2023年9月张掖护角胶，国发展改革委等部门发布《电力需求侧管理办法》（下称《办法》），提出构建节约用电、需求响应、绿用电、电能替代、智能用电、有序用电的六位体管控体系，支持负荷聚商、虚拟电厂等式参与需求响应和电力市场。2025年4月，国发展改革委、国能源局联印发《关于加快进虚拟电厂发展的指意见》（下称《意见》），次以国层面文件形式明确虚拟电厂的定义、定位及发展路径，标志着需求侧资源开发进入规范化、规模化发展的新阶段。随着新能源装机占比持续提，发电侧出力波动显著加大，传统“源随荷动”的平衡模式面临越来越大的调节压力，挖掘需求侧灵活调节潜力、动用户侧资源参与系统平衡，已成为提升系统调节能力的重要途径。

电力需求侧管理瓶颈

近期我们的调研显示，我国电力需求侧管理仍面临三面瓶颈。

1.电力市场机制协同不足且峰谷价差偏低，需求侧资源难以形成有市场激励。

尽管2025年电力市场化改革显著提速，但市场体系的系统、协同仍有待提升。是市场间衔接不畅。到2025年底，省电力现货市场已基本实现全覆盖，多数省份迈入连续结试运行及正式市场化运行阶段。然而，中长期交易市场、电力现货市场与辅助服务市场尚未形成协同联动机制，各市场间仍存在价格信号割裂、交易品种重叠、结规则冲突等问题。

二是峰谷价差激励不足。各地虽普遍行峰谷分时电价政策，但价差水平参差不齐，部分地区峰谷价差偏低，难以覆盖用户侧储能投资与运维成本，经济激励果有限。

三是容量价值体现不足。煤电容量电价机制已在全国落地实施，但针对需求侧资源尚缺乏统、明确的容量补偿制度安排，需求侧响应所提供的可靠和容量备用价值尚未得到理回报，制约了社会资本长期投入意愿。

2.技术标准不统和商业模式不成熟，制约需求侧资源规模化聚与价值释放。

需求侧资源类型多样、特各异，涵盖工商业储能、电动汽车、可调节负荷、分布式光伏等多种形态，规模化聚面临技术与商业的双重制约。是技术标准体系缺失。主流厂商设备在数据接口、控制逻辑和安全认证等面缺乏统技术规范，涉及多种通信协议，致设备间互联互通难度较大、聚管理成本较，制约了虚拟电厂等新型主体对海量分散资源的有整。

二是商业模式较为单。目前需求侧收益主要依赖峰谷套利和有限的需求响应补偿，用户侧储能初始投资较大，在峰谷价差有限的地区，项目投资回收周期普遍较长。当前大多数虚拟电厂仍主要通过需求响应获取收益，多元化收益机制尚未真正形成。储能租赁、同能源管理、能源托管等三服务模式虽已开始探索，但在需求侧资源聚和虚拟电厂运营中的成熟应用仍然不足，规模化广面临挑战。

三是核心支撑技术有待突破。目前源网荷储体化协同调控、虚拟电厂智能化调度、大规模分布式能源资源聚优化等核心技术仍处在技术研发攻坚时期，人工智能、大数据、区块链等新兴信息技术在需求侧管理域的度落地与融应用程度仍然不足。

3.用户参与能力与配电网承载能力不足，制约需求侧资源规模化落地。

需求侧资源的有利用既取决于用户侧参与意愿，也取决于电网侧承载与调控能力，当前两面均存在较为突出的约束。

在用户侧面，参与动力明显不足。长期以来，电力被视为保障投入，多数工商业用户关注用能稳定而非灵活，对通过调节用能获取收益的认知较为有限。当前需求响应主要集中在少数大型工业用户，中小工商业用户、商业综体和居民负荷参与度偏低。按照《办法》，到2025年各省需求响应能力应达到大用电负荷的3~5，但从实际情况看，部分地区在资源组织、平台接入和响应能力建设面仍需进步加强，需求侧资源对午间新能源消纳、晚峰电力保供和系统调节的支撑作用尚未充分发挥。

在电网侧面，承载能力已成为硬约束。随着分布式光伏、电动汽车充电设施和用户侧储能快速增长，配电网负荷和潮流结构日趋复杂，双向潮流、电压越限等问题加突出，但配网改造和智能化投入相对滞后。部分地区分布式光伏接网承载压力持续上升，接网受限、办理周期偏长等问题逐步显现。在此情况下，新建需求侧资源即使具备定调节能力，也可能因配网容量不足和调控能力不强而难以及时接入并参与系统调节。

