国外需求响应市场化实施模式及启示

刘军会，刘 鑫，李虎军，白宏坤，李 扬

（1. 国网河南省电力有限公司 经济技术研究院，郑州 450000；2. 东南大学 电气工程学院，南京 210096）

0 引言

随着社会经济的增长和人民生活水平的提高，空调负荷不断增长，导致电网日负荷峰谷差持续增大，季节性用电需求差异日益凸显［1］；同时，分布式电源大规模并网导致火电机组的调控更加复杂，电网供电的安全性和稳定性受到严重威胁。国内外研究表明，电力需求响应能够起到降低峰谷差、降低电力成本、提高电力设备利用率、促进新能源消纳的作用［2—3］，是维护电力系统安全与经济运行的重要资源［4］。在需求响应实施过程中，存在补偿费用定价不科学、补偿资金来源不明确以及参与主体的类型和规模相对有限等问题，导致需求响应的经济性较差，利用率较低，资源的商品特性表现不充分。随着我国电力市场建设正在稳步推进，市场机制逐渐成熟、市场主体不断扩大，迫切需要将需求响应资源纳入电力市场交易范畴，以充分发挥供需双方的市场主体作用，促进资源的合理分配［5—6］。

国外需求响应参与电力市场交易已经开展了十余年之久，其市场化改革和需求响应技术发展的相关经验和做法可对我国需求响应市场化实施带来一定的启示［7］。美国电力市场已经发展成熟，市场机制相对完备，其中PJMINT.，L.L.C.（以下简称为PJM）电力市场的需求响应技术理论最为完善，项目相对齐全。欧洲各国的需求响应项目的发展更偏向于价格型需求响应［8—9］。但基于价格型的需求响应行为并不能做到稳定的负荷削减，导致欧洲各国需求响应市场化交易程度较低，需求响应技术发展相对缓慢［10］。澳大利亚需求响应市场化实施面临一定的困境，主要在于容量电费或可靠性费用的缺失，需求响应资源难以在电力批发市场进行交易，且各大电厂间的供电刺激措施互相矛盾［11］。

国内不同地区需求响应和电力市场的建设情况存在较大的差异。在此背景下，本文介绍了国外典型地区需求响应市场化实施的研究现状与发展动态，提出了我国需求响应发展的建议和设想，并探索了我国需求响应参与电力市场交易的整体规划。

1 需求响应市场化实施现状

从用户的参与方式来看，激励型需求响应能够达到定量调整负荷的目的，具有相对较高的稳定性和可控性，更符合我国目前电力系统的需求和发展趋势。因此，选取美国PJM 和澳大利亚国家电力市场（NEM）电力市场作为国外典型代表，不再对欧洲需求响应市场化实施机制做详细介绍。从全国范围来看，山东省是国内首个也是唯一一个开展需求响应市场化交易的省份，目前仍处于探索阶段。主要对国外典型地区需求响应市场的交易机制进行对比分析，总结市场化运行机制和实施效果的差异。

1.1 美国PJM需求响应的实施模式

美国的需求响应市场化实施已经积累了大量的实际运行经验，形成了比较完备的需求响应市场体系［12］。PJM电力市场中需求响应的项目类型包括经济型需求响应、紧急型需求响应和价格反应型需求响应，终端用户必须通过专业的代理机构削减服务提供商（curtailment service provider，CSP）参与市场交易，需求响应参与市场交易的结构图如图1所示。

1.1.1 PJM经济型需求响应

参与经济型需求响应的用户通过CSP主动进行竞标或由PJM发出调度指令的方式参与能量市场和辅助服务市场竞价。竞价成功的用户按照出清结果进行负荷削减，负荷削减的大小按照调整过的用户基线负荷和用户实际负荷的差值进行计算。

（1）需求响应资源参与能量市场

在日前阶段，PJM 将接受CSP 削减功率不小于0.1 MW 的需求削减投标。需求削减投标包括终端用户不进行负荷削减情况下的日前购电报价，以及负荷停机成本和承诺的需求响应持续时间。

PJM根据不包含实时和日前价格的月度供应曲线计算得到一个月度估计值，记为净收益测试价格（net benefits price，NBT）。NBT 是确定电力供应净收益和削减负荷支出的平衡点，用于触发整个区域组织对经济性需求响应资源的支付。只有当节点边际价格（locational marginal price，LMP）大于或者等于NBT时，经济型需求响应才能获得相应的负荷削减补偿［13］。若CSP在日前市场中承诺的负荷削减与日前计划存在实时偏差时，在各个结算时段需按照实时LMP对偏差部分收取惩罚费用，并收取相关的平衡运行需求响应储备费用。

