价格型需求响应迎来新阶段,但效用与监管机构仍需验证其潜力
劳伦斯伯克利国家实验室2023年11月研究指出,价格型需求响应(PBDR)通过价格信号改变用户用电行为,或成为最具成本效益的规划选项,但需完整分析影响参与率与负荷削减的因素。部分公用事业已开始利用聚合分布式能源优化调度,但监管机构与业界对可靠性验证、规划假设透明度及成本效益证据仍存疑虑。

需求响应若能将聚合客户自有资源所提供的灵活电力系统支持予以合理估值,其作用可超越传统的负荷控制范畴——这是最新研究得出的结论。
劳伦斯伯克利国家实验室(LBNL)2023年11月发布的一项研究显示,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,或可将其视为最具成本效益的规划选项。但研究同时指出,成本效益的判定有赖于对影响PBDR项目参与率与负荷削减量的各项因素进行完整分析。
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(DER)调度方面的效益。
“当今的长期资源与配电系统规划中所采用的假设,并未充分认可PBDR在发电或输电损失所引发紧急状况中的价值。”软件供应商EnergyHub总裁兼首席执行官Seth Frader-Thompson表示,“现有软件中积累的海量历史性能数据,已显著降低了数百万DER聚合响应的可靠性风险。”他补充道。
也有观点认为,PBDR的价值主张目前尚难实现。
“PBDR绝对是未来系统的一部分,但这需要客户关注点的演变,新技术采用曲线也必须改变。”Xcel Energy系统战略高级副总裁兼首席规划官Alice Jackson表示,“必须有更多客户愿意通过价格信号进行套利,公用事业也需要让这一过程变得简便。”她补充道。
美国能源信息署(EIA)将采用分时电价(TVR)的PBDR项目定义为“旨在改变用电模式,包括用电时间与用电水平”的机制。
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)项目仍将发挥重要作用。但公用事业坚持认为,由TVR驱动的PBDR项目所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真实运营环境中得到确认。价格型需求响应项目的倡导者表示,这一验证正在发生。
规划层面的不足
LBNL作者报告指出,PBDR已被用于许多大系统综合资源规划(IRP)及部分配电系统规划,“但其价值假设并不清晰”。
“许多公用事业系统规划者对需求侧资源的价值做出了‘非常关键但缺乏依据的量化假设’,且未解释费率结构或为何采用某一水平的PBDR。”LBNL研究科学家兼研究首席作者Juan Pablo Carvallo表示。
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,对其进行准确估值变得愈发重要。她指出,PBDR项目涵盖智能恒温器与家电、电动汽车与家用电池充电器、家用热水及供暖制冷系统等。
据美国能源部(DOE)称,PBDR中有五种主要的分时电价类型。
分时电价(TOU)在每日高峰时段设定较高电价。实时电价跟随批发电能市场价。可变高峰电价提前一日设定固定价格。关键高峰电价在有限的异常高需求时段提高价格。关键高峰回扣则奖励客户在此时段减少用电。
LBNL报告称,在所研究的规划中,TOU电价最为常见,关键高峰电价有一定使用,而更精细的电价类型则很少被采用。
客户自愿选择“选择加入”型TOU电价,但往往不选择“选择退出”型TOU电价。强制性TOU电价则不提供选择余地。LBNL引用的Brattle Group Arcturus调查覆盖了400多个方案,报告指出,“选择退出”型参与率为85%,“而‘选择加入’型仅为28%”。
Carvallo表示,规划文件经常不报告上述及其他PBDR项目因素,例如客户是否拥有赋能技术。但这些因素对参与率和负荷削减率至关重要,而这两者正是规划者在将PBDR与传统能源及负荷削减资源进行比较时的关键参数。这使得人们难以判断,更完善的规划数据是否足以证明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。“这是每个PBDR资源的美元/千瓦-年指标,”它表明需要对PBDR有更“细化的理解”才能准确估值,他补充道。
LBNL的Schwartz补充说,PBDR在配电层面的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(Southern California Edison)、圣地亚哥天然气与电力公司(San Diego Gas and Electric)、Xcel Energy、联合爱迪生(Consolidated Edison)和波特兰通用电气(Portland General Electric)的公用事业试点或项目验证了这一潜力。
监管机构和公用事业并不质疑PBDR的潜力,但他们有其他疑问。

