11省市电力需求响应实践调研：构建新型电力系统亟待全面推行电力需求响应

摘要：构建新型电力系统是实现我国碳达峰碳中和目标的有效措施。电力需求响应从需求侧着力，是协同构建新型电力系统的低成本战略路径。我国电力需求响应实践自华东起步，陆续向十余省市推广，在需求侧潜力挖掘、响应能力建设、市场模式设计、可再生电力消纳等多方面取得显著成绩，有效缓解当地电力供需矛盾。调研分析，电力需求响应的开展仍存在普遍性与地区差异化的问题，需从功能价值定位、市场主体培育、市场机制创新以及响应能力建设等方面多措并举予以解决。

构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，是我国实现碳达峰碳中和的有效抓手。为确保新型电力系统安全、高效、绿色运行，保障系统中灵活性资源的充裕性是至关重要的一环。电力需求响应作为一种从需求侧着力的经济运行调节手段，可为电力系统提供灵活性资源、缓解短时电力供需矛盾和促进可再生能源消纳。目前已有十余个省份陆续出台电力需求响应实施方案，均取得显著成效。自 2020 年开始，我们选取各区域代表省市，以实地调研、专家访谈、文献调研、企业座谈等形式，对近年来需求响应发展现状、存在问题、制约因素及实施效果进行研究。

一、构建新型电力系统面临的挑战

中央财经委员会第九次会议明确提出，“十四五”时期是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动， 深化电力体制改革，构建新型电力系统。

近年来，我国电力系统低碳化转型加速，可再生能源发电量、装机容量均快速提高(见表 1、表 2)。

据预测， 到 2025 年， 我国可再生能源装机将突破电力总装机容量的 50%，可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右。由于风、光等可再生能源普遍存在间歇性、波动性特点，其大规模并网将对电力系统安全、稳定、经济运行带来重大挑战，主要集中在以下三方面。

(一)电力系统供给充裕性的挑战

目前，我国电力系统主要依靠常规发电机组，如水电、火电等提供电力电量保障。未来，当常规发电机组装机容量占比低于可再生能源，特别是秋冬季节， 水电机组出力大幅降低，火电机组对系统支撑能力减弱，可再生能源中长期预测难、长时间发电出力不确定性高、短时波动性大， 都会对新型电力系统中长期规划和供应保障带来严峻挑战。

(二)可再生能源大规模消纳的经济性挑战

为保障可再生能源大规模消纳，电力系统需要具备足够的灵活性调节能力，通常来源于具备大容量调节功能的水电、经过灵活性改造的煤电、燃气发电以及互联电网等。近年来，部分新兴主体，如虚拟电厂、储能等也开始参与系统调节。随着可再生能源装机规模快速增加，为保障系统安全运行，调节资源投资也随之增加，电力系统总成本或将明显上升。该趋势已在欧美等国家电力系统低碳转型中充分显现，可以成为我国推动电力系统经济转型的重要考量。

(三)市场主体多元化带来的机制设计挑战

随着分布式电源、储能、电动汽车等新兴主体的发展和成熟， 在新型电力系统中，源、荷的定义边界逐渐模糊，只要能为系统平衡服务，电力系统的消费端也可以成为供应端，电力系统潮流将发生时空变化，电力辅助服务需求愈发多样化。

在环境、安全和经济的多维目标下，我国电力系统调度运行和市场交易机制将面临复杂挑战。二、电力需求响应是协同构建新型电力系统的低成本战略路径面对构建新型电力系统的三方面挑战，仅从供给侧着力已显力不从心，亟须扩宽渠道、创新思维，引入需求侧资源协同构筑新型电力系统已成为必然选择。

电力需求响应是电力需求侧管理的重要组成部分，是指为应对短时的电力供需紧张或可再生能源消纳利用困难等情况，通过实时电价信号、可中断负荷电价补偿、长期备用容量补偿等经济激励措施，引导电力用户通过自主调整用电行为、提高电能精细化和智能化管理水平，在特定时段减少或增加用电，实现削减电力系统负荷高峰或填充负荷低谷(即削峰和填谷)，从而促进电力供需平衡，助力新能源消纳，保障电力系统安全稳定运行和绿色低碳发展。

