電力現貨市場下激勵型需求響應交易機制及出清模型

段秦剛, 陳永椿，王一, 吳明興, 別佩, 董萍

(1.廣東電力交易中心有限責任公司，廣州市 510600；2.華南理工大學電力學院，廣州市 510640)

0 引 言

隨著我國第一批電力現貨市場建設試點工作的順利進行，8個省市的市場建設模式、市場交易機制和政策規則逐步完善[1-4]。現貨市場的發展使得電力交易的模式和手段不斷豐富，交易的形式更加靈活，這為需求側主動參與市場互動提供了可能[5]。

需求響應(demand response, DR)作為中國電力市場改革的核心內容之一[6]，通過經濟激勵方式引導用戶調整用電模式，協調電源側和需求側間的互動作用，有效地提高了系統運行的經濟性。國外電力市場實踐表明[7]，需求響應資源為市場運營帶來顯著效益，如降低市場電價的波動、抑制市場力的作用、增強系統運行的安全性、提高電力投資收益等[8]。由于種種原因，我國當前需求響應研究和實踐剛起步，用戶負荷參與系統運行的效益潛力未能被真正發現，許多需求側資源未能被充分發掘[9]。在新一輪售電側市場改革背景下，需求側負荷將以一種更加靈活又主動的方式參與市場互動，為我國現貨電力市場下需求響應的實施提供了新的契機。

根據響應信號的不同，需求響應分為價格型和激勵型2種[10]。激勵型需求響應(incentive demand response,IDR)采用直接經濟激勵方式引導用戶調整和優化自身用電行為，為市場的成本管理和可靠性分析提供了一種可靈活調度的資源，受到各個市場的青睞[11]。激勵型需求響應的研究由來已久，早期的文獻基于激勵兼容設計理論[12-14]，為電網公司設計了有效的削減型需求響應項目激勵補償方案。需求響應項目的設計目標主要是降低系統失電風險，并給出最優削減電量及補償價格的確定原則。文獻[15]利用期權的思想建立可中斷負荷市場，對有意規避電價風險的參與用戶提供了電價折扣優惠。文獻[16]對電力市場下可中斷負荷合同模型展開研究，在較長的時間尺度下提出了電力公司購買可中斷負荷的最優模型。近些年，電力市場化運營逐步走向成熟，需求響應的設計開始向市場化機制方向發展。文獻[17]設計了4類需求響應負荷參與日前能量市場的競價模型，充分考慮了用戶側的參與意愿和響應特性。文獻[18]將用戶側需求響應互換模型融入到日前隨機調度問題中，以預防系統的隨機事故和新能源預測誤差導致的利潤損失。

然而，現有的激勵型需求響應研究多在電力壟斷背景下開展，缺乏對現貨市場環境下交易模式變化的考慮。此外，國內現貨市場需求響應的研究尚處于起步階段[19]，且國外的需求響應項目并不完全適用于我國的市場情況[20]。因此，要以本國的電力市場運營規則(包括電源側、電網側的市場組織規則)為基礎，考慮涉及公平的交易機制、實時出清方法等核心問題。目前國內對于激勵型需求響應應用于實際電力現貨市場的研究尚欠缺。

基于當前國內電力市場改革現狀，本文設計一種激勵型需求響應參與現貨市場的交易機制，建立一個與國內電力市場發電側競價模型一一對應的用戶側需求響應模型。將需求側資源融入市場出清機制，提出一個綜合發電側和用戶側、源荷互動式的電力市場交易出清方法。該機制下源荷資源被同等對待、一并出清，避免對現有市場規則的擾亂，實現電力資源的最優配置。整合后的出清模型與現有市場模型同屬于一種數學模型，應用當前成熟的市場計算工具就可以在實際電力市場中組織實施需求側響應。這既降低了工程應用計算的復雜性，也避免了市場出清程序的重新開發。本文的研究適應于當前中國電力現貨市場交易機制[21]。關于需求響應效益評估、激勵補償資金來源確定、交易結算規則設計等關鍵性問題的研究，為中國電力現貨市場開展需求側響應邁出有力的一步。本文的研究可以為建立公平高效的源荷互動中國電力市場提供有益的參考。

1 激勵型需求響應的市場參與方式

1.1 批發市場下的激勵型需求響應

在現貨市場建設初期，基于批發市場的激勵型需求響應項目設計是需求響應市場化交易機制建設的首要任務，成功制定批發市場需求響應交易機制將對后續的零售市場需求響應交易機制建立起到積極的輻射作用。建立適應我國的批發市場需求響應交易機制，整合需求側資源同發電資源和其他市場資源同臺競爭，可以提高系統“源-網-荷”協調互動性，促進我國電力現貨市場的全面建設。

在批發市場中，激勵型需求側響應成功實施的關鍵在于參與用戶是否能夠充分利用自身的可控負荷進行響應。比如，美國PJM電力市場成功實施需求側響應項目的用戶幾乎是市場特定的工業和商業負荷[22-23]。針對居民用戶參與批發市場需求響應項目，研究表明[24]：通過中間代理方式，采用智能用電技術的負荷控制將用戶負荷的能量管理系統與需求響應系統連接，是其參與批發市場激勵型需求響應的關鍵。

