随着大规模新能源、高比例的电力电子设备、电动汽车等新型负荷接入电力系统，系统内部的运行特性发生了较大变化，叠加外部环境的不确定性与日俱增，使得电力系统更易遭受黑天鹅、灰犀牛等风险侵扰。相较于电源侧、电网侧的做加法式相关措施，加强需求侧管理在建设周期、响应速度和成本效益方面具有突出优势，可以成为提高电力系统韧性的有效手段。我们预计2025年、2030年我国可调节资源潜力将分别达到8300万千瓦、1.3亿千瓦左右，相应的理论市场空间可能达到约400亿元、1400亿元。
释放需求侧管理蕴藏的巨大潜力，需要从技术、市场、政策三方面共同持续发力。短期，以行政手段为主，重点做好需求侧资源专项规划、制定分级利用标准、强化极端情况下的有序用电快速响应能力；同时鼓励各地方政府因地制宜出台需求侧响应价格机制，有条件的地区适当加大激励，针对独立储能、虚拟电厂等新模式出台专项支持政策。中长期，以市场手段为主，即不断完善价格机制与市场环境，持续鼓励技术与模式创新；辅以行政手段，在做好极端应急响应的基础上，持续精细化有序用电。
摘要
? 当前，电力系统正处于向高比例新能源、电力电子化（双高特性）日渐显著的新型电力系统加速转变的关键期。系统内部的运行特性发生了较大变化，抗扰动能力和调节能力下降；同时外部与气象、交通等其他系统的耦合更加紧密，更易受到外部风险的冲击。因此，极端天气等小概率黑天鹅或灰犀牛风险，几乎成为新型电力系统不可避免的风险挑战。
? 应对黑天鹅、灰犀牛风险冲击，需要电力系统从电源、电网、负荷各个环节共同提高系统韧性。相较于源网两侧做加法式的相关措施，我们认为，从负荷侧加强需求侧管理，在建设周期、响应速度和成本效益等方面具有突出优势，是当前建设新型电力系统的当务之急。
? 考虑我国未来用电整体趋势及不同负荷的可调节特性，我们预计2025年、2030年我国可调节资源潜力将分别达到8300万千瓦、1.3亿千瓦左右，占最大负荷的比例分别为5.1%、6.6%；结合我国电力市场发展趋势，按照邀约型、市场型两种模式综合考虑，估算2025年、2030年我国需求侧资源参与市场化调节的理论市场空间可能达到约400亿元、1400亿元。
? 释放需求侧管理的巨大潜力，我国仍面临管理机制不规范、缺乏专项规划、市场体系不完善、技术标准不健全等突出问题，需要从技术、市场、政策三方面共同持续发力。短期，以行政手段为主，重点做好需求侧资源专项规划、制定分级利用标准、强化极端情况下的有序用电快速响应能力；同时鼓励各地方政府因地制宜出台需求侧响应价格机制，有条件的地区适当加大激励，针对独立储能、虚拟电厂等新模式出台专项支持政策。中长期，以市场手段为主，即不断完善价格机制与市场环境，持续鼓励技术与模式创新；辅以行政手段，做好极端应急响应的基础上，持续精细化有序用电。
正文
自去年3月中央首次提出新型电力系统的概念以来，学术界、产业界、金融界围绕其内涵定义、形态特征、技术路径、投资方向等进行了广泛而又深入的探讨。然而，在百年变局叠加世纪疫情影响的当下，燃料价格飙升叠加极端天气频发，给新型电力系统的建设带来重重障碍，而连续两年出现的局部地区限电问题更是给当地居民生活及经济发展带来较大影响。于是，新型电力系统如何在承担好推进双碳主力军角色的同时确保电力安全稳定供应成为社会各界关注的新焦点。相较于传统电力系统更加注重电源侧和电网侧建设的现实，我们认为，准确认识并统筹挖掘需求侧资源的蓝海价值是当前新型电力系统建设的当务之急。
一、为什么挖掘需求侧价值是当务之急？
重发、轻供、不管用是传统电力系统的遗留通病，也是过去电源侧、电网侧、负荷侧相关主体时常站在各自视角思考问题、缺乏互动的真实写照。新型电力系统下，源网荷各个环节都发生了较大变化，对各环节承担的角色及系统的整体性都提出了更高的要求。电源侧，不仅需要更高效的电能转换，还更加强调初始能源的清洁性，于是更多的风光清洁能源接入电力系统，但其大规模接入带来的间歇性、波动性成为系统新的不稳定因素；电网侧，不仅需要完成远距离、大规模的电能输送，同时也需要更强的灵活性资源调配能力去平抑系统中的不稳定因素，于是电网互联的规模越来越大、结构和形态也日益复杂；负荷侧，不再是过去相对规律的负荷变化曲线，随着越来越多的电动汽车、储能、分布式电源等随机性、分散性、双向性负荷接入系统，使处于双高变革期的系统更易受到需求侧不确定性的扰动，同时也将新型电力系统建设与人民对更高质量美好生活的需求深度绑定。我们认为，如果没有加以高效利用，仅靠发供电侧的资源不仅难以完全满足，而且所需的系统成本会以指数级增加。因此，新型电力系统的建设，是一个源网荷储协调推进且高度互动的系统工程，其中往日容易被忽略的需求侧资源，将发挥必不可少的关键作用。
