应且取得明显效果的工业用户，在给予响应补偿的同时，可适度放宽其参与有序用电的要求。对于未进入市场的居民用户，采取尖峰电价和响应激励相结合的引导方式；鼓励电力需求侧管理服务机构开展需求响应之外的多种能源服务，获取经营收益；新增电能替代可以抵扣电网企业的电力电量，节约指标考核；地方根据实际情况可安排需求响应专项激励资金，鼓励将电力需求侧管理纳入绿色金融、碳金融等支持范围。
鼓励需求响应主体参与电力市场来获取合规的经济收益在《办法》的多个条款中被提及，但目前来看，具有较大实施难度。原因在于，其一，多数地区的电力市场机制尚未完善，需求响应的参与边界与权责尚不明确；其二，各类需求响应主体的特性存在很大差异，现有的需求响应调控技术，无法做到像电网调度各类发电厂那样，精准参与市场化竞争；其三，按照《中华人民共和国电力法》规定，任何单位和个人不得非法干预电网调度，在缺少严格监管的情况下，部分类型的需求响应产品参与现货日前市场出清，很可能会影响正常的电网调度秩序，这意味着，后续推进需要相关法律法规层面工作的有效开展；其四，需求响应获得的补偿通常高于市场电价，由简单易行的固定补偿（容量电价、需求响应电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等）转向市场定价，需要根据电力市场架构和响应产品类型进一步完善定价机制和实施细则。因此，需求响应要真正实现市场化，还需持续的制度发力与市场培养。
建立需求响应资源库
推进规模化发展
新型电力系统的构建要实现源网荷储、供需双侧的高效互动，需求侧资源参与电力运行调节是必然的。需求侧资源品类众多，例如，可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等，建立需求响应动态资源库，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式，依据资源类型、负荷特征、响应速率、响应可靠性、响应状态等关键参数，形成参与电力系统平衡的时序响应资源清单，是需求侧继依据行政指令或价格信号进行简单的削峰填谷之后，深度融入电力运行的第二阶段。
不过，实现需求响应的规模化应用仍需突破技术瓶颈。虽然已有相关研究和实例验证了需求响应大规模参与电力系统运行平衡的技术可行性、经济性和可操作性，但需求侧有着大量分散的、轻量的、个性化资源，存在个体障碍、时段局限、功率变化等不确定性因素，精准调控的难度高于供电侧。不确定性源荷资源的大规模并网，会对电网的调控方法和运行特性产生影响，同时也会加大对新能源出力和负荷响应进行短期精准量化和平衡控制的难度。虚拟电厂技术是可行的解决方案，但目前仍面临着商业模式、系统生态、数据接口与安全等多重挑战。
合理安排有序用电方案
提升社会经济效益
有序用电是在常规供电手段、需求响应和应急调度等保供力量达到极限后采取的兜底保供措施，其特点是依法依规对用电负荷进行分级减载管理，通过有序减少用电负荷，“等效”达成安全供电要求。有序用电优先保障公共安全、公共服务、民生生活等六大类用电，重点限制高耗能、违规等企业，维护社会供用电秩序的平稳。
有序用电新规是按照每5%为一档、共六档来实施负荷分级减载管理。分行业来看，大工业、一般工商业用电负荷相对稳定，常规状况下约占总负荷的45-60%；居民用电受气候季节影响波动较大，负荷占比在30%-60%之间浮动，极端天气气候下，将进一步扩大到最大负荷的60-70%。相应的，不同细分行业的负荷可调节规模、调节方式与成本差异较大，如钢铁、电解铝、化工等大工业经济可调节潜力约占20%，一般工商业负荷经济可调节潜力约占25%。综合考虑用电负荷结构和用电主体的行业特性，在电力供需紧张初步显现时可采取避峰错峰负荷响应，在电力缺口达到用电负荷10%时采取应急的资源调度和负荷管理，在电力缺口规模达到10%—25%时调动大规模可中断负荷响应，在出现25%—40%极度严重电力缺口情况下要果断采取紧急的切负荷措施，坚守最低限度的负荷保障红线。
用电的大工业停工停产会带来高额的经济代价，而居民切负荷又会造成严重的社会影响。因此，需依据极端事件发生时的电力供需紧张状况，合理确定终端负荷分级减载规模及次序，在安全生产与民生用电底线之上和社会经济可承受范围内保障电力安全。
加大终端部门绿电消费
贯通能源电力绿色消费
在需求响应之外，《办法》也重点强调了终端绿色电气化发展，主要体现在两方面：一是新增替代的电力电量应优先通过可再生能源电力满足，持续提升工业、建筑、交通等重点领域电气化水平；二是鼓励外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例，加强高耗能、高排放企业电力消费中使用绿电的刚性约束。
终端电气化是社会发展过程中必然要经历的过程，我国推进电能替代加速了电气化发展，但也存在不足之处。2022年，我国电能占终端能源消费比重达27%，高于世界平均水平，预计2025年会达到30%，对终端部门的节能减排具有积极作用。但是，超预期的替代规模超过了非化石能源新增装机的供应能力，从而为煤电继续扩张创造了契机，2016-2022年电能替代贡献的电量增长为1.19万亿千瓦时，与1.2万亿千瓦时的煤电发电量增量体量相当。这意味着，电能替代加速的终端电气化，本质上是将其他部门的碳排放转移到了电力部门，尚未实现全能源链的高效节能减排。
在可再生能源消纳需求压力不断增加的情况下，吸取前期教训，《办法》提出的终端绿色电气化发展路径，有助于贯通能源供给与消费的绿色低碳转型，开拓绿色电力消纳的增量空间，强化可再生能源对用电增量的贡献程度，尽早实现煤电电量达峰，并稳步推进终端部门碳减排，形成实现碳达峰的合力。为进一步鼓励绿电消费，6月8日，上海发布新规，明确“本市碳交易企业可选择将外购绿电单独核算碳排放”。将绿电与碳交易衔接，有助于能源电力转型多元机制的有机融合。
（袁家海系华北电力大学经济管理学院教授，张浩楠系华北电力大学经济管理学院讲师）
