8月14日，一则四川省经信厅与四川电力公司联合发布的《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，再次引爆对电力保供的热议。迈向新型电力系统建设过程中，保供电永远是底线任务。但是随着异常天气增多，电力供应可能遭受更大的风险，提升负荷侧灵活性，建立完善的需求响应机制更显迫切。
一、异常天气致多省缺电
今年夏天，罕见热浪袭击我国多省（市），四川、陕西、湖北、安徽、江苏、浙江等地连续多日出现40至43℃高温天气，多地打破有气象记录以来当地气温的最高纪录。极端高温天气导致电网负荷激增，保供电问题再一次成为社会关注的焦点。
高温天气叠加干旱，给水电占比较高的南方省份带来双重影响。据统计，今年7月份以来长江流域降雨量较常年同期偏少4成，长江干流及洞庭湖、鄱阳湖水位较常年同期偏低4.7～5.7米，很多水电站库容出现了“汛期反枯”的罕见现象。南方各省夏季高峰用电历来依赖水电大发，全流域“喊渴”加剧了各省缺电的问题，水电大省四川也遭遇电力紧缺。
2021年底四川水电装机达8887万千瓦，占比为77.7%；火电装机达1825万千瓦，占比为16.0%；风电装机为527万千瓦，占比4.6%；太阳能发电装机为196万千瓦，占比1.7%。进入7月以来，四川省遭遇60年一遇的极端高温天气，用电负荷多次创历史新高。而上游降水较往年下降明显，水电库容严重不足，外省煤入川运力也不足，造成电力供应面临电力、电量的硬性不足，四川迎来最艰难的迎峰度夏保供季。
图1 四川省电源结构示意图
8月14日，四川经信厅《紧急通知》要求，由于当前电力供需紧张形势进一步加剧，从8月15日至20日，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户实施生产全停，让电于民。该力度的生产全停体现了保民生用电的无奈之举。后续除非天气转凉以及来水突增，用电紧张情况仍难缓解。
二、电力保供的气候风险显著增加
去年缺煤，今年缺水，应对频发的极端异常天气，让“新型电力系统”建设的开局两年略显“尴尬”。在近年国内外多次缺电危机中，全球气候变化带来的异常天气起了至关重要的影响，异常天气的不可预测性可能成为电力保供和能源安全的最重要风险因素，不能不慎重对待。
以往，电力可靠供应很大程度取决于对于未来发用电平衡情况、电网状况的预测，基于可能出现的预测偏差以及“N-1”（考虑可能发生的设备故障）情况留好备用和安全裕度以应对紧急情况。确定合理的安全裕度本质上是一个概率问题，安全裕度越大，电力系统发生事故的概率越小，但电网投入将显著增加；反之亦然。
但随着全球气候变化加剧，以前普遍认为概率小到不足以考虑的极端天气变得频发，即概率上的肥尾效应越发明显。而异常天气带来的影响将远远超过“N-1”量级，如此次全流域水电站缺水，如极寒天气风电停机，还有龙卷风也许能将一个通道内的多条输电线路全部刮断等。极端气候造成的影响远不能用“N-1”覆盖，这是一个极度复杂的“N-n”故障问题，当前尚不具备对该问题进行预测与防控的能力，因为未来会发生什么只有天知道。
同时新能源的反调峰特性，增大了电源侧的随机波动，加剧了电力系统安全运行的不确定性。当前发展可再生能源的浪潮，可能使气候风险的影响面扩大，水电尚不能抵挡异常天气的影响，几乎没有调节能力的新能源更不足恃。尽管未来具体会发生什么难以预测，但增加电力系统调节能力和充裕度水平，是提升抗风险能力的整体方向。
三、完善的需求响应机制更显迫切
（一）高比例新能源的电力系统急缺容量充裕度
常规的电力系统调节方式主要是发挥电源侧的调节能力，而我国国情决定了煤电在调节中的主要作用。在能源绿色低碳转型的大背景下，尽管去年以来我国出台了多项支持煤电发展的措施，但要实现“双碳”目标，长远来看煤电的逐步降低是大势所趋，常规电源投入不足可能造成新型电力系统极度缺少容量充裕度。
尽管在发展新能源过程中获得了一定的电量，但新能源的可靠容量几乎为零，本质上讲新能源仅能替代存量（在可调电源已覆盖的供电能力下获得一定电量，造成可调电源发电利用小时降低），但难以有效保障增量负荷的可靠供应。高比例新能源的电力系统中要获得一定的容量充裕度，自然要发展储能设施，以使增量新能源电量与储能容量覆盖新增负荷可靠供应要求。
但因为异常天气频繁出现，不仅需要配置日内调节的储能，也需要配置跨月甚至跨年的储能装置，将使全社会付出昂贵的代价。当下，新能源仅配置小时级储能设施已很大增加新能源的度电成本，使新能源发电不具有经济性。