近年来，电力需求响应积极适应电力系统低碳转型，在原有实践基础上，不断扩充内涵。通过在需求侧配置多品种分布式电源、多类型的储能装置、电动汽车和智能化传感装置等方式，可在不显著影响电力用户用电习惯的前提下，以虚拟电厂的形式实现参与电力系统实时平衡调节的功能，是电力需求响应的创新模式。

在短时负荷快速调整的场景下，电力需求响应具有较好的经济性。据初步测算，为应对东部负荷中心短时出现的尖峰负荷，开展电力需求响应的年单位综合成本约为新建顶峰煤电的 37% ～ 50%、新建调峰燃机53% ～ 70% 以及新建抽蓄电站的32% ～ 41%。同时，近年来电力系统中广泛应用的新型储能，可以通过与电力需求响应融合，进一步提高储能电站的利用效率， 从一定程度上降低新型电力系统中灵活性资源新增投资的需求。

由此可见，积极推动电力需求响应与现有灵活性调节资源协同构筑新型电力系统，是切实可行的清洁、低成本战略路径。

三、我国电力需求响应的地方实践与经验

我国自 2012 年启动电力需求侧管理城市综合试点工作，选取北京、苏州、唐山和佛山为试点城市，明确将推广电力需求响应作为试点的重要内容之一。2013 年以上海为电力需求响应试点城市，我国首次电力需求响应正式实施，并逐步在综合城市试点或相关省份中推广。表3为电力需求响应政策要点，图1为电力需求响应试点开展时间线。此后，电力需求响应以华东为主要应用区域逐步向全国推广，已在山东、天津、重庆、江西、广东、陕西、河南等省份陆续开展。

 (一)我国电力需求响应实践的区域特点

近年来，各地负荷峰谷差逐年扩大，尖峰负荷不断攀高，发展电力需求响应的迫切性显著提升。典型地区最大负荷如表 4 所示。依托于所处区域电网的不同特征以及自身的负荷特点，各地探索出多元化的需求响应“地方样板”。

1. 华东电网。华东电网区域最大用电负荷位居全国首位，是全国电力消费大区。该区域大部分省份电力供需基本平衡。其中， 江苏、浙江、上海外来电占比超过 20%，安徽、福建为区域内主要电力外送省份。在极端天气、跨区域线路运行故障、机组非计划停运、天然气供应短缺等特殊背景情况下，面临显著供需缺口。电力需求响应工作起步较早，资源开发和市场培育水平较高，需求响应精细化和智能化建设走在全国前列。

江苏自 2015 年在苏州推动首次需求响应以来，不断扩大实施范围。2020 年， 削峰、填谷需求响应规模均位居全国第一。最大削峰响应能力达 700 万千瓦，最大填谷响应能力超过 300 万千瓦，自动需求响应能力达 100 万千瓦，全年累计促进清洁能源消纳达 1.8 亿千瓦时。

浙江需求响应精细化管理水平较高。依托容量、电量双补偿形式，率先构建日前、小时级、分钟级和秒级等 4 个时间尺度的需求响应资源池，形成需求响应和有序用电共享用户机制。2021 年， 秒级需求响应能力建设目标达到200 万千瓦。

上海近年来积极开展虚拟电厂应 用。2020 年，黄浦区商业建筑虚拟电厂作为上海电力需求响应日常调度资源，累计调度近1500 幢次 /26 万千瓦，单次最大响应电量达 50.5 兆瓦时。