（一）新型电力系统面临的黑天鹅与灰犀牛风险
黑天鹅与灰犀牛通常指生活中出人意料的小概率高风险或大概率却没有被充分重视的潜在风险，但就像美国经济学家米歇尔·渥克曾说的那样：每一只黑天鹅背后都有灰犀牛[1]，现实生活中的黑天鹅也往往与灰犀牛伴随而来，危害巨大。虽然这样的风险整体概率并不高，但对于世界上最庞大最复杂的人造动力学系统[2]，电力系统遭受这样的小概率风险冲击却几乎不可避免。
当前，电力系统面临的灰犀牛风险主要来源于两类：一类来自于外部宏观环境或能源系统与自身发展的不一致甚至顶牛。如一些传统的电力送出地区（云南、内蒙古等），由于电解铝等高耗能产业的迁入，用电量增长过快，导致部分时段也出现电力缺口；而与煤炭系统的价格传导不畅易引发煤与电价格顶牛现象，如去年在动力煤现货价格一度飙升至2600元/吨的历史高位背景下，部分火电厂发电量不足，最终造成局部地区限电。
图表1：云南全社会用电量vs电解铝产量
资料来源：iFinD，中金研究院
图表2：煤价与电价历史波动
资料来源：iFinD，中金研究院
灰犀牛的另一类风险来自于系统内部，尤其是对于互联规模不断扩大且正处于变革转型期的电力系统：随着新能源、直流输电等大量电力电子化技术设备接入系统，使传统由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。由于电力电子设备缺乏转动惯量[3]以及调频、调压能力不足，使系统抗扰动能力和调节能力下降，给系统安全稳定运行带来巨大隐患，相应的控制理论与技术也亟待突破。新能源并网标准高于我国的英国、南澳等地，相继发生过新能源脱网引发的重大停电事故；我国电网也发生过因多回直流同时换相失败[4]导致功率瞬间跌落的事故。
图表3：英国风电大面积脱网导致停电[5]
资料来源：National Grid，中金研究院
图表4：直流换相失败引发系统功率跌落
资料来源：吕鹏飞（2022）[6]，中金研究院
极端天气是典型的黑天鹅风险，随着可再生能源接入系统的比例越来越高，电力系统与气象系统的耦合也更加紧密，相应更容易遭受极端天气的冲击，近几年国内外大的电力供应风险几乎都与此有关。
如今年夏季，受极端气候影响，我国经历了严重的南旱北涝[7]，一方面，高温导致的温控负荷急剧攀升，推高电力需求，另一方面长江水位大幅低于往年，丰水期缺水导致四川、云南等水电大省出力严重不足，形成电力硬缺口，四川更是实施了等级最高的能源保障一级应急响应。
图表5：2019年至今四川水电发电量
资料来源：国家统计局，中金研究院
图表6：2021年极寒天气导致得州大停电[8]
资料来源：Electric Reliability Council of Texas (ERCOT)，中金研究院
与极端高温天气相对应，极端寒冷也会给电力系统带来巨大风险。如2021年美国得克萨斯州（简称得州）大停电，因极端低温造成了天然气管道急冻，部分燃气机组生产作业中断；与此同时，没有防冻准备的风力发电机涡轮被冻住，导致风力发电产能大幅削弱。此次得州限电负荷超过2000万千瓦，影响人口超过400万人，对生产生活造成严重影响[9]。
（二）从需求侧提高电力系统韧性的突出优势
应对上述黑天鹅、灰犀牛风险冲击，显然电力系统传统的三道防线（图表7）远远不够，因此新型电力系统亟需增强应对极端风险冲击的预防、抵御与快速恢复的能力，即系统韧性(system resilience)[10]（图表8）：冲击前，电力系统能够保留足够的安全裕度，对冲击有充分的预期，将可能的风险因素降到最低；冲击中，系统具有良好的响应和适应能力，保证系统受到的绝对损害较小、在低谷期持续的时间较短；冲击后系统能够尽快恢复到期望的正常状态。
图表7：传统电力系统三道防线
资料来源：《电力系统安全稳定导则》[11]，中金研究院
图表8：新型电力系统系统韧性示意图
资料来源：别朝红（2020）[12]，中金研究院
