《电力需求侧管理办法》&《电力负荷管理办法》分析电话会纪要–20231009

《电力需求侧管理办法》&《电力负荷管理办法》分析电话会 纪要 电力需求侧管理办法 1. 需求侧管理服务机构可以参与以下几个方面的服务：现货电能量和辅助服务市场的服务，以及应急备用服务。应急备用服务是与电网公司签署的年度或两年合约，以满足电网紧急需求时提供备用服务。容量市场交易或容量补偿类似于应急备用服务，但有所不同。 《电力需求侧管理办法》&《电力负荷管理办法》分析电话会 纪要 电力需求侧管理办法 1. 需求侧管理服务机构可以参与以下几个方面的服务：现货电能量和辅助服务市场的服务，以及应急备用服务。应急备用服务是与电网公司签署的年度或两年合约，以满足电网紧急需求时提供备用服务。容量市场交易或容量补偿类似于应急备用服务，但有所不同。在容量市场交易中，服务机构参与电网调节并提供服务，并获得一部分容量电费作为补偿。 《电力需求侧管理办法》提到，需求侧资源应被纳入电力平衡，这对于控制电力平衡非常关键。纳入电力平衡后，电网调度可以直接控制需求侧资源的使用。因此，对需求侧资源的要求和提升非常高。为了适应未来需求侧响应的发展趋势，各种类型的需求侧资源将成为需求侧管理的重要组成部分。例如，虚拟电厂和复合聚合商将接受调度指令，参与调频和秒级响应等功能。未来将对这些资源的需求越来越大，而秒级响应将是最重要的。 强化综合能源服务商、复合聚合商、电力需求侧管理服务机构等将是未来的发展方向。现有的电力公司可能只从事发电和售电等一项业务，但未来将涉及到更多的商业模式，如参与现货市场和提供管理服务。 电力负荷管理办法 2. 《电力负荷管理办法》侧重于保障电网安全稳定运行，维护供用电秩序平衡，实现削峰填谷。与电力需求侧管理办法相比，电力负荷管理办法更关注运行手段和应对紧急情况的措施。电力需求侧管理办法侧重于对全社会用户的管理，而电力负荷管理办法则侧重于保障电网安全和使用的手段。新版电力负荷管理办法新增了储能分布式电源、电动汽车和空调负荷等主体的参与。需求侧响应的能力也需要提升，目标是达到最大用电负荷的3%至5%。重点推进需求侧资源参与电力市场的常态化运行。 Q&A Q：需求侧响应的主体，电网究竟是跟符合聚合商签还是跟迅速响应的具体的用户签合同？还是说这个复合技术？ A：需求侧响应的主体可以是复合聚合商或者具体的用户，这取决于他们能够提供的资源和满足电网调度的尺度。具体而言，复合聚合商能够聚合多种资源，并且实现精准的调度控制，比如秒级响应，因此他们有可能与电网签订合同。而对于其他的用户，可以通过参与辅助服务市场或其他方式参与需求侧响应。电网与哪个主体签合同，最终取决于哪个主体能够提供更精准和可靠的资源响应。因此，投资者在考虑投资需求侧响应相关公司时需要衡量其能否提供精准的响应和满足电网调度的要求。 Q：需求侧响应的现状是怎样的？ A：目前需求侧响应市场还处于较初级阶段，只有一种模式，通过提前告知用户来降低负荷，对应用电高峰加以调控。这种调控方式主要是通过与大工业用户协商来实施的。 Q：需求侧响应未来的发展方向是什么？ A：未来需求侧响应需要向参与辅助服务、现货市场和应急备用服务等方面发展。对于这些服务的提供者，需求侧响应服务商或虚拟电厂需要在交易中心注册并遵守相关规则。通过以市场主体的身份提供服务，最大程度地提高效率。 Q：虚拟电厂是否可以代理用户与电网签约？他们能从签约中获得什么收益？ A：在未来的模式下，用户将不再直接与电网签约，而是通过需求侧响应服务商来进行合作。虚拟电厂或聚合商代为签约，并从中获得收益。 Q：需求侧响应的市场空间有多大？ A：需求侧响应的市场空间取决于参与者是虚拟电厂还是需求侧响应服务商。如果是虚拟电厂，单个虚拟电厂的费用成本大约在400~500亿之间。但目前市场收益还不明确。 Q：对于中间的聚合商来说，市场空间有多大？A：这个问题与用户侧来看其实是差不多的概念。 