2. 华中电网。华中电网区域电力供需总体平衡，其中，湖北为主要电力外送区域，并在电力供需紧张时与三峡的增量发电能力实现互济平衡。河南、湖南外来电占比超过 15%，江西外来电占比超过 9%，湖南、江西等省级电网的联络互济能力有待提高。该区域近年来负荷增长迅速，特别是夏、冬期间电力供需形势严峻， 保平衡需求迫切，深度挖掘需求侧资源已成为该区域省份提升电力系统运行安全的重要举措。

河南于 2018 年启动需求响应工作，积极发挥售电公司、电能服务机构等负荷集成商作用，2020 年已实现响应储备能力达432 万千瓦。

湖南、湖北均于 2021 年首次发布需求响应方案。根据预判的电力缺口情况适时开展削峰响应，主要面向工商业用户，通过集中竞争性招标方式开展并与有序用电衔接。迎峰度夏期间，湖北已初步实现 180 万千瓦可调节负荷储备，湖南成功实施削峰响应 117 万千瓦。

3.华北电网。华北电网区域电力供需总体平衡，其中，山西为主要电力外送区域，北京、天津及河北外来电总占比超过 30%，山东外来电占比超过 15%。该区域近年来新能源和外来电占比不断上升，系统调峰难度日益增加。为提升电力系统安全可靠运行，该区域积极推动电力需求响应，既形成了以山东、天津为代表的省级需求响应市场，又依托华北电网探索了区域电网需求侧资源交易模式。

山东自 2018 年启动需求响应试点，积极推动需求响应市场化建设。该省采用双品种模式，即容量电量双补偿的紧急型、与电力市场融合的经济型，按照经济型优先、紧急型次之、有序用电保底方式实现削峰填谷。同时， 利用经济型填谷响应，积极推进可再生能源与电力用户构建点对点市场交易新模式。

天津自 2018 年开始，不断扩大参与用户类型范围。引入“城镇型虚拟电厂”实施模式，重点在春节、夏季等重点时段，开展削峰填谷响应。

华北电网自 2020 年启动独立第三方主体参与调峰辅助服务市场。允许区域内的需求侧资源参与华北电网市场交易，实现省级电网与区域电网调节资源的互济。

4. 西南与西北电网。西部是我国“西电东送”战略的输送端，电力供应能力总体富余。近年来， 除 2020 年受疫情影响外，西部电力外送省份的本地电力消费普遍高速增长( 见图 2)， 季节性、时段性、地区性供需紧张频现，亟须挖掘需求侧潜力以缓解电力供需矛盾。

西南电网之重庆市，自 2019 年首次启动需求响应试点。通过在丰水期(一般为 7—9 月)与四川外送水电协同，实现削峰和填谷的功 能，2021 年预期形成 40 万千瓦削峰能力。

西北电网之陕西省，于 2020 年首次开展需求响应试点。目前， 已构建日前邀约和实时响应的需求响应双品种，以约定补偿方式调动削峰能力。

5. 南方电网。南方电网以广东为用电负荷中心。广东外来电占比超过 25%，云南、贵州、广西为主要电力外送区域，海南依靠海底电缆与广东电网联络。该电网与国家电网联络互济能力较弱。近年来， 南方电网用电增速较快。特别是电网内 3 个外送省电力需求猛增，季节性电力供需矛盾不断加剧。

广东自 2015 年在佛山率先启动需求响应试点，成功实施了 15 次不同层次的需求响应事件，需求响应能力达 19.8 万千瓦。2021 年，以日前邀约削峰需求响应起步，首次在全省范围开展市场化需求响应，并由需求地区市场用户分摊补偿资金。

(二)实践经验

通过对各典型省份需求响应政策要点进行分析(见表 1、2)可以看出，各典型地区电力需求响应的成功实施，离不开对先行先试省份的学习与参考，更重要的是基于自身条件，通过地区试点、扩大范围、积极培育市场以及滚动完善规则等措施，不断提升需求侧资源参与电力系统运行调节的意愿和能力，形成了以下新的特点。