提高系统韧性，需要从电源、电网、负荷各个环节共同发力：
电源侧，由于新能源的大装机、小出力，甚至极热无风、夜间无光的特性，需在关键地区补强火电等支撑性电源，以提高安全裕度；同时通过新能源配置储能、火电灵活性改造等方式增加电源的自调节范围，增强应对极端事件的能力；加强抽水蓄能等黑启动电源建设，增强快速恢复能力。
电网侧，重点要增强网间互济能力，加强异步联网建设，以提高安全裕度；同时识别并加固电网关键节点，提升关键设备防灾能力；利用分布式电源、微电网等更加灵活的组网方式提升恢复阶段的输电能力。
负荷侧，重点要提升负荷预测的精度和负荷调控能力，以提高安全裕度；同时发挥电价对用户用电行为的引导作用，实现冲击过程中负荷侧资源自动调节；实现海量负荷侧资源唤醒能力，提升系统需求侧管理能力与用户参与水平，增强快速恢复能力。
图表9：提高系统韧性主要措施
资料来源：中金研究院
相较于电源侧、电网侧的相关措施，从负荷侧加强需求侧管理在建设周期、响应速度和成本效益方面具有突出优势。无论是电源侧、电网侧，还是配置储能，都是做加法，即需要通过增加设备投入，提高供给能力的方式实现增强电力系统韧性。这就决定了这些措施前期投入较大，并且考虑建设周期的话，均无法满足即时响应、迅速部署的需求。常规电源以建设较快的火电为例，也至少需要1-2年的时间，周期最短的光伏电站，也需要6个月以上的建设时间。这就意味着，一旦需求因为突发因素（如极端高温）激增，很难短时间内快速提高供给满足需求，只能提前建设，这就增加了沉没成本的风险。而通过需求响应，则是做减法，即便需要配置部分用户侧储能等装置，其建设周期也大大优于传统电源。根据国家电网相关测算，同样为了维持电力系统稳定，传统火电厂如果要建设煤电机组来实现经营区域内电力削峰填谷，以满足5%的峰值负荷需求即最大用电需求计算，需投入电厂及配套电网建设成本约4000亿元；如果借助虚拟电厂等来实现同样的功能，其建设、运营、激励等环节仅需投资500亿元至600亿元，成本远低于前者[13]。
图表10：从负荷侧提高系统韧性的主要优势
资料来源：中金研究院
二、需求侧管理究竟蕴藏了多大价值潜力
（一）概念及利用现状
最大化挖掘需求侧资源潜力，技术、市场、行政手段缺一不可，这就需要以系统性思维建立需求侧管理的概念。事实上，电力需求侧管理的理念由来已久，但无论是上世纪30年代萌芽阶段用开关钟控制电力负荷并逐步推广各类节能产品，还是经历了第一次能源危机后美国电科院正式提出Demand Side Management (DSM)的理念，再后来随着电力市场进程加速及信息数字技术的日趋成熟而出现的需求响应、虚拟电厂等具化模式，其本质始终未变，即在保持能源电力服务水平相当的情况下，改变用电负荷曲线，以实现减少新建电源投资及相应污染，最终促成系统整体的经济效益和社会效益最优[14]。
图表11：需求侧管理的历史演进
资料来源：胡江溢等（2007）[15]，中金研究院
电力需求侧管理可覆盖的资源对象较多，包括：可调节资源、可节约资源、可替代资源[16]。为了突出需求侧资源的灵活调节作用，本文的资源范围特指可调节资源，即位于用户侧可以与电网进行双向灵活互动的资源。考虑调节主体差异，可调节资源可进一步分为电源类、可控负荷类、储能类。可控负荷资源包括了工业生产、空调负荷、智能家居和电动汽车等，通过调整自身用电行为达到削峰、填谷的效果；储能类的为用户侧储能系统，可与电网进行双向灵活互动；电源类资源包括自备电厂、冷热电三联供和分布式电源等，通常与前两类配合共同参与电网调节。
图表12：电力需求侧资源分类
资料来源：中金研究院
从我国需求侧资源的利用手段看，主要分为以有序用电为代表的行政手段，以及需求响应为代表的市场手段。近些年，随着电力市场化进程加快及技术的迭代进步，在实践应用中，虚拟电厂、负荷聚集商和车联网等应用方式也逐渐兴起。
有序用电是典型的行政化手段，也是电力系统应对极端情况的有效调节措施。按照电力电量缺口占地区最大用电负荷的比例，有序用电预警分为从一般到特别严重四个等级，遵循安全稳定、有保有限、注重预防的原则，在负荷高峰、发电能力不足时，通过限制需求侧灵活性资源的电力使用，达到保障民生、公共服务和重要用户用电的目的。我国于2011年出台《有序用电管理办法》[17]，各省市每年也发布有序用电方案，有力推动了相关工作落地实施，为缓解电力供需矛盾发挥了重要作用。以江苏省为例，2021年10月份，国网江苏电力公司配合当地政府累计实施全省范围有序用电20天，单次最大错峰1417万千瓦，超过全省最大负荷的10%[18]。
