中國儲能網(wǎng)訊：新型電力系統(tǒng)的一次能源主體將由可存儲、運輸?shù)幕茉醋優(yōu)椴豢纱鎯?、運輸且與氣象環(huán)境密切相關的風能和太陽能，其供應面臨著高度不確定性，僅靠電源調節(jié)難以實現(xiàn)電力平衡，需要喚醒用戶側沉睡的調節(jié)能力。對此，可通過發(fā)展需求響應、虛擬電廠、主動配電網(wǎng)等新技術，聚合并協(xié)調需求側靈活資源參與電力系統(tǒng)運行，大幅提升電力系統(tǒng)的可靠性、靈活性和經(jīng)濟性。
進一步完善分時電價機制
隨著電力市場化改革逐漸深化，需求響應作為電力系統(tǒng)重要的互動資源，可基于價格或激勵措施，有效引導用戶用電，提高電力系統(tǒng)的經(jīng)濟性和可靠性。其中，分時電價機制是價格型需求響應的一種實現(xiàn)方式，早期被大力推行的主要原因是，電源建設跟不上負荷需求增速，造成用電高峰時段供不應求，進而導致拉閘限電，威脅電力系統(tǒng)安全可靠運行，影響經(jīng)濟發(fā)展；在低谷時段供大于求，發(fā)電側需降低出力，形成窩電。長期以來，分時電價機制受到各國關注。
在傳統(tǒng)的電價機制下，只能通過發(fā)電廠啟停機組、增減出力等方式實現(xiàn)調峰、調頻，而引入分時電價機制后，峰谷時段存在電價差，用戶為減少用電成本，可將峰時段的部分用電量轉移至谷時段，從而實現(xiàn)削峰填谷并提高負荷率、提升系統(tǒng)運行效率、優(yōu)化資源配置、消納新能源。此外，分時電價機制還能促進儲能、電動汽車、蓄冷/蓄熱等新業(yè)態(tài)發(fā)展，并通過改善線路潮流降低網(wǎng)損、減小線路電壓偏差。
分時電價機制需科學劃分峰谷時段，合理確定峰谷電價差并明確執(zhí)行范圍。我國從20世紀80年代開始探索分時電價機制，從21世紀初開始廣泛實行。隨著碳達峰、碳中和目標提出和新型電力系統(tǒng)建設啟動，電價改革已成為深化能源體制機制改革的重點工作之一。
2021年7月26日，國家發(fā)改委印發(fā)了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，隨后各地陸續(xù)完善了分時電價政策。與此同時，江西等省開始探索建立和完善電力分時段交易的市場機制，取得一定成效。值得注意的是，傳統(tǒng)的分時電價機制是針對用戶側（目錄電價）設計的，相比之下，通過分時段交易等機制，分時電價將向發(fā)電側延伸，許多新理論和實踐問題有待進一步研究。此外，基于分時電價機制的需求響應與邀約、實時需求響應等機制也需有機銜接。
健全分布式發(fā)電點對點交易機制
2015年3月15日，中共中央、國務院發(fā)布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》提出，全面放開用戶側分布式電源市場。2021年9月22日，中共中央、國務院發(fā)布了《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，明確了以消納可再生能源為主的增量配電網(wǎng)、微電網(wǎng)和分布式電源的市場主體地位。
對于分布式發(fā)電市場化交易，2017年10月31日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》提出，分布式發(fā)電項目單位（含個人）與配電網(wǎng)內(nèi)就近電力用戶進行電力交易；電網(wǎng)企業(yè)（含社會資本投資增量配電網(wǎng)的企業(yè)）承擔分布式發(fā)電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發(fā)電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網(wǎng)費”。2022年1月18日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》進一步提出，健全分布式發(fā)電市場化交易機制。
因此，考慮各地推進電力市場化交易的階段性差別，分布式發(fā)電市場化交易可采取以下模式：分布式發(fā)電項目與電力用戶進行直接交易；分布式發(fā)電項目單位委托電網(wǎng)企業(yè)代售電；電網(wǎng)企業(yè)按國家核定的各類發(fā)電標桿上網(wǎng)電價收購并在110千伏及以下配電網(wǎng)就近消納。
在碳達峰、碳中和目標驅動下，將有海量分布式資源接入新型電力系統(tǒng)，除分布式發(fā)電外，還有冷熱電三聯(lián)供、柔性負荷、分布式儲能和電動汽車等資源。近年來，點對點能源交易吸引了國內(nèi)外越來越多關注，其中擁有分布式能源的用戶可直接進行能源交易和共享。相比以自然壟斷和規(guī)模效應為特點的傳統(tǒng)電力市場，點對點能源交易是“共享經(jīng)濟”的一個范例，使得用戶可以共享多余的本地發(fā)電或電力靈活性，實現(xiàn)能源生產(chǎn)者和消費者經(jīng)濟上的雙贏。
此外，新型數(shù)字技術的應用進一步提高了點對點交易的可靠性。基于區(qū)塊鏈技術的點對點可信交易將免除傳統(tǒng)能源交易所需的第三方中介，從而減少間接費用，并避免出現(xiàn)對第三方中介的信任問題。
加快研究虛擬電廠新型交易機制
