日本电力需求侧管理向小规模分布式能源体系转型

　　福岛核事故暴露出大规模集中式电力供给的脆弱性，日本由此下决心建设新一代电力系统和能源综合管理，以实现电力需求侧管理的智慧化向以可再生能源、蓄能为代表的小规模分布式能源体系转型。但分布式电源如何动态优化组合、如何保证供需的实时平衡成为这一转型的难题。

　　在能源互联网的大背景下，需求响应(DR)和虚拟电厂(VPP)成为日本电力市场的新宠，二者不仅可以降低系统基本负荷和峰值负荷，弥补因核电大量关闭带来的电力缺口，而且在负荷侧增加了电源多能集成的互补性，降低了火电调峰需求，提高了可再生能源的利用。同时，促使电网根据不同类型电源输出特性实现优化配置，推动电网智能化提升。因此，DR和VPP 成为当前日本分布式能源互联网市场创新的一大亮点。

　　电力市场新变化

　　随着大规模可再生能源接入电网，以及智慧能源技术快速发展，近几年来，推广实施DR和VPP技术的新商业模式在日本不断涌现。DR和VPP的兴起源于日本电力市场环境出现的五个新变化。

　　第一是自由化。2016年4月，日本电力零售市场实现了全面自由化，多元化市场主体纷纷加入电力市场竞争大军。截至今年3月，新成立的售电公司超过500多家，售电占比已达13%，电力公司签约换手率突破16.2%。而且，电力用户不仅可以自主选择售电公司，还能直接参与需求响应和虚拟电厂的市场交易中，电力供需平衡不再仅依靠发电侧的“用多少发多少”，转而通过供应和需求两侧的市场进行调节，自由化是日本电力市场变革的起点。

　　第二是脱碳化。为完成巴黎协定国家自主减排目标，日本一方面从电力供给侧入手，大力发展以光伏发电为主的可再生能源以弥补核电缺口和替代化石能源，但由于可再生能源发电本身的缺陷，仍难以保障电力的稳定供应;另一方面，从电力需求侧管理入手，除依靠传统的节能措施外，深度挖掘用户侧的分布式能源潜力，这已成为日本实现脱碳化目标的一条新路径。

　　第三是分散化。相较依靠大规模火电、核电等为中心的传统集中式电力系统，日本正在构建以光伏、风电等小规模分布式电源以及结合储能技术的新型分散化电力系统，终端用户不仅仅是电力的消费者，同时又是电力的“生产者”。

　　第四是数字化。信息技术与能源产业的深度融合促进了电力数字化的发展，不仅可以远程调控用户侧发电、蓄能和用电设备，而且能将大量散落的小规模电源聚合起来，形成强大的用户侧发电资源，配电系统由传统的单向潮流向满足供需平衡的双向潮流转变。

　　第五是人口过少过疏化。据预测，到2050年日本总人口将下降30%，到2100年将下降一半，电力需求在未来的10年预计将会减少10%左右，电力产业的规模经济性将遭到巨大挑战。

　　需求管理新模式

　　面对电力市场的新变化，DR和VPP作为需求侧管理的重要模式异军突起。传统的DR从电力需求侧管理中进化而来，以价格诱导和行政指令为主，主要包括分时电价、尖峰电价和可中断负荷电价等方式，并通过下达指令，实现负荷削减，但很难做到快速响应。而在电网智能化的背景下，新型DR完全实现了自动调控。电力供应紧张时，自动向用户发出削减负荷的需求响应信号，电力用户自动接收信号，通过能量管理系统控制调整用电，并对需求响应结果自动报告。

　　VPP既是分布式能源也是能源互联网的创新应用。从电力供应角度看，VPP利用互联网和能源管理技术将用户拥有的分散式小规模电源集成优化，进行远程控制和利用，像电厂一样供应电力;从电力消费角度看，通过聚合控制用户储能装置，实现消纳可再生能源富余电力，保障电力供需平衡。据推算，到2030年日本分布式发电设备装机容量能够达到2591万kW，相当于25座百万千瓦级煤电机组;若10%的储能设备参与电网调节，规模将达到1320万kW，相当于26座百万千瓦级煤电机组的调节能力。

　　VPP与RD既有重叠，又有差异。VPP重点在增加供给，会产生逆向潮流，而DR重点强调削减负荷，不会发生潮流逆向。因此，是否会造成电力系统产生逆向潮流是二者最主要的区别。

　　日本将狭义上的VPP定义为直接并网的可再生能源发电设备和储能装置，而广义上的VPP还包括用户侧的新型DR，但传统DR则不包含在其中。广义的VPP涉及的分布式“电源”主要包括发电设备、储能设备以及各种节电设备。