图表13：有序用电分级机制
资料来源: 国家发改委《有序用电管理办法》[17]，中研究院
市场手段以需求响应为主，通过价格信号激励和引导需求侧资源与电网进行良性互动，间接调控用电量，实现削峰填谷的功能。相较于有序用电的被动参与，需求响应主要指用户根据固定高峰低谷时段的分时电价或市场环境下波动的实时电价，主动改变固有的用电习惯模式并获得相应的经济补偿激励（含需求响应专项补偿），达到高峰（高电价）时段少用电、低谷（低电价）时段多用点的错峰填谷效应，减少价格波动的同时保障电网稳定运行。以国网经营区为例，十三五期间累计开展削峰填谷125次，削减尖峰负荷1853万千瓦，提升低谷负荷1925万千瓦[19]；目前国网经营范围内14个省出台需求响应激励政策，依托省级智慧能源服务平台，建立了3320万千瓦可调节负荷资源库，约占最大负荷的3.56%[20]。
近年来，需求响应典型应用场景包括削峰响应、填谷响应、参与调峰辅助服务等。削峰响应主要应用于电网迎峰度夏或度冬期间，通过主动降低尖峰负荷缓解电力供需矛盾。以江苏电网为例，随着近些年第三产业及居民采暖、制冷负荷的飞速增长，全省最高空调负荷已高达6000万千瓦左右，约占最大调度负荷的49%，导致江苏电网夏季局部时段易产生电力缺口，削峰响应也成为其应对缺口的主要措施之一，2022年单次最大削峰响应减少用电负荷达402万千瓦，刷新了单次需求响应负荷量的历史纪录[21]。填谷响应主要应用于负荷低谷时段，尤其是国庆节、春节等长假期间，为了保障新能源有效消纳和维持火电最小开机的电力需求而增加用电负荷，保障电网安全稳定运行。天津电网自2018年起每年春节实施填谷响应，至2020年累计提高低谷负荷近100万千瓦[22]。调峰辅助服务是我国应对新能源飞速发展带来较大系统调峰压力的一种特有的辅助服务方式，也符合当前我们电力现货市场尚在试点阶段的发展现实。2019年底，冀北电网建成投运我国首个以市场化方式运营的虚拟电厂示范工程，参与华北调峰辅助服务市场，截至今年11月初已在线连续提供调峰服务超过4800小时，累计增发新能源电量3701万千瓦时[23]。
（二）未来价值潜力研判
准确评估未来电力需求侧管理的价值潜力，需要研判未来有多少可调节的负荷资源，其前提是需要充分认识电力负荷未来的变化趋势；在此基础上，结合现有商业模式及未来趋势，综合评估其潜在的市场价值。
（1） 电力负荷未来变化趋势
电力负荷的变化趋势可以从用电量和负荷特性两方面分析。用电量主要由外部经济社会发展、人民生活的实际需要决定，负荷特性则更多受内部接入设备的用电特性影响，当然也会受到外部使用者行为习惯、气象等因素的间接影响。随着新型电力系统的建设，系统内外部环境均发生了较大变化，用电量持续上升叠加电力负荷特性波动性加大，客观上放大了需求侧管理的价值潜力。
图表14：影响电力负荷的内外部因素
资料来源: 中金研究院
从外部看：随着我国经济社会发展，电气化比重持续提升，且未来我国用电量仍有增长空间，作为电力负荷在时间上的积分，用电量越大意味着可参与调节的负荷总量越多。据中电联预测，到2060年我国全社会用电量将达到17万亿千瓦时左右，是当前水平的2倍多[24]。另外，十三五以来，我国产业结构持续调整，三产及居民用电比重不断提升，客观上加大了负荷的波动率。
图表15：电气化水平国际比较
资料来源: IEA，中金研究院
图表16：近十年用电量与GDP增速变化
资料来源: 国家统计局，中金研究院
从内部看：温控负荷、分布式电源、电动汽车等新型负荷越来越多接入电力系统是大势所趋，使得电力负荷波动性及随机性显著增大。从年负荷特性看，夏冬双峰特征更加显著，且尖峰负荷的持续时间不确定性较大。以国网公司经营区为例，近十年95%尖峰负荷[25]持续时间从40小时到110小时不等，各区域电网间尖峰负荷持续时间差异明显，西北尖峰负荷持续时间较长。从日负荷特性看，分布式电源的大规模接入会显著改变系统的净负荷曲线[26]，尤其是分布式光伏午间时段的集中发电会造成原本是午高峰的负荷曲线迅速下降，使得系统午间时段面临光伏弃电风险而傍晚时段又需要调配火电、抽蓄、储能等资源来满足晚高峰系统的快速爬坡需求，最典型的例子就是美国加州的鸭型曲线。
