需求侧管理由试点示范走向全面实施

编者按：7月12日“入伏”当天，北京电网最大负荷达2120.4万千瓦，突破2016年电网最大负荷2082.8万千瓦；天津电网最大负荷达1477.8万千瓦，创下历史最高值；预计迎峰度夏期间，石家庄地区最大网供负荷805万千瓦，较上年增长4.05%……进入7月以来，全国多地气温不断攀升，用电负荷增长迅速，进入迎峰度夏的关键时期。近年来，在部署迎峰度夏等工作中，政府部门和电力企业都非常重视电力需求侧管理工作。目前，我国的电力需求侧管理的发展模式是否成熟？在电力改革的背景下，未来电力需求侧管理的技术支撑趋势是什么？对此，记者进行了相关采访。

7月13日，工信部公布了22项产品（技术）为全国工业领域电力需求侧管理参考产品（技术）第一批目录,旨在推动电力需求侧管理创新和技术改造，进而为落实能源生产和消费革命提供有力的技术支撑。

电力需求侧管理机制尚不健全

“电力需求侧管理是指对用电一方实施的管理，通过政策措施引导用户高峰时少用电，低谷时多用电，提高供电效率、优化用电方式的办法。这样可以在完成同样用电功能的情况下减少电量消耗和电力需求,从而缓解缺电压力，降低供电成本和用电成本。使供电和用电双方得到实惠。”在接受本报记者采访时，珠海优特电力科技股份有限公司智能电网产品经理刘粤海首先阐述了电力需求侧管理的内涵。

我国于20世纪90年代初引入电力需求侧管理。近年来，尤其是2010年以后，电力需求侧管理迅速发展。“国家发改委于2010年发布了《电力需求侧管理办法》，并于2011年发布了《有序用电管理办法》，进而开启了电力需求侧管理实施的序幕。”采访中，华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠对本报记者说，“随后，北京市、苏州市、唐山市、佛山市被确定为电力需求侧管理城市综合试点，上海市为需求响应试点。”

随着电力需求侧管理开展范围的不断扩大，江苏省作为全国首个在全省范围内实施需求响应的省份，截至目前已连续3年实施全省范围内需求响应，前两年均为试验阶段且最高削减高峰负荷达352万千瓦，相当于南非一个国家的用电负荷。

此外，电力需求侧管理也是节能减排工作的重要组成部分。2011年，《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》明确将电力需求侧管理作为重要工作内容。据国家发改委经济运行调节局许之敏介绍,随着电力需求侧管理技术的研究和应用，“十二五”期间，已累计节约电力1262万千瓦，节约电量549亿千瓦时；通过推广电力需求侧管理技术平台，目前我国用电负荷监测能力已达到70%以上，负荷控制能力已达到15%以上。

“除移峰填谷、节能降耗之外，电力需求侧管理技术的普及及应用还可降低电力设备的备用容量，减缓降低建设投资。”刘粤海说，“我国95%以上的高峰负荷年累计持续时间只有几十个小时，采用增加调峰发电装机的方法来满足这部分高峰负荷很不经济。如果采用需求侧管理的方法削减这部分高峰负荷，则可以缓解电力供需紧张的压力。”

电力需求侧管理快速发展当下，仍存在政策支持、激励机制等问题。由于我国各地区经济发展程度不同，各省市在电力需求侧管理促进方面进展也参差不齐。“一方面各地区的电价政策不一致，比如部分地区分时电价、最大需量电价管理都没有实施；另一方面，不同省市在配套政策、资金支持上亦有差异。”刘粤海说。据了解，2015年，对于自动需求响应企业，北京市政府每千瓦补贴270元，佛山市政府每千瓦补贴130元，而且，北京市对于自动需求响应和手动需求响应补贴亦有差异。“随着售电侧的放开，与需求侧管理发达国家相比，我们还缺乏实时电价、可调控资源交易、可中断负荷补偿等根本性的激励机制，这是制约电力需求侧响应发展的严重瓶颈。”刘粤海补充说。

对此，刘敦楠对本报记者表示，“试点目前采取的激励模式是单一的国家财政补贴，开展永久性节约电力负荷项目，一旦国家财政补贴停止，需求侧管理平台运行也会相应停滞。”

电力需求响应技术标准缺失

电力需求侧管理技术(平台)可协调用户的可调控负荷以及分布式电源、储能等资源，自动或主动实施需求侧响应，支持区域能源协作调峰，保障电网稳定运行。

以本次列入需求侧管理技术参考首批目录的UT-D100C智能电网配用电协调控制系统/UT-D100C63能效协调管控系统为例，该系统应用了一系列创新技术，包括微网动态平衡稳定控制技术、分布式电源接入、储能消纳等技术。其创造性地将微电网能量管理技术应用到需求侧管理和能效协调管控中，实现了最优用电运行和能源供需协调控制、需求侧负荷及能源（储能及分布式电源）自动响应，满足主站/调度对用户用电负荷的额定限制。“近年来，UT-D100C智能电网配用电协调控制系统已经在多个园区、楼宇、工厂，以及海军某部队等单位投运，成功实现了能效监测管理、智能微网需求侧响应、智能配电多运行方式下的能源协调、智能配电最优调控等应用。”刘粤海说。

随着电力需求侧管理技术的发展，相应技术标准体系也在逐步形成，如GB/T31960-2015《电力能效监测系统技术规范》（第1-第13部分）、GB/T32672-2016《电力需求响应系统通用技术规范》等。同时，一些各层次不同领域的标准也正在制定。“在能源行业，电力需求侧管理技术(平台)发展的基础条件已基本趋于完善，尤其是技术上已具备标准化的架构体系、功能要求、性能指标与建设/运行/管理规范等，将逐渐形成一整套成熟的模式。”刘粤海说。

2016年11月，《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中特别强调需大力提高电力需求侧响应能力。对此，许之敏表示，现阶段国内电力需求响应还在起步阶段，实施较少，且尚未出台相关的具体技术标准。据了解，今年，江苏省已将电力需求响应作为有序用电的前置手段，即在电力供应紧张时，优先启动需求响应，如还有缺口再实施传统的有序用电手段。

智能协同支撑未来发展

近年来，我国电力供需形势发生深刻变化，生态文明建设、能源消费革命、新一轮电力体制改革的推进都对电力需求侧管理提出了新的要求。

许之敏表示，通过电力需求侧管理技术推进电力消费智能化，实现电力利用效率的提升与电力利用方式的变革，这是电力需求侧管理工作未来的趋势和方向。

“基于大数据、人工智能的专家智能诊断分析、负荷预测、智能负载深度协同、智能电气一二次融合等是未来电力需求侧管理的主要技术支撑。”刘粤海说。

对于如何建设更为完善的电力需求侧管理（技术）平台，刘敦楠建议：“一是运用信息化手段推动实施电力需求侧管理工作指南，推动实现企业用电在线诊断及评价、推荐技术申报等功能。二是依托工作平台探索建设全行业领域电力需求侧管理大数据系统。三是为用电主体和服务机构搭建服务桥梁，推广先进技术和示范项目，促进项目对接、产融衔接。四是鼓励各级平台互联互通，以信息化带动用能用电管理全面升级。未来应形成从单项采集到供需双侧互动的技术发展，以配售电公司、节能服务公司、综合能源服务商为主体的推动力量。”

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