如何緩解電力高峰供需壓力，一直是電力行業面臨的棘手問題。今年夏天，罕見的極端高溫天氣又給這個“老問題”鋪上了一層更復雜的底色。

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“這是電力供需矛盾加劇下的痛點，也給推進電力市場化改革創造了良好時機。”華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利對第一財經表示。

今年入夏以來，受持續性大范圍高溫天氣、經濟恢復增長等因素影響，全國用電需求持續走高。同時，由于來水偏枯，水電出力不足，導致電煤供應保障持續面臨較大壓力。

短期的高溫終將過去，但應有更好的機制來化解“老問題”。這樣，面對潛在的下一個極端天氣，相關方面才能更加從容應對。

王永利表示，今年2月以來，國家有關部門就多次把能源保供和迎峰度夏工作提上了日程。除了（電）發得出、送得上，最終還要落實到用戶側“用得好”。今年極端高溫天氣下，前兩者已經做得比較到位。不過，如何合理調節用戶側需求，挖掘用戶側的資源潛力，達到社會效益和經濟效益最大化，仍然具有較大提升空間。

電力的“需求響應”

近期的高溫旱情，加劇了電力供需的短期性和局部性矛盾。

入夏以來，國家電網5個區域電網和19個省級電網負荷屢創新高。為做好迎峰度夏工作，越來越多的省市結合電網運行和負荷特點，鼓勵削峰填谷、負荷聚合商等參與需求響應。

“需求響應”是電力發展進入新階段后，從需求側解決電力供需平衡的新手段。不同于有序用電，需求響應是電力用戶對電價或激勵信號作出的主動響應，主要表現為用戶臨時性改變用電行為，即根據電價高低或激勵大小，臨時性調節電力負荷。

據第一財經記者不完全統計，今年以來，安徽、貴州、河北、廣東、重慶、浙江、福建、山東、寧夏、湖北等十余省份陸續發文，完善電力市場需求側響應機制細則，并動員市場主體積極參與。

以福建為例，5月公布的《福建省電力需求響應實施方案（試行）》明確工作目標稱，通過廣泛發動各類用戶參與電力需求響應，實現電力削峰填谷，促進可再生能源消納，推動源網荷儲友好協同調節，先期按照年度組織交易、日前邀約響應模式實施，有條件的地區探索日內響應和日前邀約相結合的模式，形成占福建電網最大用電負荷5%左右的需求響應能力。

上述方案還對參與響應主體、響應要求、啟動條件、效果評估等作出明確規定。響應負荷能力在200千瓦及以上的電力用戶可作為直接需求用戶參與需求響應，也可通過負荷聚合商代理參與。資金來源由省里統籌安排，鼓勵各地方政府因地制宜列支財政專項補貼資金用于電力需求響應激勵。

各地推崇的需求響應究竟“好”在哪？

王永利表示，作為啟動有序用電前的“緩沖地帶”，需求響應機制能夠有效降低因“電力緊缺”而付出的社會綜合成本。既能節約投資，又可保障電網安全。

據業界人士粗略計算，滿足1kW終端新增負荷的全系統投資達到10000元以上，而一年中超過全網最大負荷95%的用電時段僅不到100小時。考慮全成本，通過設備投資滿足尖峰負荷需求，每千瓦年總成本約為1000元。而采用需求響應的成本極低，由于尖峰小時利用小時數低，如果削減5%的尖峰負荷，每年帶來的電量損失影響也很小。

而在各地，電力市場需求側響應的實效已經逐步顯現。

據《長江日報》8月14日報道，在剛剛過去的一周里，武漢市內共有2128家企業響應節約用電、讓電于民的號召，在4次“需求響應”行動里共壓減219萬余千瓦負荷給居民用電，為群眾在用電高峰里的穩定用電提供重要支援。

據《廣州日報》7月30日報道，為滿足不斷攀升的電力需求，廣東電網7月12日起發布全省需求響應邀約，共計300余個市場用戶積極響應，實現持續穩定削峰約80萬千瓦，未啟動有序用電等行政手段，省內首次實現電力緊平衡情況全部通過“市場的手”解決。

南方某電網人士告訴記者，今年當地的企業提前申請高峰時期降低用電負荷，根據節省電量多少給予服務費用，相當于企業主動避峰。“原來是沒有錢補貼的，而且由電網公司安排各企業用電時間錯開，現在有了。”

王永利表示，此前補償激勵資金來源的單一是制約需求響應發展的重要因素。過去，需求響應補償成本通常由電網企業或政府專項預算作為資金來源，參與主體的類型和規模較有限。近一兩年，各地電力市場化程度有所提高，部分省份將尖峰電價、調峰輔助服務市場、跨省可再生交易購電差價盈余等資金擴充到補償激勵的資金池里，較好地提升了企業參與的積極性。