图表17：2010年-2020年国网经营区尖峰负荷持续时间
资料来源: 国家电网，中金研究院
图表18：美国加州净负荷曲线呈鸭型形态
资料来源: CAISO，中金研究院
（2）可调节负荷资源潜力研判
当前，参与需求侧调节的主要有钢铁、水泥等为代表的工业负荷，以及楼宇和居民负荷中的温控类负荷；同时，随着分布式电源、用户侧储能等新型负荷接入比例越来越高，冀北、山西等地也陆续出台政策，将其纳入可调节负荷资源。当然，不同负荷类型之间的可调节潜力具有较大不同，执行能力也各有特点，适用于不同的场景与时期。
图表19：不同负荷类型可调节潜力
资料来源: 国家电网，中金研究院
工业的可调节负荷主要包括生产性负荷和非生产性负荷，其中生产性负荷主要包括安全保障负荷、主要生产负荷和辅助生产负荷等。工业可调节负荷的特点是执行对象较为集中，单位用户执行容量大，但调节灵活性、频次等较为有限。受行业属性、生产工艺等因素影响，可调节潜力存在较大行业差异，如钢铁行业最大可调节负荷比例约20%；水泥行业最大可调节负荷比例约24%；电解铝的最大可调节负荷比例约22%[27]。
楼宇的可调节负荷主要包括中央空调、电热锅炉等，占整个楼宇负荷的25%左右[27]。其中空调负荷是推高尖峰负荷的重要因素，也是良好的可调节负荷资源，其可控性较大，空调每调高1℃，能降低6%-10%用电负荷[28]。
居民用户可调节负荷主要包括分散式空调、电热水器、电冰箱，占家庭负荷的25%-50%左右[27]。居民用户数量大、空间分散、单一功率小，但灵活性较高。
新型负荷主要包括电动汽车、用户侧分布式储能、分布式电源等。其中，电动汽车充电状态决定了其充电功率是否可以调整，如果电动汽车充电功率可以调节，则具备需求响应能力；用户侧分布式储能、安装了储能装置的分布式电源潜力为±100%容量。
结合未来用电整体趋势及上述不同负荷的可调节特性，考虑到未来电力市场机制完善、相关技术进步、用户参与调节的意识和意愿提升等因素影响，各行业用户可调节负荷比例均有不同程度的提升。我们建立了我国可调节资源潜力评估模型，经测算预计2025年、2030年将分别达到8300万千瓦、1.3亿千瓦，占最大负荷的比例分别为5.1%、6.6%。2025年前可调节负荷将以工业行业、建筑楼宇为主；2025年后新兴负荷将加入需求侧调节，形成工业行业、建筑楼宇、新兴负荷共同调节的局面；2030年后建筑楼宇、新型负荷、居民负荷可调节比例不断上升，将成为主要调节负荷类型。
（3）需求侧管理的市场价值潜力研判
我国需求侧资源参与市场化调节尚处在起步阶段，目前主要通过以邀约形式的需求响应、主动参与辅助服务市场或现货市场并提供调峰服务两种模式获取收益。这两类模式的本质都是通过削峰或填谷服务提高系统的调峰能力，差别在于前者仅在每年特定时期（如应峰度夏/冬期间）接到电网邀约或参与投标后实施（以下简称邀约型），而后者则根据辅助服务市场或现货市场的实际需求提供服务（以下简称市场型）。
邀约型：以江苏为例，可接受提前半小时内通知并应邀参与响应的行为即视为实时响应，由于实时需求响应的时效性更强、调控难度更高，因此可以匹配较高的响应系数奖励，从而获得较高的电价补贴[29]。这类方式各省市参与响应的主体和提供的服务内容基本一致，差异主要体现在需求响应的补贴价格和资金来源等实施细节上。
图表20：江苏需求响应电价补贴标准
资料来源: 《江苏省电力需求响应实施细则》，中金研究院
图表21：江苏需求响应奖励系数
资料来源: 《江苏省电力需求响应实施细则》，中金研究院
图表22：2022年部分省份电力需求响应补贴政策梳理
资料来源: 各省市政府网站，中金研究院
市场型：考虑我国各省市电力市场改革进程不一、相应规则差异较大，因此各省市需求侧资源参与本地电力市场的具体方式和收益也有较大差异。以冀北通过负荷聚合商或虚拟电厂参与华北调峰辅助服务市场为例，累计接入张家口、秦皇岛、承德、廊坊地区可调节工商业、蓄热式电锅炉、智慧楼宇、智能家居等11类资源，约36万千瓦负荷，从2019年底至2021年4月，已连续提供调峰服务超过3200小时（每年11月至次年4月分00:30-7:00、12:30-16:00两个时段进行），累计增发新能源电量3412万千瓦时，运营收益624万元。从单价上看，在华北调峰市场初期火电、负荷统一报价出清的机制下，需求侧资源可享受较高的服务收益，月度出清均价达到188元/MWh；然而考虑不同主体实施调峰服务的成本及质量差异，自2020年执行火电、负荷分别报价出清机制后，负荷响应出清价格明显下降，月均价约75元/MWh[30]。