1. 响应主体的多样化。响应主体准入门槛不断降低，包括居民在内的各类型电力用户逐步具备参与响应的资格，为电力需求响应提供充足的资源库。负荷聚合商、虚拟电厂运营商等主体的引入，为中小型电力用户、居民、党政工团和公共建筑用电开展精准响应创造了条件。用户侧储能和电动汽车的推广已逐步成为庞大的可开发需求响应资源。

2. 市场建设的多元化。各地结合当地电力市场建设特点，探索电力需求响应的市场化推进模式， 深入研究需求侧主体在电力系统中的功能定位，针对补偿标准、补偿资金来源、响应组织形式等， 构建了形式多样的地区市场化建设新模式，为加快构建适应新型电力系统的市场化交易机制开展有益实践。

3. 实时响应的规模化。为拓宽电力系统应急状况的处理手段， 需求响应实践的先行区域重点推广实时需求响应，采用积极的价格激励政策并广泛应用“云大物智移”等技术，已在需求侧形成了稳定可靠的电力系统调节能力， 为在新型电力系统中构建源网荷储协同的资源互济模式奠定基础。

4. 绿色响应的可溯化。为助力新型电力系统转型，满足终端电力用户对绿色电力的消费需求， 各地以电力需求响应为有效抓手， 进行了有益的实践，加快探索实现了可量化、可追溯的绿色电力响应模式，为满足终端消费中日益高涨的绿色电力需求创造条件。

四、面临的主要问题及原因

总体上看，各典型省份电力需求响应实施范围、频次与力度均显著提升，特别是山东、广东、浙江等现货试点省份，结合当地电力现货市场建设的进度，加速探索与电力现货市场协同的电力需求响应市场化开展模式。但是， 在各省市的实践中，也存在一些问题亟待解决。

(一)电力需求响应发展中存在的普遍性问题

1. 需求响应资源的可靠性仍待提高。各地实践中，由于不同类型用户响应能力和意愿的差异，实现响应资源的可靠调用仍存困难。部分省市为确保调用可靠性，通常采用提高备案容量的方式，如重庆的备案响应负荷总量暂按响应需求的 130% 考虑，其中 30% 作为响应储备。

调研了解到，中小型电力用户参与较为积极，但其用电行为相对无序，响应能力弱，单体响应成功率一般在 60% 左右甚至更低。大型用户用电管理精细化程度较高，响应能力强，成功率高， 通常以独立主体身份参与响应。其参与意愿易受主营业务的市场行情影响，且许多情况下是为了规避有序用电而参与需求响应。特别是 2021 年，大宗商品行情上涨背景下，钢铁、水泥等企业产销两旺，华东地区最高补偿标准虽已达 45 元 / 千瓦。不少企业担心影响生产，参与意愿并不强烈。部分地区放开了居民负荷参与电力需求响应，从实施初期的情况看，居民用户参与积极性较高， 但实施精准度、负荷调节能力等方面仍差强人意。电动汽车作为新型主体参与电网调节的应用中， 公交车辆、物流车辆等集中响应的参与度较好，但私家车受个体行为随机、价格敏感性差异化大等因素影响，难以成为可靠的调用资源。

2. 补偿激励资金来源仍是制约需求响应发展的重要难题。电力需求响应补偿激励资金来源一般按照购电侧价差资金池、售电侧价差资金池、超发超用形成的盈余空间以及输配成本统筹考虑。在电力需求响应的实践过程中， 资金来源的稳定性仍然是限制各地实施需求响应的重要难题。如， 因政策调整，城市公用附加费取消导致部分地区资金来源一度中断，致使需求响应工作进一步开展受限。

近年来，部分地区结合电力市场建设进度，加快探索按“谁受益谁承担”原则向终端疏导的模式并取得成效。但是，随着我国经济的快速发展以及可再生能源装机比重不断增加，特别是2020 年疫情缓解后经济快速反弹， 各区域电力需求响应的响应频次、规模不断加大，补偿资金需求规模快速增加。如，浙江省 2020 年度(含 2021 年 1 月初)总响应电量达 4047 万千瓦时，实际补偿资金总额达 1.28184 亿元，分别较 2019 年增长了约 118% 和 474%。