“歸根結底，需求響應還是高度依賴于企業自身權衡收益和損失等因素，選擇是否采取避錯峰措施，對于一些盈利能力強、耗電量大的企業來說，主動調節的意愿有限。”王永利認為，為了優化電力供求匹配，一方面相關部門應對全社會電力負荷做出有效梳理，結合社會影響、產業價值、生產曲線等因素給不同的企業主體進行定級。先明確責任和義務的底線，再談補貼。另一方面，創新需求側響應機制，例如探索用戶和用戶之間的協調響應形式。

據王永利團隊初步測算，通過精準化的需求側負荷管理和調度，全社會可以“騰出”25%到30%的電力負荷空間。

電力現貨市場承擔何種角色？

今夏電力供需緊張局面下，電力現貨市場吸引了眾多企業用戶參與，逐漸活躍起來。作為現代電力市場體系的重要部分，這一機制設計也開始更被外界所關注。

自2015年3月啟動的新一輪電力體制改革提出以來，我國正逐步建立“以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”。2017年8月，國家確定南方（以廣東起步）等8個地區作為第一批試點，2021年5月，上海等6省市被確定為第二批電力現貨試點。

8月18日，南方（以廣東起步）電力現貨市場結算試運行日報顯示，發電側日前加權平均電價（含核電）約為0.66元/千瓦時。兩日之前，該市場發電側日前加權平均電價（含核電）一度高達約0.86元/千瓦時。

而在往年，根據《廣東電力市場2021年度報告》，2021年5月該現貨市場試運行期間，5月日前價格主要集中在0.35元/千瓦時至0.65元/千瓦時。對比可見，該現貨市場近期的日前平均電價已經沖擊到較高位置。

業界普遍認為，電力市場特別是現貨市場價格高低實際上反映了電力供求平衡的程度。電價越高，說明供不應求程度越嚴重；電價越低，說明供過于求越嚴重。

今年夏天，上述現貨市場的“火熱”是電力供需緊平衡和市場化機制創新“雙管齊下”的結果。8月上旬，廣東電力交易中心發布《關于暫緩執行價格限制相關條款的通知》，宣布暫時取消兩項限價。

“在當前迎峰度夏電力保供的關鍵時期，為確保有效發現現貨市場價格，調動發電企業發電積極性，結合當前電力供需形勢和一次能源價格水平，經廣東省能源局、國家能源局南方監管局同意，暫緩執行分類型設置現貨電能量報價上限和二級價格限值條款，后續視市場運行情況再另行明確。”該通知稱。

第一財經記者查閱發現，除了廣東，全國多個電力交易中心的交易結果也顯示，參與的市場主體規模和交易價格均有明顯上升。

以江蘇為例，2022年8月份江蘇電力集中競價交易結果顯示，本次交易共成交電量122.07億千瓦時，成交價格469元/兆瓦時。共有81家發電企業、106家售電公司、65家一類用戶，以及國網江蘇省電力有限公司參與集中競價交易申報。

值得注意的是，該成交價格幾乎按照現行規定最高上浮20%“頂格”上升，且較去年同比增加了23%。

盡管如此，多位業界人士認為，當前我國現貨市場仍具有廣闊的探索空間和發展潛力。

長沙理工大學經濟與管理學院教授葉澤撰文稱，目前我國電力供應正處在相對緊張時期，各省按照“需求側響應優先，有序用電保底、節約用電助力”次序開展電力保供工作。多省通過需求側響應讓用戶調整負荷，而電力市場特別是現貨市場并沒有納入電力保供的有效措施中。與需求側響應中用戶中斷負荷的補償標準相比，現貨市場交易價格相對偏低。

葉澤認為，當前我國現貨市場仍然沒有發現稀缺電力價格。究其原因，一是現貨市場價格上下限沒有根據經濟規律制定，二是忽視了需求側響應機制的應用條件。

“目前我國電力市場特別是現貨市場，高峰負荷電價形成機制由于過低的價格上限限制并不合理，現貨市場高峰負荷電價明確偏低，在這種情況下實施需求側響應，會產生‘誰引起，誰受益’的不合理結果，甚至會產生需求響應反而加劇保供形勢的負激勵效果。”葉澤稱。

華北電力大學經濟管理學院教授袁家海對第一財經表示，未來極端天氣很可能成為常態。為保障電網的安全性，需要完善配套的電力市場化機制，最大限度地實現資源優化配置。通過深化電力需求側改革，利用市場化方式引導電力用戶主動錯避峰。在這一過程中，電力現貨市場、輔助服務市場、綜合能源服務、虛擬電廠等新興市場“大有可為”。