在政策的推动下，需求侧响应在电力保供中的作用正在脱离“配角”定位。

　　今年迎峰度夏期间，加强需求侧管理成为保障电力供应的重要调节手段。近年来，我国持续完善需求响应长效机制，积极引导各类需求侧资源通过虚拟电厂等方式，参与新能源调峰。在政策的推动下，需求侧响应在电力保供中的作用正在脱离“配角”定位。

　　事实上，随着新能源和智能化浪潮不断重塑电力供需格局，千万用户正在从单纯的电力消费者变成具备调节能力的系统参与者。与此同时，需求侧响应的规模化、智能化应用，也展现出前所未有的韧性与活力。

　　统筹使用各类需求侧管理措施

　　国网能源院供需所节能与需求响应室副主任孙启星对《中国能源报》记者表示，电力需求响应可通过综合采用合理可行的技术、经济和管理措施引导优化配置电力资源，促进电力供需两侧高效互动，进而保障电力供需平衡、支撑电力系统安全稳定运行、促进清洁能源消纳、助力电力市场高质量发展，同时满足用户多元用能需求，从而有力支撑新型电力系统高质量发展。

　　6月以来，浙江、四川、安徽等地相继公布电力需求侧响应相关实施方案，统筹使用各类需求侧管理措施，综合考虑缺口规模、缺口时段、持续时间等多种因素，紧盯“保供稳价”工作目标，分类施策。

　　《2025年浙江省迎峰度夏电力需求侧管理工作实施方案》提出，推动工商业用户主动开展削峰填谷，引导广大电动汽车车主推迟晚间充电时间，力争通过分时电价引导实现1GW以上削峰效果，有效降低全省基础用电负荷。

　　《安徽省电力需求响应实施方案（2025年版）》要求，在全省范围内开展电力需求响应，运用市场机制和价格杠杆，广泛发动各类经营主体参与需求响应，形成全省最大用电负荷5%以上的需求响应能力。

　　《四川省2025年电力需求侧市场化响应实施方案》遵循全省“统一市场、统一规则、统一平合”，充分挖掘全省需求侧资源潜能，满足系统高峰时段调峰需求。按照“自愿参与、权责对等”和“月度备用夯基、日前响应为主、应急响应补充”的原则，运用市场机制和价格杠杆，引导各类经营主体参与，形成四川电网最大用电负荷5%左右的需求侧市场化响应能力。

　　作为西部地区唯一的直辖市，重庆依托独特的山地电网、强大的制造业基础以及蓬勃发展的数字经济，提出了“多主体参与＋五段分时＋差异化补贴”的需求响应新模式，不仅保障了电力系统安全稳定运行，还为经营主体带来了实质性激励。

　　根据《2025年重庆市电力需求响应实施方案（征求意见稿）》，虚拟电厂、储能技术以及数据中心等新兴领域被纳入响应主体范围，通过“实时、约定、提前、定向”四种灵活的响应方式，与尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五段电价进行精细化的匹配，不仅有效减轻本地电网波动压力，更为工商业用户和新能源汽车产业带来全新收益增长点。

　　因地制宜部署需求侧响应措施

　　多地根据自身电力供需特点和实际挑战，积极部署需求侧响应措施。《中国能源报》记者采访获悉，浙江省通过多种手段应对电力供需矛盾，包括优化需求侧响应机制、推进虚拟电厂建设、加强配网基础设施建设等。

　　鉴于内部对需求响应的谨慎态度，浙江提出“能不用尽量不用”的原则，力求在保障电力供应的同时，减少对需求侧资源的依赖。今年，浙江计划通过多种方式缓解供需矛盾，如积极争取外来电力、加快虚拟电厂发展等。同时，浙江也意识到，受长三角地区人口持续增长影响，尤其是去年浙江净增人口达43万，上海、江苏等地电力需求持续攀升，现有配网建设速度已难以跟上用电需求的增长步伐。