Q：虚拟电厂的建设需要的资金规模是多少？A：虚拟电厂的建设资金大约在400~500亿。 Q：虚拟电厂能从哪些方面获得收益？ A：虚拟电厂的收益可能来自于需求响应调峰时的电价，以及提供调风调频等服务所产生的作用。具体收益需要根据市场规则来确定。 Q：需求侧响应文件发了，它对降低电费有影响吗？ A：需求侧响应文件发了，它起不到特别大的作用，因为这个事情还得靠市场去推动。它要是有了现货市场，意味着有序用电就不存在了，不再强制谁提供永续用电。市场有建立起来后，用户可以根据需求侧响应的方式获取报酬。 Q：即使有需求侧响应，也会有紧急情况下的保底手段吗？ A：是的，不管有没有需求侧响应，有没有现货市场，后面一定会有保底手段。比如，可以启用胸垫，甚至实施限电措施等。这些都是在处理事故的情况下使用的手段。 Q：如果企业不愿意参与需求侧响应，或者在没有事故情况下，也要停电吗？ A：根据规定文件，高耗能企业是优先安排需求侧响应的，即使企业不愿意参与，也是需要参与的。因为有明确的文件规定，这些企业必须参与需求侧响应。 Q：需求侧响应并不是万能的，有可能一定时间内没有效果，这时应该启用胸垫吗？ A：是的，需求侧响应并不是一直有效的，如果一两个礼拜过去了，没有人再愿意响应，那么一定要启用胸垫。去年许多省份都启用了胸垫，因为没有其他方法。所以不管有没有需求侧响应，始终需要保留其他的保底手段。 Q：需求侧响应方案会废除吗？ A：将来一旦有了现货市场制度，需求侧响应方案可能会废除。用户被规定在某一类之内时，他们肯定会自主选择需要响应，所以需求侧响应可能不再有训练的机会了。 Q：国内的电价是否会向国外靠拢？ A：国内不会采用稀缺定价，而是容量电价加比较低的现价的模式。国情决定了我们不会采用高离谱的定价。因此，我们可能会向海外靠拢，并采取一种比较商业的模式。 Q：您觉得我们将来是不是会向英国靠拢，采取容量电价加较低的限价的方式？ A：是的，我们肯定是向容量电价加较低的限价靠拢。目前国家文文件明确要求拉大分母价差，但实际上各个省都采取了自己的方式来调整电价，比如山东、山西通过算出一个均价，在超过某个限价后将所有的高峰和低谷都往下缩减。这样做的好处是用户侧的电价将会涨起来，而现货而导致的涨价的可能性就会大大缩小。至于峰谷价差，可以通过其他方式来解决，比如在用户侧加一道码，让高峰用户去补贴低谷用户。像广东就是这么做的。 Q：国家的电力改革制度一直在推出，但推进的速度实在是太慢了，您对此有何看法？ A：我觉得电力改革进展缓慢，整体上是一个很简单的东西搞得复杂化了。现在的情况是，发电端的电价一直想推向市场化，但是推进的速度受到了很多阻力，导致整个电力体系的发展受阻。发布的文件中自相矛盾的内容特别多，导致市场空间的扩大和储能市场的发展困难重重。我认为如果想让储能市场发展好，就需要放开电价。比如，按照之前的10块钱一度的高峰期省间交易的价格去定价，这样的定价方式并不过分。至于电量方面，我不能给出具体数字，但在高峰期特别是缺电的时段，可能会有占比很小的电量需求。 Q：在讨论《电力需求侧管理办法》和《电力负荷管理办法》时，有人提到了目前节点电价的情况和过去的硬缺口，这两个问题对投资有什么影响？ A：从去年的数据来看，全国发电和缺口达到了7000多万，其中最严重的情况持续了一个半月到两个礼拜，每天有大约4-6个小时的缺电现象。而现货的顶格电价在全年可能每天都会出现，这个时段是全年最缺的时期。根据计算，这样的缺电情况在现货价格上限约为960个亿。另外，企业在这个时期的损失可能会达到8万，这也是企业不愿意参与需求侧响应的原因之一。 Q：对于需求侧响应的费用和现货价格的关系，有什么看法？对投资有何启示？ A：需求侧响应费用现在最高给的是4块钱一度电，而现货价格理论上应该比需求侧响应还要高。根据讨论的情况，需求响应费用按照每天4个小时，持续7天，以4块钱计算，大概是56个亿。