[ 随着新能源装机占比持续提高，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、推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。要推动能源消费由“无序用能”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方面协同发力。 ]

2023年9月，国家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、绿色用电、电能替代、智能用电、有序用电的六位一体管控体系，支持负荷聚合商、虚拟电厂等方式参与需求响应和电力市场。2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（下称《意见》），首次以国家层面文件形式明确虚拟电厂的定义、功能定位及发展路径，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高，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、推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方面瓶颈。

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效市场激励。

尽管2025年电力市场化改革显著提速，但市场体系的系统性、协同性仍有待提升。一是市场间衔接不畅。到2025年底，省级电力现货市场已基本实现全覆盖，多数省份迈入连续结算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高效协同联动机制，各市场间仍存在价格信号割裂、交易品种重叠、结算规则冲突等问题。

二是峰谷价差激励不足。各地虽普遍推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，经济激励效果有限。

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一、明确的容量补偿制度安排，需求侧响应所提供的可靠性和容量备用价值尚未得到合理回报，制约了社会资本长期投入意愿。

2.技术标准不统一和商业模式不成熟，制约需求侧资源规模化聚合与价值释放。

需求侧资源类型多样、特性各异，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，规模化聚合面临技术与商业的双重制约。一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方面缺乏统一技术规范，涉及多种通信协议，导致设备间互联互通难度较大、聚合管理成本较高，制约了虚拟电厂等新型主体对海量分散资源的有效整合。

二是商业模式较为单一。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、合同能源管理、能源托管等第三方服务模式虽已开始探索，但在需求侧资源聚合和虚拟电厂运营中的成熟应用仍然不足，规模化推广面临挑战。

三是核心支撑技术有待突破。目前源网荷储一体化协同调控、虚拟电厂智能化调度、大规模分布式能源资源聚合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领域的深度落地与融合应用程度仍然不足。

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。

需求侧资源的有效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，当前两方面均存在较为突出的约束。

在用户侧方面，参与动力明显不足。长期以来，电力被视为保障性投入，多数工商业用户更关注用能稳定性而非灵活性，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、商业综合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最大用电负荷的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方面仍需进一步加强，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。

在电网侧方面，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、电压越限等问题更加突出，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一定调节能力，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。

多方面协同发力

要推动能源消费由“无序用能”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方面协同发力。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。

一是加快建设全国统一电力市场体系。强化中长期市场、现货市场与辅助服务市场协同运行，推动更多地区由连续结算试运行转入正式运行，进一步完善跨省跨区交易机制，实现价格信号在跨市场、跨区域间顺畅传导。

二是降低市场准入门槛。落实《意见》要求，明确虚拟电厂、负荷聚合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合方式参与各类市场交易。

三是优化分时电价调节机制。进一步拉大峰谷价差，全面推广尖峰电价、深谷电价，结合季节、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精准引导。

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，研究建立基于可靠性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合理回报。

五是畅通绿色价值变现渠道。加快推进绿证、绿电与碳市场协同衔接，推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、绿色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。

一是构建全链条统一技术标准体系。由国家发展改革委、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、安全防护等全环节的统一标准框架，推动不同厂商设备实现互联互通和即插即用，降低聚合商整合成本。

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、海量分布式资源聚合优化等技术纳入国家重点研发计划，推动人工智能、大数据、区块链等新技术与需求侧管理场景深度融合，建设一批技术集成应用示范工程，全面提升资源聚合效率与响应精准度。

三是创新多元化商业模式。鼓励发展储能租赁、合同能源管理、能源托管等第三方服务模式，支持综合能源服务商为中小用户提供“一站式”能源管理解决方案，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。创新绿色金融产品和服务，引导金融机构开发针对需求侧项目的专项贷款、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，打通“最后一公里”。

用户侧方面：一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、支付宝生活号等高频应用，通过数字化手段向特定区域用户定向推送邀约响应信息，提升用户知晓率和参与意愿。二是推广轻量化交互服务工具。针对居民及中小微企业，开发一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、一键响应等功能。三是完善多元激励保障机制。适度提高需求响应补偿标准，缩短结算周期，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效评级、绿色信贷等评价体系，形成正向激励导向。

电网侧方面：一是加大配网建设投资力度。重点加强城市老旧小区、工业园区、农村地区配网改造升级，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，推行线上受理、并联审批，建立配网可开放容量信息定期发布制度，提高并网服务效率和透明度。三是强化需求侧资源与电网调度系统的信息交互。搭建覆盖各级调度机构与聚合商平台的实时监测、预测预警与调控一体化平台，实现需求侧资源“可视、可测、可控”。

4.试点先行、重点突破，以点带面、梯次推广。

一是强化战略引领。将能源消费资源化纳入能源发展规划体系，明确2030年、2035年需求侧资源占最高负荷比例的阶段性目标，统筹推进源网荷储协同规划，推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。推动发改、能源、工信、住建、财政、金融等部门建立常态化协同推进机制，厘清中央与地方事权划分，打破部门壁垒，形成政策制定、执行、监管的合力。

三是推进试点示范。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合试点，在市场机制设计、价格政策创新、技术标准应用、商业模式探索等方面先行先试，打造一批可复制、可推广的示范标杆。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，实时监测试点成效，动态跟踪工作进展。

四是健全评估推广机制。建立试点工作动态跟踪评估制度，及时总结提炼可复制、可推广的成熟经验与典型模式，通过现场会、案例汇编、培训交流等方式加快推广，推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、中国能源政策研究院院长）