图1 PJM中需求响应参与市场交易结构图Fig.1 Structure chart of demand response participating in PJM

在实时能量市场阶段，CSP 参与实时电力市场需要提交PJM日前调度的出清结果。削减负荷的补偿费用是基于实际提供的电量超过日前承诺的削减部分加上损失调整得到的。经济型需求响应参与实时能量市场每5 min 进行一次结算。PJM 根据市场参与者的实时负荷和实时对外输出，按比例从市场参与者中收回需求响应成本。

（2）需求响应资源参与辅助服务市场

需求响应资源参与日前备用市场和同步备用市场，中标容量以相应市场出清价格结算。日前运行备用需求响应的结算，向用户报价大于或等于NBT 的日前运行备用需求响应参与者支付的总费用，不能低于负荷削减投标总价。需求响应参与同步备用服务的价格为

式中:CSR为同步备用服务总价格；CSRDR为同步备用报价；CSRCP为市场出清价格；Ccut为减载固定成本。

同步备用辅助服务的费用由市场参与者共同承担，PJM 将根据市场成员日前计划与实时出力的偏差，按比例向其收取备用辅助服务费用。需求响应资源参与调频辅助服务须具备在5 min 内响应增减出力指令和实时数据遥测与通信的能力。在部分区域需求响应资源出清容量不得超过调频辅助服务需求容量的33%。需求响应资源在调频服务市场中的中标容量以调频市场的实时出清价格进行结算，调频服务市场出清价格的计算公式为

式中:CRMCP为调频市场出清价格，即为满足调频需求最后需求响应资源的签约价格；CRMPCP为调频表现出清价格；CRMCCP为调频容量出清价格；CLOP为机会成本，PJM规定需求响应资源的机会成本为0。

1.1.2 PJM紧急型需求响应

紧急型需求响应是指PJM发生系统运行备用不足、系统的稳定性受到威胁、节点电价超过规定上限等紧急事件时，需求响应资源按照调度中心指令削减负荷的行为［14］。CSP可以参与能量市场和容量市场竞价，在发生紧急事件时，PJM强制其进行负荷削减，补偿费用包含两部分费用［15］，为

式中:Clmdr为紧急型需求响应价格；Ccap为容量市场价格，即基于可靠性定价模型（reliability pricing model，RPM）的容量结算价格；Cemcdr为能量市场价格；Cpen为违约金，即事件发生期间的功率缺额与违约费率的乘积。若用户仅参与能量市场交易，则仅获得能量市场补偿。

1.1.3 PJM价格反应型需求响应

价格反应型需求响应是指通过调整电力批发市场或零售市场的电价改变可预测的用户端负荷需求变化，用户没有直接的容量或能源市场收益。当LMP 达到或高于价格反应型需求响应计划中规定的价格阈值时，签约用户通过响应来履行其义务。由于用户调整负荷的行为具有一定的随机性，拟通过建立高精度的预测模型用以描述用户因各时段电价不同调整其用电需求的行为。

1.2 澳大利亚NEM需求响应的实施模式

2013年11月澳大利亚NEM就已提出了需求响应市场化交易机制，设计了需求响应市场化实施的整体结构［16］。但是需求响应资源只能参与零售市场交易，导致NEM需求响应市场的活跃程度很低。2020年3 月澳大利亚能源市场运营商（Australian energy market operator，AEMO）出台了需求响应参与电力批发市场的相关政策，发布了电力批发需求响应市场的设计框架，预计2021年10月正式开始实施［17］。

NEM 需求响应市场的主要参与者包括配电网运营商、终端用户和需求响应服务提供商（demand response service provider，DRSP）。DRSP的结构图如图2 所示，在NEM 电力批发需求响应市场中，一个区域内需求响应敏感性负荷和可控负荷被视为合格负荷，合格负荷可以以电力批发需求响应单元（wholesale demand response unit，WDRU）的形式被DRSP 进行调度。WDRU 具有最大响应组件数量的限制，该组件通过市场竞标和优化调度进行负荷削减。DRSP 可以对与其签约的需求响应负荷进行自调度，并按照实时市场价格获得收益。同时，DRSP可以通过签约负荷向系统运营商提供辅助服务，该辅助服务负荷则由系统进行安排控制。

图2 DRSP结构图Fig.2 Structure chart of DRSP

在系统电价较高时，由DRSP主动申请发起需求响应事件，DRSP以高于其响应的成本价格进行投标，竞标容量为内部的需求响应资源的部分或全部容量。当市场价格高于DRSP竞标价格时，达成出清协议。为了确保零售商的利益不会因负荷削减受到损害，零售商将在需求响应事件后获得相应的补偿，由AEMO设置了批发需求响应区域补偿价格（wholesale demand regional reimbursement rate，WDRRR），根据DRSP 的需求响应电量向DRSP收取相应的费用，并补偿给零售商。电力批发市场需求响应资金流如图3所示。