图表23：需求侧资源参与华北调峰辅助服务市场月均出清价格走势
资料来源: 王宣元（2022）[30]，中金研究院
对比上述两种模式，邀约型是比较典型的需求响应模式，单价收益高、但服务时间短，一年当中通常只在迎峰度夏或迎峰度冬期间使用，还会与有序用电交叉。如今年夏季供需最紧张时段，国家电网经营区内包括山东、上海、江苏、四川等12个省相继采取需求管理措施，单日累计最大负荷管理规模超过7300万千瓦，其中市场化的需求响应仅1600万千瓦；12个省市中也仅山东、上海、江苏、湖北、陕西等5个省市在整个度夏期间全部执行需求响应措施。市场型相对复杂，且随着储能等技术的应用以及电力市场日益成熟，服务内容更丰富，获益渠道也就更加多元。这一点，国外凭借相对成熟的市场、技术及法规体系，已经探索出通过虚拟电厂等方式参与辅助服务、现货甚至容量市场等多种模式。我国冀北等地，除了允许需求侧资源参与调峰辅助服务外，也在积极探索参与调频等服务；山西、山东等地也将虚拟电厂纳入日前现货市场，进一步丰富了市场型模式的收益渠道。
因此，站在当前节点研判未来5-10年的需求侧管理的市场价值潜力，需要综合上述两类模式加以分析。首先，根据上一小节测算，明确2025年、2030年我国可调节资源量约为8300万千瓦、1.3亿千瓦，占最大负荷的比例分别为5.1%、6.6%。
其次，对于邀约型模式，考虑其一年当中仅在迎峰度夏/冬等有限时段响应，结合当前不同负荷率下尖峰负荷持续时间（图表17），假定其2025年、2030年可提供服务时间分别为80小时、120小时；结合当前各省市需求响应的服务单价水平（图表20-22），假定2025年、2030年全国需求响应错避峰服务平均调节价格为2.5元/kWh、3.5元/kWh；则邀约型模式2025年、2030年对应的市场规模将达到约166亿元、559亿元。
再次，叠加市场型模式收益。考虑我国电力市场尚未成熟，现货、容量等市场机制还在试点探索阶段，而调峰辅助服务已有实例，因此该模式测算参考的服务内容以调峰服务为主。服务时长主要参考当前主流灵活性机组，如火电灵活性改造后的服务时间、抽水蓄能机组的综合利用小时等，假定其2025年、2030年可提供服务时间分别为1600小时、2200小时；服务单价市场差异较大，按照电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上的国际经验考虑[31]，结合我国未来随着新能源大规模接入调峰需求持续增加，估算未来调峰服务的平均电价约0.15-0.3元/kWh；则市场型模式2025年、2030年对应的市场规模将达到约199亿元、878亿元。
综上，我们预测2025年、2030年需求侧资源参与市场化调节的理论市场空间可能达到365亿元、1436亿元。
图表24：2025年、2030年我国电力需求侧资源市场潜力空间测算
资料来源: 中电联，中金研究院
三、释放需求侧潜力面临哪些堵点
（一）当前面临的主要问题
要想充分释放需求侧的资源潜力，不仅需要相应的技术、市场等软硬件环境的支撑，更需要在商业模式创新、管理机制完善、构建共享生态等方面精准发力。当前，仍存在以下问题亟待解决。
一是管理机制不够规范，尤其是需要持续强化不同主体间的合作共识。需求侧资源的开发利用涉及不同主体的跨部门协同，然而当前对于需求侧资源的种类、规模、利用方式等缺乏统一界定，导致政学产研金等各界均站在各自的专业和立场上解读，难以形成合力来支撑对资源的清单化管理。以虚拟电厂为例，有发电企业认为其就是分布式电源+智能微电网，储能企业认为其就是共享储能，平台企业认为其就是负荷聚合商，综合能源服业企业认为其就是多能互补，互联网企业认为其就是数字管理系统。我们认为，概念之争的背后，是其责权利的不明晰，责的担心主要来自电网企业，由于涉及电力系统的安全运行责任，事关国计民生，因此对安全责任归属并未明晰的虚拟电厂资源也不敢随意调用；权的担心主要来自运营商，虚拟电厂在市场交易和电网运行中属于小微主体，没有明确的法律法规依据，想要维护权利较为困难；利的担心主要来自投资商，尚无明确的盈利模式，纵然资本市场对虚拟电厂的关注度不断提升，但真正投资者并非趋之若鹜。因此，可以借鉴欧美国家的经验[32]，从立法层面明确虚拟电厂和相关参与主体的明确定位、职责划分，并对虚拟电厂的定义、分类等基础概念进行规范，保障虚拟电厂规范发展。