　　上世纪70年代，日本开始大力推行电力需求侧管理(DSM)。从1973年到2014年，GDP增加了2.4倍，但工业能耗却减少了10%，节能水平达到世界之最。进入90年代，日本着手DR技术研究，但真正开始实施是在2011年东日本大地震之后。

　　新型DR技术近几年开始兴起，2014年6月，日本第4次能源基本计划提出：为推动用户侧有效开展节电，随着电力改革稳步推进，要积极创造条件引进新型“需求响应”模式，通过用户侧需求管理，维持发电容量的合理规模，实现电力稳定供给。2016年日本政府制定的“日本再兴战略”提出到2030年要实现需求响应占总电力需求6%的目标。2016年日本电力公司的需求响应容量约为10.7GW，其中78%负荷得到释放。伴随DR响应电量(电源Ⅰ-b)在批发市场上市交易，2017年被称为日本的“DR元年”。2017年12月，日本电源Ⅰ通过竞价实现对电力用户侧负荷资源统一调控，全年完成133万kW的响应量，其中DR达到95.8万kW，价值约合36亿日元。

　　2015年6月，“日本再兴战略”明确提出推广VPP的政策。2016年4月，“能源革新战略”制定了从2016年到2020年的政府补贴规划，大力支持企业开展VPP技术研发，重点任务之一是验证50MW以上虚拟电厂技术的可靠性，计划到2020年实现VPP经济自主。2018年7月出台的第5次能源基本计划，继续明确了加快低成本储能电池、V2G(Vehicle to Grid)、电转气(P2G)等技术推广，加强低功率广域网络技术(LPWA)和M2M、P2P的技术研发，以进一步推动电源的低碳化。2016年日本有7个示范项目获得总计26.5亿日元的补助，2017年有6个示范项目得到总计60多亿日元补助。

　　运行机制市场化

　　完善市场机制是DR和VPP规模化发展的关键。

　　2015年11月，日本首相安倍晋三指示要在2017年创建“负瓦特市场”，以提高民众节电的积极性。传统发电厂发出的电能被称为“正瓦特”，而节电产生的电能则被称为“负瓦特”，电网的负荷平衡可通过电源供给“正瓦特”或削减负荷的“负瓦特”实现。“负瓦特市场”参与各方可以通过市场共同分享利益。

　　负荷集成商通过聚合调控分散式电源获取市场利益，企业通过自身的储能装置、备用电源和电动汽车等向负荷集成商提供电能而获益，通信和IT公司通过提供电力控制技术以及相关数据分析等获得商机，个人电力用户则可通过提供屋顶光伏、储能装置和电动汽车向负荷集成商提供电能。由此可见，市场主体之间有效合作机制的建立，才能保证所有参与者的合理收益，使参与者保持长期参与的积极性，确保市场的稳定性和价值实现。

　　“日本再兴战略(2016)”提出，到2030年，负瓦特交易量要实现与美国相同水平，达到最大电力需求的6%。日本最大电力需求峰值约为160GW，按6%计算则为10GW，相当于10座百万千瓦级煤电机组，潜力巨大。

　　2017年4月，日本负瓦特市场正式启动，目前按交易主体和目的可以分为两大类，第一类是电力零售企业，主要目的是调控用户侧节电量与计划发电量的匹配;第二类是输配电企业，目的是通过增减负荷保障供需平衡。

　　日本电力市场实行自由化之前，电价完全按成本核算，电价不仅包括电能本身的价值、还包括保障电力供给所必须的电力容量价值，以及调节电力供需平衡和维持电能质量的调峰容量价值。负瓦特市场使得减少负荷电力需求与电源发送电力具有相同价值。于是，电力市场设计开始重新评估市场各方的利益和价值。

　　经过几轮电改，日本逐步建立起了基于期货市场、日前市场、小时前市场、现货市场等DR和VPP参与的市场运营机制，今后还将陆续建立和形成基荷市场、容量市场、非化石价值市场、辅助服务市场等新的电力市场机制。从今年5月起FIT绿色证书将在非化石价值市场交易，2019年该市场还将向所有非化石能源开放;为促进新电力公司参与基荷电源交易竞争，日本计划2019年创建基荷电能市场;竞争性电力市场还要求建立电力容量和调节容量的市场机制，2020年日本将启动容量市场，并创设需求调节市场。市场机制的完善使DR和VPP在不同市场环境下形成调度和竞价，更具有广泛的适用性，但也必须注意市场价格和响应速度是影响其发展的关键。

　　综上所述，DR和VPP商业模式不仅是收集分散的电能、控制负荷量，还可以参与系统调度，提供调峰、调频辅助服务等，从而在促进可再生能源大规模发展的同时提升电力系统的调节能力和可靠性。随着分布式能源互联网的发展，未来发电、容量、调峰三大价值将形成独立市场体系，日本电力市场将进入以DR和VPP为代表的电力供需耦合新时代。