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。
“密歇根州的大型能源用户,如该州最大负荷的Hemlock Semiconductor,已开始关注通过跟随市场信号实现节约的可能性。”密歇根州公共服务委员会(MPSC)主席Dan Scripps表示。但在引入新的聚合住宅及工商业PBDR项目之前,监管机构“必须确信这些资源会出现并发挥作用”,他补充道。
MPSC正在研究PBDR试点的影响,因为可比的能效项目显示负荷削减“节省超过其成本1.5倍,且每年减少用电量超过2%”,Scripps表示。
但监管机构“在规划中天然具有保守性”,Scripps说。MPSC需要来自市场的证据,证明客户及其聚合商会对价格信号做出响应,以及“灵活性能够保障可靠性”,他补充道。
盐河项目(Salt River Project,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%采用了不同类型的TOU电价计划。
“依赖客户行为的项目存在更多不确定性,”Morey说,“但随着时间推移,在百万客户规模上,这可以变得更加可预测和一致,就像投资组合一样。”他补充道。
SRP的9万个智能恒温器“提供了约100兆瓦的容量,规划者可在高峰时段调用”,Morey继续说道。SRP目前的目标是打造“比替代容量资源更具成本效益”的其他PBDR项目。
“利用客户侧设备和资源具有巨大的潜在价值,”Morey说,“但这需要多年时间开发消费产品、说服消费者参与、构建具有正确激励措施的项目,而电池和电动汽车充电器将增加这些挑战。”他补充道。
“只有使用恒温器的PBDR项目通过了SRP的成本效益测试,”Morey继续说道,“公用事业希望并需要其他类型的PBDR来缓解电气化带来的压力,但目前关于规模化灵活负荷的数据不足,难以制定良好的规划成本与价值假设。”他说。
Xcel明尼苏达州最近的IRP提议利用PBDR来“抵消到2030年获取超过2,100兆瓦发电容量的需求”,且“成本效益分析显示多数项目的收益大于成本”,Xcel的Jackson表示。但“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。”她补充道。
Jackson承认,涵盖更广泛DER的更大规模PBDR项目可支持更高的可靠性。但这需要更好的通信、公用事业控制室以及客户技术,她补充道。
萨克拉门托市政公用事业区(Sacramento Municipal Utility District)和普吉特海湾能源公司(Puget Sound Energy)的代表报告称,其项目才刚刚开始影响规划。而亚利桑那公共服务公司(Arizona Public Service,APS)作为已部署PBDR项目的领先者,则展示了当前的局限。
“Cool Rewards项目允许公用事业在客户设定的参数范围内控制恒温器,并因设计得尽可能简便且允许客户退出而迅速扩展。”APS客户技术总监Kerri Carnes表示,“但如果这些兆瓦在亚利桑那州夏季最炎热的时候未能出现,可能会对客户造成安全与健康后果。”她补充道。
Karnes表示,要实现成本效益,PBDR项目在客户补偿、管理、平台和营销方面的成本必须低于替代发电或基础设施的成本。“在正确时间做出贡献且参与度最高的项目更具价值,价值也更高。”她补充道。

推动其落地
下一代需求响应项目的倡导者认为,PBDR潜力的验证正在显现。
“规划模型往往过度简化PBDR绩效的收益。”Brattle Group负责人Ryan Hledik表示,他曾主导建筑电气化中负荷灵活性潜力的研究。“但APS已有超过一半的住宅客户采用自愿TOU电价,”这表明“如果优先发展DR,可以实现更高的参与率。”Hledik说。
“Arcturus数据显示,采用TVR并配备可编程恒温器等赋能技术的客户确实会对价格信号做出响应。”费率设计顾问、前Brattle Group负责人Ahmad Faruqui补充道。认识到客户优先事项的良好费率设计“可以带来更好的参与率并获得更多负荷削减”,尽管项目“仍在开发中,错误可能发生”,他提醒道。
“EnergyHub平台在2023年处理了至少1,700次需求响应事件,涉及约125万台设备。”Frader-Thompson表示。许多公用事业规划者尚未认识到,PBDR项目的增量使用——若以非常细化的方式进行跟踪和优化以确保灵活性持续可用——对于已注册客户而言“边际成本几乎为零”,他补充道。
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。”Frader-Thompson继续说道,“规划与运营团队理解了这一点,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。”他说。
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”,Frader-Thompson补充道。