二是缺乏针对需求侧资源的专项规划，尚未实现对需求侧资源的精准有序开发。虽然国家也在《2030年前碳达峰行动方案》、《十四五现代能源体系规划》等顶层设计规划中提出引导需求侧多种资源参与系统调节，并明确了2025年需求响应能力达到最大负荷3%～5%的总体目标，但目标如何分解细化以及相应的配套实施方案尚未明确，可能导致规划难落地，或地方为了达到目标采取一刀切等粗放式管理。而相较于可再生能源、电网等还有配套的专项规划政策，需求侧资源专项规划的缺失也一定程度上反映出：当前的电力系统发展依旧一定程度上延续了靠增加电源和电网建设来保障电力供应的发展惯性，这种惯性思维不仅可能带来系统成本的增加，还可能因为冗余建设给新型电力系统稳定运行带来新的风险。同时，专项规划的缺失可能导致电锅炉供热、电制冷、电制氢、电动汽车充电等产业的无序发展，错失发展良机的同时也不利于未来电力系统进一步增强灵活调节能力。
三是市场体系不完善，商业模式有待创新。调动需求侧资源参与系统调节离不开市场的激励，然而我国电力市场改革本身起步较晚，目前还处于加速推进过程，现货市场、容量市场尚在试点阶段，辅助服务市场无论是参与主体还是服务内容都相对单一，因此可供需求侧资源参与的市场体系本身尚未形成。即便是冀北、山西、山东等地将需求侧资源纳入到辅助服务或现货市场，其具体的交易规则、服务品种也在不断探索细化，如是否参与调频服务及相应的价格、报价方式、如何参与日内市场等。这也是为什么当前国内需求侧资源参与市场最主要的方式就是上一章提到的邀约型。当然，即便是国外相对成熟的市场机制下，想要形成可复制的盈利模式也非易事，这与需求侧资源本身较大的差异性以及各地市场机制、电源结构、居民承受力等密切相关。据彭博新能源财经对全球93家虚拟电厂企业的调研结果，截至目前虚拟电厂企业商业模式不清晰，实现盈利尚存较大难度[33]。
四是技术标准体系不足，核心算力有待提升。需求侧资源的核心价值在于聚沙成塔，因此如何高效聚合不同资源的调节能力，统一规范的信息通信系统及强大的平台优化算力必不可少。然而，各类资源主体目前主要通过自有平台提供接口，对其接口的开放配合意愿较低，同时采集控制设备规约不一致，数据交互存在壁垒，难以建立多系统贯通的信息安全防护体系。另外，基于大数据的智能算法等底层技术支撑不足，尤其是能够综合考虑用户用电特性和舒适度，最大化挖掘其调节潜力，进一步结合市场信息实现客观收益的优化调控算法才是关键。最后，仅有技术算法的精细化标准还不够，需要引导培养用户侧用电管理水平的精细化，需要加强宣传引导，共同唤醒全社会的节能意识，最大化释放需求侧管理价值潜力。
（二）三类措施为需求侧管理降本增效
解决上述问题需要系统思维，即在统一的框架下用好技术、市场、政策三大工具箱。虽然三类工具各有侧重，但本质上都是最大限度降低需求侧管理的成本并增加收益，激励各类需求侧资源优化组合，并与电力系统其他环节良性互动，最大程度发挥调节潜力。
图表25：基于成本收益分析的政策工具箱
资料来源：中金研究院
成本要素方面，主要考虑通过技术创新可降低的技术成本，如持续降低的储能及分布式电源发电成本；通过强化标准制定、有效衔接各级市场、减少项目推进过程中的干扰等降低调配需求侧资源的非技术成本，如减少不同主体间数据壁垒，以相对小的非技术成本形成较大的可调节资源；通过精细化有序用电减少相关主体的限电成本，如选择限电对象时，对比不同主体因限电带来的生产损失，选择损失小的一方进行限电。三种成本的下降将有效降低需求侧管理的参与门槛和管理成本，使得更多主体以更加便利的方式参与需求侧管理成为可能。