相较新能源的不可控性，建立合适的负荷侧响应机制显得更加可靠，而且成本更加低廉。总归发生缺电的最后一道措施都是负荷控制，为何不通过合理的利益疏导，使之成为普遍的调节方式呢？普遍的、被合理引导的需求响应，预示着电力系统发用电平衡发展到一个新的阶段。
（二）认识需求响应的价值
需求响应如果简单地认为是一种调峰服务，就会低估其价值，需求响应作为削峰行为，跟新建发输变电设施一样提升了电力供应的充裕度，而其成本则低廉得多。由于电力系统中的发用电设备尖峰特性越来越强，充分利用灵活性负荷的响应对冲负荷尖峰，成为边际成本最优的调节方式。
据粗略计算，满足1kW终端新增负荷的全系统投资（包括发电、输电、变电、配电环节）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，每千瓦年总成本大约为1000元（按20年折旧，资金成本及其它成本按5%粗略计算）；而采用需求响应的成本极低，因为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。所以，通过需求响应节约电力系统投资以及保障电网供电安全的效果明显。
正是因为需求响应在新型电力系统中的重要价值，国家高度重视需求响应的发展。国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号）中要求：“至2030年，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力”。今年3月22日，国家发改委、能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，也高度重视电力系统灵活性的建设，在发展目标中明确提出：到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%～5%。将需求响应的发展提升到整体能源体系建设的重要方面，这在以前的能源五年规划报告中未曾出现过。
（三）需求响应的当下与未来
需求响应日益成为提升电网调节能力的一项重要工具，南方、华北等多个区域级别的新版“两个细则”中，将可控负荷、虚拟电厂作为平等并网主体，可参与电力系统辅助服务获得补偿；广东等省份出台了市场化需求响应细则，广东省需求响应通过市场化交易，按交易周期对响应电量和响应容量付费，电量补偿方面最高可获得3.5元/kWh的补偿，较为真实反映了需求响应的价值。
1.存在的问题
整体而言，负荷侧调节方面，很大程度仍依赖政策性的“有序用电”，通过市场交易或补偿机制促进自主响应的实践仍不普遍。笔者认为完善需求响应激励机制仍存在以下问题：
一是用户侧调节能力分散，规模效应较小。除工业用户具有规模化的调节能力外，一般负荷调节能力较小，不足以越过参与响应的门槛。且激励价格标准较低时，参与响应的收入很少，响应意愿不足，将呈现出较宽的响应“价格死区”。
二是需求响应机制实践经验少，未形成统一标准。各个省、市在需求响应方面的政策差异性很大，包括：激励方式不一，有的按照响应次数进行激励，有的按能力进行年付费，有的按响应电量进行激励；激励标准差距较大，最大标准差异达到5-10倍；经费来源不一，很多地方将需求响应作为电网公司的专项工作，从专项费用中划拨。
三是需求响应的数字化手段欠缺。负荷侧数字化技术应用不足，需求响应要参与电网调节，需要作为并网主体与调度机构进行互动，以及参与对聚合商指令的合理执行，负荷侧的感知、通信、控制技术都需进行较大程度提升。
2.未来发展建议
未来，需求响应要成为保障电力系统安全运行的一层重要保障，仍需完善激励机制，促进用户的普遍参与：
一是扩大资金池来源。深入认识需求响应的普遍意义，突破当前仅靠专项资金支持的限制，使之与电力辅助服务市场并轨，合理将需求响应费用分摊至电源和用户侧。
二是形成普遍性的市场交易或补偿机制。由于需求响应具备增强容量充裕度和移峰填谷作用，建议参照广东市场，按照激励调节容量和调节电量的多层级市场，建立合理的竞争机制，以提升需求响应的能力，促进用户的广泛参与。
三是合理聚合，逐步降低参与门槛。鉴于单一用户调节容量较低，售电公司、能源服务商等主体通过聚合用户形成规模效应参与需求响应。随着需求响应机制的完善和能源数字化技术的提升，逐步降低需求响应参与门槛，允许更广范围内的多个电力用户进行聚合，形成成熟的商业模式。
