随着新型电力系统建设的推进，电力需求侧参与电网互动的相关机制体制成为业内讨论的焦点。国家发展改革委新闻发言人李超在6月新闻发布会上提出，“提升需求侧管理水平。坚持节能节电助力、需求响应优先、有序用电保底，通过精细化开展电力需求侧管理，更好保障民生和重点用电需求。”

　　为进一步探讨新型电力系统下的电力需求侧管理，由中国能源研究会主办、中国能源研究会能源政策研究室承办、自然资源保护协会(NRDC)协办的“新型电力系统沙龙”于6月19日在北京举办。本次沙龙以“创新市场机制推动用户侧资源参与系统调节”为主题，邀请了国网能源研究院有限公司企业战略研究所研究员张高、华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏、自然资源保护协会清洁电力项目副主任刘明明、自然资源保护协会清洁电力高级顾问王万兴等多位专家出席会议。会议由中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌主持。

　　国网能源研究院有限公司企业战略研究所研究员张高表示，近年来，随着燃煤发电上网电价改革和工商业目录电价取消，用户侧经营主体大规模入市，为新型主体发展提供了土壤，新型主体发展速度超出预期，新业态、新模式不断涌现。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，新型主体主要包括虚拟电厂、负荷聚合商、分布式发电、储能等。

　　张高介绍，近年来分布式电源装机快速增长，分布式光伏处于主导地位，分布式燃气、分布式风电也正在快速发展。截至2023年12月，我国分布式光伏发电累计装机容量2.54亿千瓦，同比增长61%，山东、河北、河南、浙江、江苏等东中部地区受资源禀赋和政策激励，分布式光伏装机增速超过全国平均水平。

　　对于外界重点关注的分布式新能源入市现象，张高认为，未来，分布式电源可按照价格接受者（报量不报价参与市场）身份参与市场交易，或通过虚拟电厂聚合等方式统一参与电力批发市场。

　　至于其它新型主体，张高建议，新型储能可采用价格接受者方式起步（报量不报价参与市场），具备条件后以“报量报价”方式参与市场。配建储能原则上应与投资配建的新能源打捆形成联合体运行，必要时接受电力调度机构的统一调度。虛拟电厂、负荷聚合商等优化聚合类新型主体，根据自身电力电量平衡情况或灵活调节能力，以统一代理形式“报量报价”参与电能量市场、辅助服务市场等各类交易。

　　刘明明强调，现阶段我国电力系统正经历重塑，由原本以燃煤机组和化石能源为核心的模式，转向清洁化、电气化。这一变革在需求侧展现出更为鲜明的特点。

　　刘明明认为，我国电力需求侧发展经历了三个阶段：在1.0阶段，传统电力资源面临供不应求的严峻形势。2000年，国家出台《节约用电管理办法》，明确将需求侧管理作为电力规划的内容。这一阶段以行政命令为引导，同时开展节能与能效提升工作。2010年前后，需求侧资源发展进入2.0阶段，随着电力供应能力的提升，峰谷电力负荷差异问题逐渐凸显。在这一阶段，注重通过峰谷电价引导用户参与移峰填谷。同时，随着波动性电源的日益增加，灵活性填谷需求同步增长，使得需求响应机制在维护电网平衡方面发挥重要作用。随着双碳目标的提出，我国需求侧资源发展逐渐进入3.0阶段，电力系统的充裕性需求增加，需要探索多种模式发挥需求侧资源的常态化作用。

　　刘明明表示，电力需求侧资源要实现常态化运行，面临单体资源潜力小而散、激励不足和投资高等三方面的挑战。数字化智能化和聚合化市场化两大路径可以实现需求侧资源的常态化发展。

　　刘明明认为，需求侧资源常态化运行要有可预期、可持续、可观的收益渠道，应通过创新机制推动需求侧资源常态化运行。在数智化技术的助力下，需求侧资源可以实现规模化发展，并具备参与多类型市场的资格。在创新机制和模式方面，可以聚合有需求的工商业用户/分布式等资源参与电力批发市场交易，交易绿色电力，促进新能源消纳；聚合多类型资源重点参与辅助服务市场提供新型电力系统亟需的灵活性服务，并在容量市场中发挥满足系统充裕性的作用，同时挖掘需求侧资源在绿证市场和碳市场的潜力。

　　刘明明强调，需求侧资源常态化运行需要完善的政策环境，包括为需求侧资源的主体地位提供制度保障，规定聚合商的市场角色和权责，允许聚合商参与批发电力市场、辅助服务市场和容量市场；为需求侧资源实现价值创造市场机会，提供健全的交易规则并加强市场监管，确保所有参与资源的同质同权；为需求侧资源提供服务确定框架体系，对调度、通信、计量、评估等内容进行规范，确保用户侧设备具备快速响应、获取即时反馈信息的能力。