多面协同发力张掖护角胶

要动能源消费由“序用能”向资源化转变，需要从市场机制、运营模式、基础支撑和组织实施等面协同发力。为此，建议：

1.完善市场机制与价格体系，充分释放需求侧资源价值。

是加快建设全国统电力市场体系。强化中长期市场、现货市场与辅助服务市场协同运行，动多地区由连续结试运行转入正式运行，进步完善跨省跨区交易机制，实现价格信号在跨市场、跨区域间顺畅传。

二是降低市场准入门槛。落实《意见》要求，明确虚拟电厂、负荷聚商等新型主体的市场地位及交易规则，允许单体容量较小的分散资源通过聚式参与各类市场交易。

三是优化分时电价调节机制。进步拉大峰谷价差，pvc管道管件胶广峰电价、谷电价，结季节、气象条件和系统供需形势动态调整峰谷时段划分，强化价格信号对用户行为的引。

四是建立需求侧容量补偿机制。参照煤电容量电价制度设计，研究建立基于可靠贡献的需求侧资源容量补偿标准，使需求侧响应提供的容量备用价值得到理回报。

五是畅通绿价值变现渠道。加快进绿证、绿电与碳市场协同衔接，动具备条件的分布式新能源等资源参与绿证和绿电交易，逐步形成峰谷套利、辅助服务、容量补偿、绿溢价等多元化收益来源。

2.健全技术标准与商业模式，夯实规模化发展基础。

是构建全链条统技术标准体系。由国发展改革委、工业和信息化部牵头，组织行业协会、龙头企业共同制定覆盖并网接入、通信协议、数据交互、安全护等全环节的统标准框架，动不同厂商设备实现互联互通和即插即用，降低聚商整成本。

二是加大核心支撑技术攻关力度。将源网荷储协同控制、虚拟电厂智能调度、海量分布式资源聚优化等技术纳入国研发计划，动人工智能、大数据、区块链等新技术与需求侧管理场景度融，建设批技术集成应用示范工程，提升资源聚率与响应度。

三是创新多元化商业模式。鼓励发展储能租赁、同能源管理、能源托管等三服务模式，支持综能源服务商为中小用户提供“站式”能源管理解决案，降低用户参与的资金与技术门槛。

四是拓展多渠道融资支持。创新绿金融产品和服务，引金融机构开发针对需求侧项目的项贷款、融资租赁、资产证券化等产品，探索建立需求侧项目风险补偿机制，拓宽社会资本参与渠道。

3.提升用户参与能力与配网承载水平，通“后公里”。

用户侧面：是构建全渠道用户触达体系。突破传统宣传模式，依托网上国网App、微信服务号、支付宝生活号等频应用，通过数字化手段向特定区域用户定向送邀约响应信息，提升用户知晓率和参与意愿。二是广轻量化交互服务工具。针对居民及中小微企业，开发键响应式小程序或轻应用，降低用户参与的技术操作门槛，实现便捷注册、实时查看、键响应等。三是完善多元激励保障机制。适度提需求响应补偿标准，缩短结周期，提升信息公开透明度，探索将需求响应参与情况纳入企业能评、绿信贷等评价体系，形成正向激励向。

电网侧面：是加大配网建设投资力度。加强城市老旧小区、工业园区、农村地区配网改造升，提升配电网智能化水平及双向互动能力，增强对分布式电源、电动汽车充电设施和用户侧储能的接纳与调控能力。二是优化分布式电源并网流程。简化并网审批程序，行线上受理、并联审批，建立配网可开放容量信息定期发布制度，提并网服务率和透明度。三是强化需求侧资源与电网调度系统的信息交互。搭建覆盖各调度机构与聚商平台的实时监测、预测预警与调控体化平台，实现需求侧资源“可视、可测、可控”。

4.试点先行、突破，以点带面、梯次广。

是强化战略引。将能源消费资源化纳入能源发展规划体系，明确2030年、2035年需求侧资源占负荷比例的阶段目标，统筹进源网荷储协同规划，动供给侧改革与消费侧改革协同发力。

二是建立跨部门协调机制。动发改、能源、工信、住建、财政、金融等部门建立常态化协同进机制，厘清中央与地事权划分，破部门壁垒，形成政策制定、执行、监管的力。

三是进试点示范。选择山东、江苏、浙江、广东等市场基础较好、需求侧资源丰富的省份，开展需求侧资源开发综试点，在市场机制设计、价格政策创新、技术标准应用、商业模式探索等面先行先试，造批可复制、可广的示范标杆。在具备条件的地区开展虚拟电厂和需求侧资源市场化应用试点，实时监测试点成，动态跟踪工作进展。

四是健全评估广机制。建立试点工作动态跟踪评估制度，及时总结提炼可复制、可广的成熟经验与典型模式，通过现场会、案例汇编、培训交流等式加快广，动需求侧资源化改革由点及面、梯次展开，为新型电力系统建设提供坚实的供需协同支撑。

（作者系厦门大学管理学院讲席教授、能源政策研究院院长）

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林伯强

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