近期，国家发改委发布了《电力负荷管理办法（2023年版）》和《电力需求侧管理办法（2023 年版）》，在新型电力系统建设的关键阶段，力图通过市场化与行政管理等方式，发挥电力需求侧管理、有序用电等措施的作用，确保电网安全稳定运行，保障社会用电秩序。坚持市场优先的原则，限制有序用电之手，是电力需求侧响应规模化发展的前提条件。

一、电力需求侧响应的重要性及困难

新能源的随机波动性和间歇性，导致虽然投资了大容量的新能源装机，但发电有效装机（可保障出力的机组）增长却极小，为了保证电力供应的充裕度，仍需要根据最大负荷的增长投资更大规模的发输配电设备，而其投资是巨大的。根据测算，为满足1kW新增负荷的全投资（包括发电、输电、变电、配电环节）超过10000元，而一年中超过全网最大负荷95%的用电时段可能不到100小时，通过需求响应手段削减5%的高峰负荷，带来的年电量的损失不到千分之一。所以，负荷侧需求响应管理，相对投资昂贵的发输变电设备，是更加经济的调节方式。

为了缓解新型电力系统供电紧张问题，国家高度重视需求响应的发展。国家发改委、能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》，将需求侧响应能力正式纳入能源发展规划目标，要求到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%～5%。《2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号）中也提出：“至2030年，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力”。按照以上要求，预计到2030年，需求响应负荷削减能力将达到100GW。

尽管电力需求响应有性价比高、见效快的特点，但建立健全的需求响应市场，激励广大用户特别是灵活性较高的空调、采暖、电动汽车等民用负荷积极参与，仍存在较多困难。一是价格机制缺失，难以有效调动灵活性资源的参与；二是有序用电等行政指令对需求响应的干扰，大幅挤压了需求侧响应的作用空间；三是要使海量的、异质的、碎片化的负荷侧资源响应电网运行，也存在一定的技术和标准等难题。

二、新版电力负荷和电力需求侧管理办法解读

为了协调新型电力系统建设过程中，新能源发展与电力保障供应之间的矛盾，综合采用经济、行政、技术等手段，对电力负荷进行调节、控制和运行优化管理工作，发改委于9月底发布了《电力负荷管理办法（2023年版）》和《电力需求侧管理办法（2023 年版）》，提出了包括促进需求响应、有序用电等具体措施与可行机制，重点内容总结如下：

1.职责分工

国家发改委负责全国电力负荷和需求侧管理工作，各级电力运行主管部门负责本行政区域内的组织实施工作。电网企业负责新型电力负荷管理系统建设、负荷管理装置安装和运行维护、负荷管理措施执行和分析等工作。

2.实现需求响应的市场化

需求响应以经济激励为主，引导电力用户自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。

建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制。根据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段提高经济激励水平。逐步以更多市场化方式实现需求响应，推动需求侧资源进入电力市场，鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益，逐步将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施。逐步健全尖峰电价、深谷电价、容量电价、需求响应电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等电价政策。地方可按规定结合实际安排资金支持电力需求侧管理有关工作。建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，提高电力系统的灵活性。

3.需求响应优先，有序用电保底

长期以来，有序用电就是维护用电秩序平稳的手段。新型电力系统建设过程中，电力保障供应面临更大的难度。随着新能源的大规模发展，电源侧的不确定性显著增加；相较于对“靠天吃饭”的新能源进行管理，对负荷侧进行调节似乎成为更可靠的办法，因此有序用电对于保证供电安全的重要性可能上升。《电力负荷管理办法》提出，有序用电方案规模应不低于本地区历史最高负荷的30%，对于负荷控制的比例和技术要求显著提升。

但这并不意味着有序用电会被滥用。两个《办法》中均强调了需求响应优先的原则，只有在提升发电出力、市场组织、需求响应、应急调度等各类措施均实施后，仍无法满足电力电量供需平衡时，才能依法依规控制部分用电负荷，维护供用电秩序平稳的管理工作有序用电。有序用电方案应按照先错峰、后避峰、再限电的顺序安排电力电量平衡。不得在有序用电方案中滥用限电措施，影响正常的社会生产生活秩序。

4.扩展电力需求侧响应参与主体

各类经营性电力用户均可参与需求响应，有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应。支持地方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。