为扩充资金来源，各地积极提出有关解决方案。江苏 2021 年尖峰电价执行时段增加至 2 个 [36]; 广东 2021 年 6 月起调高向市场主体分摊上限，由 5 厘/ 千瓦时提高至1分/ 千瓦时 [37] ;安徽已发布的征求意见稿中，明确提出通过增设季节性尖峰电价解决响应资金来源 [38]。但是，上述做法均存在提高终端整体用电成本的风险。

3. 组织实施方式的计划性仍较明显。为保证新型电力系统的安全稳定运行，灵活性资源需要处于随时可用的状态以应对可再生能源的间歇性波动，形成有效的源荷互济协同。从国际主流电力市场中需求响应的运行情况看，需求响应通常作为一种常态化运行的品种参与电力市场。如美国PJM 市场中，需求响应采用了紧急型响应和经济型响应的双品种设计，并可参与容量市场、电能量市场和辅助服务市场 [39][40]。

目前，各省市在电力需求响应的推广中，已开始采取电力、电量、容量竞价等市场化方式。个别地区，如山东、广东、浙江等，积极探索需求响应作为常规调节手段参与系统运行。大部分地区实施的需求响应仍呈现较强的季节性、节假日性和响应总量计划性特点，仅将需求响应作为有序用电的前置保险措施，尚未成为常态化、充分市场化运行的系统调节手段。

(二)地区电力需求响应存在的差异化问题

1. 电力需求响应资源储备方面。目前，电力需求响应尚未在全国范围内普遍推广，且各地电力需求响应推广程度和电力基础设施条件等方面差异大，也造成了近中期各地区推进电力需求响应资源储备的主要目标，极具地方特色。

江苏、浙江、山东、天津等省份，经过多年市场培育已形成了一定规模的响应资源储备。但是，响应资源的构成仍主要以用户自主调整的邀约式为主，可与电网进行实时互动的实时响应储备仍待进一步提高，特别是将需求响应储备资源纳入电力中长期规划、电网调度管理仍需创新推进。广东、湖南、湖北、陕西等省份，尽管也提出了实时响应的目标，但扩大电力需求响应实施范围、提升电力需求响应削峰填谷总体能力仍是当务之急，亟须加快培育市场、形成具备规模的响应资源储备。

2. 电力需求响应资源潜力方面。电力需求响应潜力在不同行业中差异化极大。据调研，仅考虑技术经济性因素的情况下，商场、办公楼宇等大型公共建筑，调节空调、照明、电梯等电力负荷手段多样，响应潜力较大。钢铁、水泥等行业， 可调节电力负荷一般为工艺流程中的辅助部分，在全工艺流程中能耗的占比不高，响应潜力相对有限。电解铝行业，可调节或终止主工艺流程以实施需求响应，但对电解槽等设备影响较大，甚至造成设备损坏。数据中心用电量主要受运算需求影响，且考虑差异化的数据应用技术指标，目前参与响应的潜力和方式仍待探索。

结合目前各地的产业发展及分产业用电看，江苏、浙江、广东、北京、上海等地区近年来在多领域积极实施电能替代，二产、三产和居民用电量稳定增长，终端电气化率快速攀升，通过实施需求响应引导大量无序化用电向有序化转变， 是近中期挖掘电力需求响应资源潜力的重要挑战。西北、西南等地区，近年来重点发展钢铁、水泥、有色等高载能产业，且部分省份产业分布集中，整体调节性能较差， 且三产、居民用电占比低，需求侧可挖掘潜力不高是近中期发展电力需求响应的重大难题。

(三)主要原因

1.电力需求响应综合价值未得到完整体现。电力需求响应发挥作用的关键是清晰、合理、可量化的用电收益以及与之匹配的补偿标准。在多地实践中，补偿标准通常考虑电力需求响应对短时电力平衡的贡献、用户参与响应产生的直接和间接成本，未充分考量促进可再生电力消纳、提供电力系统备用容量及引导能源消费多元化转型的价值。

