价格型需求响应迎来新纪元，但公用事业与监管机构仍需验证其潜力

新研究显示，若聚合客户自有资源的灵活电力系统支持能被恰当估值，需求响应可超越传统负荷控制范畴。

劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）2023年11月发布的一项研究指出，公用事业若认识到价格型需求响应（PBDR）项目如何通过价格信号改变客户用电行为，可能发现其是最具成本效益的规划选项。但研究强调，成本效益需基于对影响PBDR项目参与率与负荷削减因素的完整分析。

部分公用事业已开始看到PBDR项目在优化聚合客户自有分布式能源资源（DER）调度方面的益处。

软件供应商EnergyHub总裁兼首席执行官Seth Frader-Thompson表示：“当前长期资源与配电系统规划中所用的假设，并未充分认可PBDR在应对发电或输电损失引发的紧急情况方面的作用。”他补充道：“当今软件中大量历史性能数据，显著降低了数百万DER累积响应的可靠性风险。”

也有观点认为PBDR的价值主张尚难实现。

Xcel Energy系统战略高级副总裁兼首席规划官Alice Jackson表示，PBDR“绝对是未来系统的一部分，但这需要客户关注点的演变”，“新技术采用曲线必须改变”。她补充说：“更多客户必须愿意通过价格信号进行套利”，“公用事业需要让这变得简单”。

美国能源信息署（EIA）将采用时变电价（TVR）的PBDR项目定义为“旨在改变用电模式，包括用电时间和用电水平”。

研究人员与公用事业一致认为，允许公用事业直接控制空调等大型客户负荷的传统需求响应（DR）项目仍将重要。但公用事业坚持，由TVR驱动的PBDR项目带来的负荷灵活性可能极具价值——前提是其可靠性与成本效益能在实际运行条件下得到验证。PBDR倡导者表示，这种验证正在发生。

规划短板

LBNL作者报告称，PBDR已被用于许多大系统综合资源计划（IRP）及部分配电系统计划，“但其价值假设并不清晰”。

LBNL研究科学家兼论文第一作者Juan Pablo Carvallo表示，许多公用事业系统规划者对需求侧资源价值做出“非常关键但缺乏依据的量化假设”，且“缺乏对费率结构或为何采用某水平PBDR的解释”。

LBNL能源市场与政策部门战略顾问、论文合著者Lisa Schwartz补充说，随着PBDR项目成本与其他资源相比更具竞争力，准确估值变得更加重要。她指出，PBDR项目包括智能恒温器、家电、电动汽车与家用电池充电器、家用热水及供暖制冷系统。

根据美国能源部（DOE）的数据，PBDR中有五种主要的时变电价类型：

• 分时电价（TOU）在每日高峰时段设定较高电价。
• 实时电价跟随批发能源市场价格。
• 可变高峰电价提前一天提供固定价格。
• 关键高峰电价在有限的异常高需求时段提高电价。
• 关键高峰回扣奖励客户在那些时段减少用电。

LBNL报告称，在所研究的计划中，TOU电价最常见，关键高峰电价有一定使用，而更复杂的电价类型很少使用。

客户自愿选择“选择加入”TOU费率，但“选择退出”TOU费率则不被选用。强制TOU费率不提供选择。LBNL引用的Brattle Group Arcturus调查涵盖400多个项目，报告显示“选择退出”参与率为85%，“而选择加入”参与率为28%。

Carvallo表示，计划中经常未报告这些及其他PBDR项目因素，如客户是否拥有使能技术。但这些因素对参与率和负荷削减率至关重要，而这两者是规划者将PBDR与传统能源及负荷削减资源比较的关键参数，这使得难以判断更好的规划数据能否证明PBDR的可靠性与成本竞争力。

Carvallo还指出，PBDR的成本效益或许可通过研究提出的容量平准化成本得到更好验证，该指标类似于Lazard广为人知的能源平准化成本。他说：“这是每个PBDR资源的美元/千瓦-年”，并显示需要对PBDR有更“细粒度的理解”才能准确估值。

LBNL的Schwartz补充说，PBDR的配电层面价值取决于其在特定时间和地点提供所需系统服务，以避免配电系统替代方案的成本。她表示，南加州爱迪生、圣地亚哥天然气与电力、Xcel Energy、联合爱迪生及波特兰通用电气的公用事业试点或项目验证了这一潜力。

公用事业的疑虑

公用事业和监管机构认可PBDR的潜力，但缺乏对其可靠性和成本效益的验证。

密歇根州公共服务委员会（MPSC）主席Dan Scripps表示：“密歇根州大型能源消费者，如该州最大负荷Hemlock Semiconductor，开始关注通过跟随市场信号实现节约的可能性。”但他补充说，在引入新的聚合住宅及工商业PBDR项目之前，监管机构“必须确保资源会出现并表现良好”。