各省级电力运行主管部门应指导电网企业根据需求响应的资源类型、负荷特征、响应速率、响应可靠性等关键参数，形成可用、可控的需求响应资源清单。到2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030 年，形成规模化的实时需求响应能力。

5.提升数字化管理水平

电网企业建设新型电力负荷管理系统，作为负荷管理工作的重要实施平台，用于对电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控和服务。电网企业以此为依托为第三方经营主体提供数据支撑和技术服务。推动电力需求侧管理相关平台与能源、经济、气象、建筑等信息化平台互联互通。创新电力领域数据要素开发利用机制，支持开展基于用电大数据的新型增值服务，打造数据应用生态。

三、问题探讨

此次发布的两个《办法》尽管对需求响应市场化、需求响应优先的原则和方向进行了明确，但以下两个问题仍将显著影响需求响应的发展：

1.当前市场机制难以形成作用于负荷侧的有效价格信号

我国已经开展了现货市场试点等改革措施，但对电能量市场的限价，以及现货批发市场形成的价格信号（如现货市场价格）并没有向用户侧及时传导，以及居民负荷采用政府定价等问题，极大限制了需求侧根据价格信号进行自主管理。

尽管部分地区的“两个细则”或电力市场中，允许可控负荷、虚拟电厂参与辅助服务和现货市场，但其价格激励效果有限。负荷侧对价格响应的动力与价格变动区间大小成正比，负荷侧资源规模越小，其响应“价格死区”越大（即要求价差较大时，才有意愿响应）。例如，在价差约0.5元/kWh时，大工业负荷可能有积极性参与响应，但家庭用电动汽车就没有动力参与充放调节。当下不管是辅助服务固定补偿标准，还是辅助服务市场、现货市场的限价额度，都不足以对小规模的空调、电动汽车等负荷产生经济驱动力。

新型电力系统的推进，需要不断挖掘需求响应的空间，这就需要实现对更小颗粒度调节资源的逐步渗透。只有形成充分的市场环境，才能解决负荷侧的“价格死区”问题，即当调节资源不足时，如果放开电力价格限制，就可能产生一定程度的稀缺电价，刺激更多用户参与电网调节。所以，不受太多限制的价格信号是提升需求响应或虚拟电厂渗透率的条件。

2.有序用电挤压需求响应的作用空间

《办法》提出了需求响应优先于有序用电的要求，但当前需求响应的市场化基础很薄弱，近两年各地反复出现的用电紧张状况，有序用电被频繁应用到工业领域，依靠有序用电进行负荷控制的惯性仍将长期延续。

有序用电在电力紧缺时的屡次出手，尽管对企业生产和经济发展带来了不利影响，但其在负荷控制方面确实具有规模化、高效率的优势，按计划、程序化操作的有序用电远比市场化手段来得直接有效，也符合传统电网调度运行的特点。有序用电的存在，很容易降低电力需求响应的透明度，将市场化响应资源隔离在外，所以需求响应业务很容易在强大的有序用电面前败下阵来，“逐步将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施”仍有相当长的道路要走。

四、相关建议

促进需求响应的发展，需要进一步深化市场化改革和放开对电价的限制，将电力市场改革逐步渗透到广大负荷末端，同时对有序用电的使用进行严格限制。提出不成熟的建议如下：

1.逐步腾出需求响应市场化的空间。有效发挥需求响应的效率，市场化机制必不可少，有序用电仅作应急保底作用，应严格加以限制。尽快推进现货市场的普及，在市场环境下，将逐步形成聚合商取代电网企业，需求响应的市场竞争取代行政指令的局面，促进需求侧资源在电力市场中成熟运行。

2.允许价格信号更自由地流动。自由变动的价格信号是促进需求响应发展的关键，应逐步推进零售市场价格与现货市场联动，并且逐步放开限价措施，在竞价的基础上出现一定程度的稀缺电价，激励需求响应向更细小的用电颗粒渗透，这也是虚拟电厂等新型业务的土壤。

3.妥善推进民用电参与需求响应。居民用电的峰谷差最明显，夏季民用空调负荷和冬季采暖负荷，都是造成用电紧张的重要原因。而民用电属于保障负荷范围，当前不能感受电力价格信号，但实现居民柔性用电是用户侧灵活性资源的重要组成。建议在民用电领域有序引入电价波动机制，促进民用电通过虚拟电厂聚合参与需求响应。