图3 电力批发市场需求响应资金流Fig.3 Wholesale demand response financial flows

1.3 实施现状对比分析

通过对国外典型地区需求响应市场化实施的模式进行研究发现，尽管各个地区需求响应参与电力市场的交易方式和项目类型具有相似之处，但实际情况仍具有较大区别，尤其是欧洲地区目前尚未形成规模的需求响应商业模式。表1 从政策背景、启动条件、市场类型、优化机制、响应类型以及需求响应资金来源等方面对3个地区需求响应市场化实施的差异进行了总结。

表1 需求响应市场化实施规则差异对比Table 1 Demand response differences of the marketization implementation rules

对PJM和我国某省份（简称A省）2019年的需求响应数据进行对比，分析开展市场化交易与未开展市场化交易地区需求响应实施效果的差异。两个典型地区需求响应实施情况如表2所示。首先在需求响应签约容量方面，PJM中可调度的需求响应资源占总负荷的比例比A省高出70%。其次PJM中提供需求响应服务的产业结构更加多样化，制造加工业、公共服务业、居民用户和商业用户均有涉及［18］；A省制造加工产业提供需求响应资源的比例最大，其他行业的占比极小。最后在需求响应执行情况方面，PJM中需求响应除了在能量市场和容量市场获得收益外，在辅助服务市场中提供备用辅助服务923 991 MWh，补偿费用平均为3.05美元/MWh，提供调频服务128 071 MWh，补偿费用平均为18.64美元/MWh［21］。

表2 2019年美国PJM与A省需求响应实施情况Table 2 Demand response implementation of the PJM in the United States and province A in 2019

对PJM和A省的装机容量、峰值负荷、供电面积等方面进行对比，PJM的电网规模约为A省电网的3倍左右，但二者需求响应实施水平的差距明显要超过电网自身规模之间的差距。通过分析上述数据发现，需求响应市场化实施相比于非市场化实施能够在容量上聚合更多的资参与系统调度，资源的负荷特性更为丰富，提高了需求响应的调节能力。同时，在市场机制完善的地区，需求响应资源能够参与多类市场交易，需求响应的实施更为频繁，负荷削减总量更大，需求响应代理商和终端用户能够获得稳定的收益，充分发挥了需求响应资源的利用价值。在市场环境下实施需求响应，补偿标准由其提供的服务类型和市场竞标结果共同决定，市场化竞争充分，相比于由管理机构制定补偿价格的方式更为科学合理，提高了需求响应的经济性。

2 对我国需求响应发展的启示

国内外相关机构均建立了不同程度的需求响应市场化交易机制，通过对上述典型市场中需求响应机制进行分析，我国在开展和推广需求响应市场化交易进程中应注意以下问题:

（1）成熟的电力市场机制和需求响应机制是需求响应资源得以利用的重要保障。市场机制的健全程度决定了需求响应资源在电力市场中的参与程度，完善的电力市场交易机制能够为需求响应提供良好的、广阔的交易平台，需求响应的市场价值能够在多个方面得以利用。同时需求响应机制的发展程度决定了电力市场对需求响应资源的接纳程度，需求响应的技术发展越成熟，其利用价值就越大，能够更好的参与电力市场交易。

（2）积极鼓励需求响应服务提供商（demand response provider，DRP）聚合用户侧资源参与电力市场交易，由于我国现在电力市场的参与主体大多为大工业用户、售电公司，其根本盈利模式与需求响应的程度关联不大，导致其开展需求响应的动机不足。采用DRP参与市场交易的形式，能够更好的聚合需求响应资源进行统一调度，DRP 的业务能力熟练，能够使终端用户获得稳定受益。同时需要通过市场化交易的方式确定需求响应费的承担者，以解决补偿资金的来源问题，有利于促进需求响应市场化交易常态发展。

（3）需求响应项目参与电力市场交易离不开配套设备的建设和相关技术手段的支持。需求响应资源不同于其他市场参与者，其市场交易电量和容量的计量手段、计算方法更为复杂，对终端用户的智能化程度也具有较高要求。因此需要积极开展需求响应相关技术的研发工作，在协调控制、信息通讯、智能计量等方面提供技术基础。同时还需要在考核方式和结算机制等方面对需求响应的实施效果进行精准反映，以确保需求响应市场的公正性。