新能源發(fā)電具有隨機性、間歇性、波動性特征，大規(guī)模新能源接入新型電力系統(tǒng)后，將導致電力供需平衡困難、頻率穩(wěn)定問題突出，僅靠傳統(tǒng)電廠的調節(jié)能力難以應對，必須挖掘用戶側靈活資源的調節(jié)潛力。
用戶側分布式電源、儲能及可調負荷等靈活資源具有容量小、種類多、參數(shù)各異、點多面廣等特點，難以直接參與電力系統(tǒng)運行。相比之下，虛擬電廠作為用戶與大電網(wǎng)互動的“橋梁”，通過“云邊協(xié)同+物聯(lián)網(wǎng)技術+人工智能”技術，可聚合點多、面廣、單體容量小的用戶側靈活資源，實現(xiàn)全時段可觀、可測、可調，并聚合成整體參與電網(wǎng)調峰、調頻、調壓、備用、阻塞消除等輔助服務和電能量交易，促進新型電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷、儲互動運行。
近年來，我國探索建設了若干虛擬電廠示范工程。如國家電網(wǎng)在江蘇、浙江、冀北、上海等地建設虛擬電廠試點，參與電力交易，實現(xiàn)源、網(wǎng)、荷、儲等靈活資源互補協(xié)同調度和電網(wǎng)優(yōu)化運行；南方電網(wǎng)在廣州建成投運了首個城市級虛擬電廠，在深圳建成國內(nèi)首個網(wǎng)地一體虛擬電廠運營管理平臺，實現(xiàn)基于電網(wǎng)實時運行狀態(tài)的負荷資源精準調節(jié)。2022年1月30日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》提出，支持用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發(fā)電等用戶側可調節(jié)資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能源服務商等參與電力市場交易和系統(tǒng)運行調節(jié)。
虛擬電廠所含的靈活資源由聚合商運營，涉及兩層市場交易機制：上層是傳統(tǒng)的集中式交易，虛擬電廠對外可作為市場主體參與競價、出清；下層為靈活資源的分布式點對點交易，可基于區(qū)塊鏈等技術實現(xiàn)。上層集中式交易與下層分布式交易協(xié)調互動，將提高多方參與者的整體利益。因此，應根據(jù)靈活資源參與調峰、調頻、調壓、備用、阻塞消除等輔助服務和電能量交易的特點，研究包含多個聚合商的集中式、分散式、分布式模式相結合的交易模式，以及靈活資源點對點交易機制和過網(wǎng)費動態(tài)計算方法，保障市場效率與激勵的相容性，并合理分攤投資、運行成本。
推動用能權與碳交易等市場協(xié)同
2021年9月11日，國家發(fā)改委發(fā)布的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》提出，進一步完善用能權有償使用和交易制度，加快建設全國用能權交易市場，推動能源要素向優(yōu)質項目、企業(yè)、產(chǎn)業(yè)及經(jīng)濟發(fā)展條件好的地區(qū)流動和集聚。其實，早在2016年，國家發(fā)改委就在浙江、福建、河南、四川開展了用能權有償使用和交易試點。同時，河北、山東、江西、湖北、江蘇等地也積極探索用能權相關交易。
用能權有償使用和交易制度建設的關鍵是初始用能權確權和用能權交易機制設計。國家發(fā)改委的試點方案提出，在初始用能權確權方面，區(qū)分產(chǎn)能過剩行業(yè)和其他行業(yè)、高耗能行業(yè)和非高耗能行業(yè)、重點用能單位和非重點用能單位、現(xiàn)有產(chǎn)能和新增產(chǎn)能，實施分類指導。鼓勵可再生能源生產(chǎn)和使用，用能單位自產(chǎn)自用可再生能源不計入其綜合能源消費量。規(guī)范初始用能權確權行為，做到公平、公開、透明、有序，減少自由裁量權，建立爭端解決機制。
在碳達峰、碳中和目標驅動下，雖然碳排放權交易比用能權交易更能獲得社會關注，但實際上用能側才是解決高耗能、高污染、高排放問題的關鍵。在電力行業(yè)，用能權表現(xiàn)為用電權，可作為用電總量控制的目標。由于電能是清潔、高效、便捷的二次能源，可實現(xiàn)零排放，因此應考慮發(fā)電所用的一次能源是否清潔，這涉及電源結構優(yōu)化和綠色電力調度。
在一個發(fā)、用平衡的電力系統(tǒng)中，根據(jù)各類電源的發(fā)電量，可確定電力用戶總用電量的含碳量和可再生能源電力的消納量。由于電能的同質化和不可分特性，每個用戶用電量的含碳量和可再生能源電力的消納量可根據(jù)其用電量占比進行分配?？蓞⒄粘跏加媚軝啻_權方法對各類用戶進行用電權初始分配，推動用戶進入電力市場或用電權、碳排放配額、國家核證自愿減排量、綠證等市場開展交易，并將交易結果與碳排放權配額、可再生能源電力消納責任權重的考核評估相關聯(lián)。通過引入用電權分配和交易，可實現(xiàn)電力交易、碳排放權交易和綠證交易的統(tǒng)籌銜接。
《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》指出，售電側有效競爭機制尚未建立，發(fā)電企業(yè)和用戶之間的市場交易有限，市場配置資源的決定性作用難以發(fā)揮，但近7年的電改多集中在發(fā)電側，對用戶側的重視不夠，在一定程度上影響了改革的順利推進。因此，應強化用戶側電價與市場機制建設、完善，為碳達峰、碳中和目標如期實現(xiàn)提供體制機制保障。
（作者供職于華南理工大學電力經(jīng)濟與電力市場研究所）