从促进可再生电力消纳方面考虑，可再生电力的价值不仅包括电力供应的基本价值，更重要是随着电力系统中可再生电力占比不断增高，低碳电力系统所产生的环境价值，一般包括减少二氧化碳、硫化物、氮氧化物、固体废物以及废水等排放的价值。目前，随着我国电力市场的加速推进、碳市场的正式启动以及绿色电力消费权益市场的不断完善，通过电力需求响应促进可再生电力的实际电力消纳量已实现可追溯与计量。同时，结合市场化的碳排放和绿证的交易价格可进一步量化促进可再生电力消纳的环境价值。

从提供电力系统备用容量方面考虑，电力系统中，为保障系统安全运行，在系统规划阶段一般按照 15% 左右考虑备用装机容量，通常采用火电机组的技术方案。近年来，电力系统运行不断呈现短时尖峰特性，完全通过新增火电装机的方式予以满足，极易造成新增设备全年利用率偏低的状况。特别是， 随着虚拟电厂、实时需求响应等技术的发展，电力需求响应的可靠性不断提高，可以作为电力系统应对短时尖峰负荷的稳定储备资源，应通过优先发用电计划、容量市场等方式获得相应的价值实现。

从引导电力消费多元化转型的方面考虑，随着电力需求响应推广力度的不断加大以及响应规则的不断完善，在持续经济激励和多品种响应模式的引导下，终端用户电力消费的智能化、精细化、绿色化转型积极性逐步增强， 带动需求侧整体用能水平的提高， 其综合价值可通过能耗“双控”、用能权交易等制度机制予以体现。

2.电力需求响应业态的培育需要多维驱动。电力需求响应能力的充分发挥，既依赖于经济手段的激励，也依赖于用电终端响应能力的建设和响应意愿的充分调动。然而，电力用户差异化的用电特性和利益诉求，决定了需求响应资源难以像发电机组一样，可单纯靠电价驱动以及电网调度调节。特别是， 近年来，非工商业用电在全社会用电中的占比持续提高，而目前电力需求响应的大部分组成仍为工商业用电，如欲进一步挖掘需求侧潜能，需从政策机制、终端建设、科普宣传和效能信用评价等多维度开展长期工作和创新实践。

从各省的实践来看，江苏基于长期实施电力需求响应的储备， 在 2021 年春节期间，将需求响应与统筹疫情防控、助力企业留工稳岗相结合，在促进清洁能源消纳的同时，大幅提升了需求侧主体参与的积极性，参与用户数量较 2020 年同期增长 347%，取得了良好的经济效益与社会效益 。

浙江以国管局《关于 2021 年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》的要求为契机，积极推动全省公共机构开展电力需求响应集中示范工程，进一步扩大电力需求响应参与主体的范围， 力争实现全省公共机构具备最大用电负荷 30% 的需求响应能力 。

广东于 2021 年首次在全省范围实施电力需求响应，尽管该省电力市场建设相对成熟，但需求响应参与者主要为经营性用电主体，且缺乏长期培育，因此，在需求响应启动初期并未达到预期效果。

3.电力市场机制不完善限制需求响应发挥作用。建设真实反映供需、权责清晰的市场机制是解决补偿费用来源、提高用户积极性的根本出路。然而，我国电力市场建设仍待多维深化。市场限价方面，市场建设初期出于避免价格大幅波动的考虑，各省级电力市场限价偏保守，而需求响应因未与电力市场完全协同运行，执行的补偿标准较高，造成了电力需求响应与电力市场价格体系的脱离。如，广东电力现货市场上限为 1.5 元 / 千瓦时，而需求响应补偿标准上限达 4.5 元 / 千瓦时; 山东需求响应的最高价格为电力现货实时市场出清价的 2 倍。主体责任方面，目前，我国电力系统主要强调供给侧保供责任，对需求侧应承担的供电可靠性成本不明晰，造成许多用电主体片面认为高可靠用电保障“与己无关”和“理所当然”，增加需求响应执行难度。