3 需求响应市场化实施建设方案

3.1 不同地区需求响应市场化建设重点

我国正处于电力市场初步建设阶段，仅部分省份建立现货市场和辅助服务市场交易机制，各个地区电力市场发展程度和需求响应的技术水平存在较大差异。因此，需求响应市场化实施不能照搬国外成熟市场环境下的需求响应方案。

针对尚未开展现货市场和需求响应技术处于起步阶段的地区，应促进电力市场建设和需求响应技术的同步发展，尽快落实现货市场发展的方针政策，扩大需求响应的实施范围，提高用户的积极性。

针对尚未开展现货市场和需求响应技术成熟的地区，应以电力市场建设作为主要工作，成熟的市场机制和良好的市场氛围是需求响应参与市场交易的基础。完善需求响应补偿机制，进一步提升需求响应技术。

针对已开展现货市场和需求响应技术处于起步阶段的地区，深度挖掘需求响应潜力，提高需求响应的响应能力和执行效果，降低市场准入门槛，将需求响应纳入市场交易范畴，初步建立电力市场和需求响应的耦合关系。

针对已开展现货市场和需求响应技术成熟的地区，完善市场交易机制，解决资金来源问题，进一步扩大需求响应参与市场交易的范围。促进需求响应资源整合，推动需求响应交易常态化、响应策略智能化发展。充分发挥市场竞争作用和需求响应的利用价值。

3.2 河南省需求响应市场化建设方案

河南省电力辅助服务市场和现货市场正处于筹备阶段，出台了相关政策保障，可以正常开展约定和实时需求响应。选取河南电网作为需求响应市场化实施的建设规划对象，具有较高的普适性、复现性以及一定的推广价值。因此，结合典型地区的相关经验以及河南地区实际情况，分别从3 个角度提出了河南省需求响应市场化实施的建设方案。

截止到2019 年，河南可控机组装机容量占比81.12%，发电具有较高的充裕性。考虑到其他地区需求响应参与容量市场的费用支出较高，实际效果较小，因此在市场机制不成熟的现状下，暂不考虑开展容量市场建设，仅考虑将需求响应资源纳入辅助服务市场和现货能量市场交易。河南新能源发电量逐年攀升，最高可占全网总发电量的39%，面临着新能源消纳和火电机组昼夜功率波动较大的问题，因此需要开展包含填谷作用的需求响应市场化交易项目。同时需求响应补偿标准不合理、补偿资金不充裕也是导致其无法常态化实施的关键原因。

在电力市场方面:加快电力市场建设，明确需求响应资源能够作为“发电资源”参与市场交易，并对需求响应资源的响应容量、响应速度等提出入市的基本要求；逐步建立需求响应参与电力辅助服务市场、能量市场和容量市场的交易机制，探索含需求响应的能量市场和辅助服务市场联合优化出清模型；明确电力市场参与主体的责任与义务，根据“谁造成，谁承担；谁受益，谁承担”的原则，合理分摊需求响应费用；建立市场监管系统，打造有序开放、充分竞争、科学发展的市场体系。

在需求响应方面:做好需求响应的宣传工作，通过大数据技术对用户的相关数据进行分析，挖掘潜在的需求响应资源，保证需求响应资源的充裕性；从响应时间、次数、时长等多个维度对柔性负荷进行分析，建立需求响应资源调节库，提高需求响应的灵活性和可靠性；将需求响应技术与智慧能源相结合，支持工业园区进行“源网荷储”、能源互联网技术改造，采用人工智能技术优化需求响应的协调控制系统；分析需求响应资源的填谷能力，探索需求响应在降低发电成本、促进新能源消纳、提高能源清洁程度等方面更为广泛的作用。

在需求响应市场化运行方面:成立独立的DRP代理用户进行市场交易，管理需求响应行为，提高需求响应参与者的经济收益；从需求响应的速度、效果、影响及成本等方面进行评估，建立精细化、多维度的需求响应补偿定价标准；采用合理的方式对需求响应交易进行预测、出清、评估和结算，提高用户的需求响应满意度和社会整体经济效益；需求响应的运行控制面向智能化发展，将需求响应与虚拟电厂技术进行融合，进一步满足电力市场交易以及电力系统调度的多样化需求。

4 结束语

随着我国电力市场机制的不断完善，将需求响应资源纳入市场交易具有深远的发展前景。首先，本文从市场主体、项目类型、出清条件等多个方面系统性的介绍了典型地区的需求响应市场化交易情况，对比分析了实施模式和实施效果的差异。其次，提出了国外需求响应市场化交易的相关经验对我国需求响应发展的启示。最后，根据电力市场和需求响应发展程度的不同，提出了不同阶段下需求响应市场化实施的建设重点，并以河南电网作为建设对象，从多个角度提出具体的实施方案，为我国开展需求响应市场化交易提供思路。