继去年全国多地限电后，今年四川、重庆、浙江等地又遭遇电力短缺，对部分企业生产和居民用电造成一定影响。回顾上世纪90年代的电力供应紧缺，主要由于电力设施建设的滞后，通过实行计划用电强行限制用户端用电。而近两年的电力紧张则面临着更为复杂的因素，包括煤炭等大宗商品价格暴涨、极端高温天气、干旱缺雨、新能源比例增加等多重因素，国家和电力公司也采取鼓励节约用电、增加火电机组出力、加大跨区跨省余缺互济等多项措施保障电力供应。同时，通过需求侧响应实现用电的移峰填谷也是缓解电力资源紧张的重要手段。

需求响应是指电力市场价格明显升高（降低）或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格信号或激励措施，调动用户的主动性和积极性，改变其用电行为，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。

简单来说，需求响应就是电力用户根据电价的激励指标有计划地暂时增加或减少自身用电，促使电力的供需平衡。

众所周知，电力系统发用电需时刻保持供需平衡，电力系统中规划设计时需进行电力电量平衡计算，发输变配电设施如发电设备、线路、变压器等一般按照最高负荷来设计和建设，同时考虑一定的事故、备用和检修容量。而最高负荷持续的时间较短，体现在缺电则是季节性的短时缺电事件，例如大多省份最高负荷3%的尖峰负荷年持续时间只有数十小时，按照尖峰负荷考虑发输变系统的建设对相关资源的利用率有限，造成资源的浪费。此外，随着风电、光伏等新能源在电网中的比例快速增长，对电网的调峰、调差能力提出了更高的要求。储能的“可充可放”的特性可匹配需求侧响应的需求，引导用户实现电能的精细化管理，通过主动开展需求响应，缓解电网运行压力，优化配置电能资源。

2017年，六部委联合印发《电力需求侧管理办法（修订版）》，提出推动将需求响应资源纳入电力市场，支持并激励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。

需求侧响应服务可通过可调节负荷、储能、负荷聚合商、虚拟电厂、电动汽车充电设施等资源实施，一般要求具备年最大用电负荷5%的响应能力。对于用户侧储能，从实现方式上来说，即可参加削峰需求响应也可参加填谷需求响应，可以增加除峰谷差套利外的辅助收益。目前，浙江、江苏、广东等省份均有储能项目参与需求侧响应的应用。

需求侧响应一般可分为约定需求响应和实时需求响应两种。

约定需求响应在前日或响应时段前若干小时，在收到需求侧响应邀约后，用户告知响应时间段及响应需量并在响应时段自行调整用电负荷完成响应过程。实时需求响应实时调用相关资源，响应时间一般为秒级至分钟级，可通过负控装置来执行。

以广东省为例，在2021年迎峰度夏期间，300余用户通过参与需求侧响应交易，实现削峰超100万千瓦。2022年4月16日，广东电力交易中心印发的《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》，对参与需求侧响应的用户侧储能也提出相关技术要求，电池、PCS、BMS、监控及调度管理系统等设备需满足《电力系统电化学储能系统通用技术条件》（GB/T36558）和《电化学储能系统接入电网技术规定》（GB/T36547）等标准的要求。

在新能源和传统能源新旧电源交替中需建立并完善市场化的需求响应手段和机制，通过价格机制合理引导用户错峰用电，增强用户侧储能等调节性资源的“参与度”，提高电力设施利用效率和用电保障。用户侧储能作为兼具“调峰+填谷”的需求侧响应资源，通过增加调用次数和调用价格，可丰富用户侧储能的收益渠道，促进用户侧储能的建设，发挥储能的多重应用价值，保障新型电力系统的灵活稳定、安全高效运行。