此外，虚拟电厂聚合商对于长期稳定的收益来源会更愿意参与需求侧响应，但如果有损失可能会影响产品交付，所以大企业一般不愿意参与。这意味着如果没有这些注册商和聚合商，电网很难将零散的需求侧响应者集合起来。因此，为了打破这个死循环，需要开放现货和辅助服务市场。 Q：在各个省开放市场的时候，是否存在价格保持稳定的考虑？ A：每个省在开放市场时会比较谨慎，希望尽可能将价格线与长期价格基本一致，以确保市场稳步启动。有些省甚至在外界看来可能是一种单边的模式，即与中长期价格一致，多出来的电量由发电侧自行摊掉，这种方式虽然违反国家规定，但为了平稳起步还是选择这种最稳定的方式。 Q：在浙江省是否需要开放现货市场？对未来价格的影响如何？ A：浙江今年可能启动一个单边市场，即价格与中长期价格一致，多出来的电量由发电侧自行摊掉。目前来看，浙江省的最终价格可能在10%~15%之间，较去年的顶格价格有所降低，并且不会达到去年政府干预的范围(20%)。尽管现货市场的开放与否未确定，但政府干预是肯定的，所以价格的空间还是相当大的。 补充问题： Q：《电力需求侧管理办法》和《电力负荷管理办法》的试点情况如何？有哪些省份已经开始试点？A：第一批试点省份已经开始试运行了，河北南网是第一家完成结算试运行的公司。第二批试点省份包括安徽等地，正在进行月度结算试运行。其他省份还处于模拟和调研阶段，包括湖南、江西、陕西、宁夏、重庆、黑龙江、新疆、青海等。总体来说，第二批省份的月度结算基本完成，接下来可能会启动长周期的准备工作。第一批省份之后的试点还需要通过模拟和调研逐渐推进，因为这种长周期的试运行是有一定过程的。 Q：这种试运行的价格是否会对明年的长协价有影响？ A：一周试运行的价格与全年的供需关系差别很大，价格策略也会因试运行时间的长短而变化。因此，很难根据几天的价格来判断明年长协价。如果一周的价格相对较低，可能是由于某些因素导致的，例如模拟不结算时为了争取多发电报低价。报低价可能会导致畸形扭曲的价格，无法真正反映市场供需和成本。而如果价格相对较高，可能是因为煤价没有下降或供需较紧张等原因。因此，一周试运行的价格对明年的长协价的影响是不确定的。 Q：根据《电力需求侧管理办法》和《电力负荷管理办法》，这两个文件的重点区别在哪里？A：这两个文件的重点区别在于，前者强调通过参与市场去鼓励用户参与电网的需求侧响应，而后者则更偏向规范实际的执行和运营机构的操作流程。 Q：《电力需求侧管理办法》中提到了胸电的要求是3~5%，而兄弟提出的要求是30%，请问这个百分比是指什么？ A：这个百分比指的是符合控制的比例，也就是说后续需要通过新型电力负荷管理系统来实现能够直接控制到位的负荷占比为20%。该系统具体的功能包括采集预测分析和控制这种平台，并且需要覆盖所有高压用户。这样的系统相当于一个大型的虚拟电商，可以实现分钟级、秒级、小时级的响应以及管理空调负荷等功能。 Q：一键需求侧响应和一键紧急调控这些功能都具备，但实际操作因为对用户用电影响大而无法进行。未来对符合管理的要求会越来越强调管理，需要配合市场化的合约价格机制等机制。请问这算是一个大的趋势吗？ A：是的，这确实是未来的一个大的趋势。对符合管理越来越强调，需要配合市场化的合约价格机制等机制来充分利用这些功能。因此，在投资决策时，应该关注这些趋势并考虑如何与之相适应。 Q：未来现货交易比例提升后，风电和光伏之间谁承担辅助服务费的费用更高一些？ A：目前来看，风电和光伏之间的辅助服务费的费用是一样的。每个省都向用户侧传导了一部分辅助服务费用，而发电侧根据发电量进行支付。火电企业承担了辅助服务费用，而风电和光伏这两者都不拿钱，只掏钱，费用的多少取决于发电量的大小。 Q：如果现货电交易中绿电的比例越来越高，风电和光伏谁的成本更低，谁就有价格优势？A：是的，可以这么理解。成本更低的一方，拥有更大的价格占优势。谁的成本越低，谁能够掏出的费用就越多。Q：风电和光伏之间辅助服务费用的差异主要体现在什么方面？ A：主要体现在现货交易收益方面