新型电力系统研究报告：电力需求侧响应，基于数字技术的灵活性调节方式（57页）

根据《电力需求侧管理办法》（征求意见稿）中的有关要求，到 2025 年各省需 求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上（峰谷差率为统计时间内峰谷差与最高负荷的比值）， 负荷监测能力达到经营区域内最大用电负荷的 70%以上，负荷控制能力达到经 营区域内最大用电负荷的 10%以上；到 2030 年，形成规模化的实时需求响应能 力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。 电网企业依托新型电力负荷管理系统开展负荷精准调控，各地负荷监测能力应逐 步达到本地区最大用电负荷的 70%以上，负荷控制能力应逐步达到本地区最大 用电负荷的 10%以上。各地 10 kV（6 kV）及以上高压电力用户应全部纳入负荷 管理范围。 电力需求侧响应发展的三个阶段分别为邀约型、交易型和自治型。目前我 国还处在邀约型的第一阶段，由政府机构组织发出邀约信号，组织资源完成需求 响应。

第二阶段为交易型，是在电力现货市场和辅助服务市场建成后，通过电力 交易引导市场主体加入电力市场以获得收益。第三阶段发展为自治型，能够实现 灵活调度电力资源、通过信息强化市场主体参与力度。数字信息技术是新型电力系统的重要驱动。为适应新能源在源网荷储多环节的接 入、交互和调度，“云大物移智链边”等数字技术将在新型电力系统中广泛应用。 负荷侧方面，通过微电网、虚拟电厂、综合能源管理服务（智慧楼宇、智慧园区、 智慧家庭、车联网等）等技术加持，用户将积极参与需求侧响应，从而提升电力 系统灵活性，最终实现“源网荷储”的协同运行、灵活互动。 电源侧方面，未来将建设更多的风光发电基地和分布式电源设备，数字化技术可 以为供给侧的灵活调度提供有力的技术支持。 电网侧方面，推动分布式智能电网广泛应用，促进分布式新能源并网消纳，利用 电网智能巡线、智能变电站、边缘智能等数字化技术，保障电网的高效运转和安 全运行。