Scripps称，MPSC正在研究PBDR试点的影响，因为类似的能效项目显示负荷削减“节省超过其成本的1.5倍，并每年减少超过2%的用电量”。

但Scripps表示，监管机构“在规划中天然具有保守性”。他补充说，MPSC需要来自市场的证据，证明客户及其聚合商将对价格信号做出响应，以及“灵活性能够保护可靠性”。

盐河项目（SRP）的PBDR项目体现了公用事业面临的挑战。SRP产品开发经理Nathan Morey表示，其100万住宅客户中约45%采用不同类型的TOU电价计划。

Morey说：“依赖客户行为的项目存在更多不确定性。”但他补充说：“但随着时间的推移，在100万客户中，这可以变得更具可预测性和一致性，就像投资组合一样。”

Morey继续说，SRP的9万台智能恒温器“提供约100兆瓦的容量，规划者可在高峰时段调用”。SRP现在的目标是构建其他PBDR项目，“使其比替代容量资源更具成本效益”。

Morey说：“利用客户侧设备和资源具有巨大潜在价值。”但他补充说：“但这需要多年开发消费产品、说服消费者参与、构建具有正确激励的项目，而电池和电动汽车充电器将增加这些挑战。”

Morey继续说：“只有使用恒温器的PBDR项目通过了SRP的成本效益测试。”“公用事业希望并需要其他类型的PBDR来缓解电气化压力，但关于大规模灵活负荷的数据不足，无法制定良好的规划成本和价值假设。”

Xcel的Jackson表示，最近的Xcel明尼苏达州IRP提议使用PBDR来“抵消到2030年获取超过2100兆瓦发电容量的需求”，“成本效益分析显示大多数项目的收益大于成本”。但她补充说：“客户必须选择购买技术并参与项目，且项目必须像其他发电资源一样表现，否则系统运营商无法依赖它们。”

Jackson承认，包含更广泛DER的更大PBDR项目可支持更高的可靠性。但她补充说，这需要更好的通信、公用事业控制室和客户技术。

萨克拉门托市政公用事业区和普吉特海湾能源的代表报告称，其项目刚开始影响规划。但亚利桑那公共服务公司（APS）作为已部署PBDR项目的领导者，展示了当前的局限。

APS客户技术总监Kerri Carnes表示：“Cool Rewards允许公用事业在客户设定参数内控制恒温器，并因设计得尽可能简单且允许客户退出而迅速扩展。”但她补充说：“如果在亚利桑那州夏季最热时段这些兆瓦未能出现，客户可能面临安全和健康后果。”

Karnes表示，为具有成本效益，PBDR项目的客户补偿、管理、平台和营销成本必须低于替代发电或基础设施的成本。她补充说：“在正确时间贡献且参与度最高的项目更有价值，价值也更高。”

使其发挥作用

下一代需求响应项目的倡导者表示，PBDR潜力的验证正在显现。

Brattle Group负责人Ryan Hledik曾领导建筑电气化中负荷灵活性潜力的研究，他说：“规划模型常常过度简化PBDR表现的益处。”但“APS超过一半的住宅客户采用自愿TOU费率”，这表明“如果优先考虑DR，可以实现更高参与度”。

费率设计顾问、前Brattle Group负责人Ahmad Faruqui补充说：“Arcturus数据显示，拥有TVR和可编程恒温器等使能技术的客户确实会对价格信号做出响应。”他提醒说，认识到客户优先级的良好费率设计“可以产生更好的参与度并获得更多负荷削减”，尽管项目“仍在开发中，错误可能发生”。

Frader-Thompson表示，EnergyHub的平台“在2023年处理了至少1700次需求响应事件，涉及约125万台设备”。他补充说，许多公用事业规划者尚未理解，如果以非常细粒度的方式跟踪和优化PBDR项目的增量使用以确保灵活性保持可用，那么“对于已注册客户而言，边际成本基本为零”。

Frader-Thompson继续说：“在规划者将PBDR纳入IRP的地方，公用事业需求侧管理团队已使用软件优化项目灵活性，并向规划者和运营商展示其如何实时影响系统状况。”“规划和运营团队理解了，将项目纳入IRP，监管机构认为项目可靠且具有成本效益，并批准了投资。”

Frader-Thompson补充说，像APS和SRP这样的公用事业如今正处于这一循环中，尽管“配电规划者在确定配电系统价值方面落后了几年”。