收益要素方面，主要考虑各类主体通过参与需求侧管理获得的经济收益，该收益不仅包括在不同电力市场上获得的体现电力商品价值的收益，而且包括未来在碳市场、用能权交易等市场上获得的体现电力多元价值的收益，如以分布式发电+储能方式参与市场的虚拟电厂，不仅可以在电力市场上通过参与系统调峰获取收益，而且所生产或储存的绿色电能可以通过绿证、未来在碳市场和绿电市场打通的基础上可以通过碳市场获取收益；同时，通过虚拟电厂等新模式可实现多能互补、能效提升、排放减少甚至吸引就业，带来环境和社会效益。通过经济效益、环境效益、社会效益的有效激励，吸引更多社会主体主动参与需求侧管理，最大化释放需求侧资源的蓝海价值。
以集合技术及市场工具的用户侧储能项目为例，其基本参数为：50kW/100kWh磷酸铁锂储能项目，电池寿命期内可充放电5000次，每天充放电1次，运营20年[34]。在储能成本为2000元/kWh时，峰谷价差需达到0.56元/kWh，储能项目才能在运营期内实现成本效益平衡；若峰谷价差达到0.7元/kWh时，项目可以在15年左右开始盈利。当前，储能成本已降至约1500元/kWh，峰谷价差为0.32元/kWh时，项目即可在运营期内收支平衡；若峰谷价差达0.7元/kWh时，6年即可收回成本。因此，随着储能成本进一步下降，考虑电力市场化日益提高背景下峰谷电价差进一步拉大，储能大规模参与需求侧管理将成为趋势。
图表26：峰谷电价差与储能项目累计收益
资料来源：中金研究院
再以政策工具中的有序用电为例，有序用电的决策重点是考虑达到同样的限电效果，即在限制电量总量不变的情况下，如何选择对应的负荷进行限电可以损失最小。对比当前不同类型用户单位小时的综合停电损失（图表27），第三产业用户单位度电损失最高，约是第二产业用户的3.2倍，考虑住宅用户和第一产业用户的民生效应，有序用电通常会针对第二产业用户执行限电，尤其是单体用量大、负荷较为集中的高耗能大工业负荷。
图表27：不同类型用户单位小时综合停电损失
资料来源：闫涵等（2021）[35]，中金研究院
四、如何打好需求侧管理的政策组合拳
总体看，无论是我国推进双碳目标、积极打造新型电力系统的实际要求，还是实际工作中前期技术经济性的积累、行政或市场手段的探索，需求侧资源的大面积深层次开发已经具备一定条件。当然，构建形成能够自我激励、良性互动的需求侧管理体系并不能一蹴而就，考虑我国当前市场环境仍不完善，相应技术标准仍在健全，重点还需以系统思维，有序用好政策组合拳。短期，还是以行政手段为主，重点做好需求侧资源专项规划、制定分级利用标准、强化极端情况下的有序用电快速响应能力；同时鼓励各地方政府因地制宜出台需求侧响应价格机制，有条件的地区适当加大激励，针对独立储能、虚拟电厂等新模式出台专项支持政策。中长期，以市场手段为主，即不断完善价格机制与市场环境，持续鼓励技术与模式创新；以行政手段为辅，做好极端应急响应的基础上，持续精细化有序用电，同时尽可能减少市场干预。
（一）行政主线：持续精细化有序用电
（1）加强规划引领
一方面，尽快制定需求侧资源专项规划并纳入国家电力规划进行顶层设计。充分认识需求侧管理对保障电力供需平衡的重要作用，将其视为一种优质的电力资源和推动电力供给侧结构性改革的重要手段，尽快制定需求侧资源专项规划并纳入国家电力规划统筹考虑，以专项规划统筹各类资源开发利用路径。
另一方面，建立差异化发展目标和约束考核机制。考虑地区差异，如负荷类型、电网运行特性等，进行需求侧量化指标考核，不搞一刀切。如一些保电任务较重或电网较薄弱的地区，适当放宽需求侧相应作为削减尖峰负荷的措施要求，按照97%最大负荷甚至更高考虑平衡方案；而一些电网基础条件好，可调节负荷资源相对丰富的地区，可进一步加大尖峰负荷参与电力电量平衡的比重，按照92%甚至90%最大负荷考虑平衡方案。
（2）制定需求侧资源分级利用标准
一是制定需求侧资源的分级体系。根据需求响应的时效性、调用量不同，明确不同类型用户和设备的响应方式及调用手段，实现资源的分级动态调用，从而降低对不同级别负荷资源的管理调度成本。
图表28：分级需求响应示例
资料来源：中金研究院
二是建立并完善可调节负荷资源库。加强对用户负荷特性和生产经营方式的摸排分析，分领域科学有序开发不同类型的需求侧资源；引导和培育带有储能功能或调节性能优异的资源，并统一纳入可调节负荷资源库，对资源进行统一分类、滚动更新、在线监测。
（3）建立精细化有序用电的管理体系
有序用电是带有行政属性的强制限电措施，但也需要考虑综合限电成本最优，即需要考虑限