五、加快全面推行电力需求响应的建议

11省开展电力需求响应的成效表明，电力需求响应是应对电力经济新形势和新要求的有效手段。加快构建电力需求响应的功能价值体系，因地施策推动地区电力需求响应工作，对推进我国新型电力系统建设具有重要意义。

(一)进一步明确需求响应在新型电力系统中的定位和作用，构建政策标准完善、理念技术先进、应用场景丰富、源网荷储互动的电力需求响应体系

建议中长期电力规划明确电力需求响应能力建设指标。加快推进和完善电力需求响应与电力调度、电力市场、可再生能源消纳责任权重、碳排放权、能源“双控”考核等项政策的衔接。

(二)积极构建以能源主管部门统筹、市场化手段主导的电力需求响应运行模式

注重效率兼顾公平，从政策宣贯、终端建设、实战演练、效能信用评价等多方面着力，强化需求响应业态培育，完善需求响应资源调查和分级分类管理。

积极培育储能、数据中心、5G 基站、充电桩、冷链冷库等新兴用户，鼓励综合能源服务商、负荷集成商、小微园区、虚拟电厂等负荷集成模式，进一步扩大重点区域及省市需求响应资源池规模范围。

(三)加快探索区域多元化需求响应发展模式和路径

建议华东、广东、山东等地， 立足当前市场建设基础，进一步强化需求响应综合能力建设，重点创新推进需求响应市场化模式， 探索需求响应常态化运行。

华中等地，近期电力供需矛盾突出，宜多措并举加快需求响应业态培育，加快构建并壮大需求响应资源储备能力。同时，进一步优化需求响应与有序用电衔接配合。

西北、西南等地， 由于局部地区负荷超预期发展，造成输配电时段性阻塞矛盾凸显，宜加快培育需求响应新模式，特别是针对部分地区产业结构单一、负荷调节互补性不强的特点，探索构建跨省、市、县区的区域需求侧资源互济共享机制。选取试点地区，研究并试点提高电力交易价格上限，加快推进可中断负荷电价，并按“谁受益谁承担”原则向终端疏导。

(四)加快构建以行业类型、用电类型为主要分类标准的需求响应政策，在电价基础上扩展需求响应的激励效果

针对大型工业，特别是高耗能行业，强化需求侧管理，积极推动需求响应与能源消费权益市场协同的试点应用。

针对商业用户，积极完善峰谷电价机制，进一步扩大峰谷价差，稳步推动用户侧储能或源储一体化项目规范化、标准化实践。针对中小型电力用户，特别是居民、党政工团与公共建筑空调负荷，鼓励通过负荷聚合商、虚拟电厂服务商、售电公司等专业能源服务企业实现整合。

(五)夯实能力建设，为有效调用灵活性需求侧资源巩固基础

加强国家电力需求侧管理平台功能建设。结合数字新基建， 加强需求侧资源的全面监测和电力供需形势预测预警。

完善有序用电、需求响应等信息披露工作，推动信息公开透明，拓宽信息发布渠道，加强舆论引导。

强化电力需求侧管理城市综合试点工作经验总结和推广，形成可复制模式，大力拓展电力需求侧管理实施范围。积极推动终端计量、响应能力建设。

【作者信息】

赵晓东，中国宏观经济研究院能源研究所，高级工程师，研究方向：电力市场、综合能源服务;

王娟，中国宏观经济研究院能源 研究所，副研究员，研究方向：能源市场、能源产业;

周伏秋，中国宏观经济研究院能源研究所，研究方向：新型电力系统、综合能源服务;

邓良辰，中国宏观经济研究院能源研究所，助理研究员，研究方向：综合能源服务、电力系统。