　　“在实地调研中发现，一些农村地区房屋结构复杂，如一栋房子被分隔成多个房间，用于直播、居住、办公等，用电需求极高。这反映出当前配网建设已难以满足快速增长的用电需求，亟须加大投资力度。”浙江知情人士对《中国能源报》记者直言。

　　四川是水电大省，水电装机占比约80%。根据具体实际，四川省坚持需求响应优先，激发电力用户“主人翁”意识，用市场引导全省工商业用户共同参与系统调节，共同保障电网安全稳定运行。

　　《中国能源报》记者从四川电力交易中心了解到，四川省优化响应结算及考核。沿用对用户实施“备用容量+响应电量”两部制响应费用结算机制；售电公司仍仅可针对日前响应与电力用户分享响应电量收益；虚拟电厂运营商可针对备用容量和日前响应两部分与电力用户分享收益，以支持虚拟电厂在初期的培育和发展。同时，探索响应资金分摊机制。优先将尖峰电价增收资金作为需求侧市场化响应的资金来源，按备用容量收益、日前响应电量收益、应急响应电量收益的顺序依次满足经营主体资金需求，资金不足时，由对应地区10千伏及以上工商业用户的执行月对应高峰时段实际用电量比例分摊，设置分摊上限为0.1元/千瓦时。

　　安徽省强调丰富响应参与主体类型，明确除工商业用户外，引导空调、储能、充换电设施、数据中心、基站、蓄冰制冷装置、微电网等资源和居民用户参与需求响应，鼓励虚拟电厂、负荷聚合商代理新兴负荷资源，明确虚拟电厂应具备日内需求响应能力。

　　技术赋能需求侧响应精准高效

　　需求侧响应正逐步成为构建新型电力系统的核心枢纽，通过引导用户增加低谷时段增加用电，与波动性新能源形成最佳匹配，有效促进风电、光伏等波动性可再生能源的消纳，为高比例可再生能源并网扫除关键障碍。

　　孙启星指出，对于系统安全而言，需求侧响应在保障电力供需平衡方面发挥着重要作用。在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰期，综合运用价格引导、需求响应等手段，可实现用电需求的灵活调整，守住民生用电底线，高效保障能源电力安全。此外，需求侧响应在促进清洁能源消纳方面成效显著。通过在节假日等负荷较低时段开展填谷需求响应，结合新能源出力特性与负荷曲线，优化分时电价执行时段、合理拉大峰谷价差，多措并举引导用户增加低谷时段用电负荷，显著提升风电、光伏等新能源的消纳能力。同时，需求侧响应也有助于提升电力系统运行的稳定性。在局部重过载区域，通过开展需求响应，利用需求侧资源支撑系统安全稳定运行，增强电网调节能力。

　　当前，通过技术手段协调用户用电行为与电网供需平衡，已成为现代电力系统的核心调节工具。据悉，国家电网构建了“省级智慧能源服务平台+地市需求响应中心+用户侧智能终端”的三级体系，通过物联网设备实时采集用户用电数据，利用区块链技术确保交易透明可信。

　　在浙江，居民空调负荷接入智能控制系统，用电高峰时自动调高温度设定值，实现“无感”节能；在山东，农业用户接入智能灌溉系统，电网根据土壤湿度和气象预报自动调节灌溉时段，既节约用水又降低用电成本……

　　针对需求侧响应未来规划和创新方向，孙启星认为，应严格按照国家设定目标对需求侧资源进行有序开发利用，以支撑新型电力系统建设。同时，应通过市场化手段推动需求响应有序执行。

　　“未来，电力需求响应将向市场化迈进，届时需求侧市场机制将全面完善，各类需求侧资源将实现常态化、高效化进入市场。需求侧经营主体将更加敏锐地感知市场信号，自动调整用能行为，通过负荷聚合商直接或间接参与调峰、调频及电能量市场等，既支撑电力系统安全稳定运行、又降低用能成本。这一进程需要以完备的市场规则、丰富的经营主体、坚强的技术基础以及完善的管理体系作为支撑。”孙启星强调。

　　文 | 本报记者 王林 苏南