1.2 適應我國的需求響應市場框架

在我國電力現貨市場建設初期，為了節省終端用戶設備的投資成本和市場交易組織的管理成本，終端負荷資源由售電公司代理并參與批發市場。對應地，終端負荷用戶也應該通過中間代理方式整合一體參與批發市場。而對于滿足市場準入容量要求的電力大用戶，可以選擇以獨立市場主體身份參與批發市場。用戶側激勵型需求響應資源參與批發市場如圖1所示。激勵型需求響應的市場主體包括：售電公司、電力批發大用戶以及負荷削減提供商(load curtailment provider, LCP)，它們共同組成了批發市場下需求響應代理商(demand response provider, DRP)。售電公司或批發用戶負責向交易中心申報其代理區域的次日負荷購買量和可接受電價，而激勵型需求響應代理商負責向交易中心申報其代理用戶的削減負荷電量和削減成本。激勵型需求響應代理商可以是售電公司或電力大用戶，也可以是第三方中間代理機構，專門收集終端用戶的可削減負荷資源并上報給交易中心，從中賺取管理費用。

圖1 用戶側激勵型需求響應資源參與批發市場Fig.1 User-side IDR participating into the wholesale market

2 現貨市場下激勵型需求響應交易機制

需求側資源參與現貨市場能帶來顯著的短期經濟效益[25]，并促進系統的長期運行效率[26]。市場管理者(交易中心)應當開放市場接納需求響應資源，結合現有電力市場規則[3]制定可行的交易機制，融入需求響應，促進現貨市場的公平競價。激勵型需求響應的交易機制包括市場成員注冊、削減潛力測試、經濟激勵原則設計、響應效益評估、補償資金來源確定和基線考核等步驟。

2.1 市場成員注冊

具備需求響應能力的負荷用戶按照市場規則有序參與到現貨市場進行交易。基于參與用戶的負荷削減能力不同，市場成員的注冊流程也不同。對于獨立削減負荷量達到能量市場準入容量要求的用戶，既能夠獨立注冊為一個市場成員，也可以聯合其他用戶共同注冊為一個市場成員；對于削減負荷量較小的用戶，則必須聯合其他用戶在滿足市場準入容量前提下注冊為激勵型需求響應市場成員。在注冊時，還需要填寫控制區域內終端用戶的所在分區及電價節點、參與市場類型(包括能量市場/輔助服務市場/能量及輔助服務市場)等信息。

2.2 削減潛力測試

注冊為參與能量及輔助服務市場的激勵型需求響應用戶須進行削減潛力測試。削減潛力測試主要對市場注冊用戶的負荷類型、可削減容量、可削減時間及削減速率等方面提出技術要求。一般只要是高峰時段的工商業負荷，其用電設備具備可靠調停性能，且削減容量能滿足市場準入容量要求，即滿足測試要求。但是，考慮電力系統的輔助服務往往涉及系統運行的安全性問題，市場對于輔助服務資源的削減潛力測試要求將高于能量資源。為了更好地引導負荷資源提供輔助服務，系統調度部門事先對預參與用戶進行適當培訓，明確負荷資源提供輔助服務的技術要求，并對進入市場的需求響應成員執行模擬削減測試。只有測試合格的用戶才能進入輔助服務市場參與競價。

2.3 激勵原則設計

在公平的市場交易機制下，系統的“源-荷”資源作為市場買賣方代表，處于同等重要的地位，需求側資源理應享有與發電側資源同等的市場競價權利和經濟激勵回報。基于平等原則設立激勵機制：在市場成功出清的激勵型需求響應，只要滿足響應效益評估和基線考核標準，即可獲得削減后市場原始出清價格的經濟激勵補償。比如，一個激勵型需求響應用戶在日前市場11點成功出清了1.5 MW·h的需求響應資源，實際削減的結果滿足市場考核標準，日前市場11點的出清電價為600元/(MW·h)，則該用戶將獲得900元的經濟補償。

2.4 響應效益測試

實施激勵型需求響應將提高系統的市場運行效益，同時也產生削減補償成本。合理平衡實施效益與成本間關系，成為激勵型需求響應參與能量市場的關鍵。在現貨市場運營之前，市場管理者(交易中心)預先評估系統的需求響應效益，然后綜合分析實施的效益與成本，設立現貨能量市場激勵型需求響應的觸發電價。

響應效益評估主要分析激勵型需求響應實施后市場電價的下降程度，實施的成本與激勵型需求響應的補償方式有關。如圖2所示，f(Q)為能量市場在某時段的供應成本曲線；Q0為市場的原始負荷需求；ΔQ為激勵型需求響應的削減負荷量；P0為市場的原始出清電價；ΔP為實施需求響應后市場出清電價的下降部分。激勵型需求響應的實施成本由圖中藍色區域面積表示，實施后的效益由圖中綠色區域面積表示。當實施的效益大于成本時，市場就有必要重新調整供需平衡關系，提高資源的利用效率，這也是現貨能量市場下激勵型需求響應的實施前提。

圖2 激勵型需求響應的實施效益評估Fig.2 Implementation benefit assessment of IDR

市場需求側響應觸發價格的設定與日平均供電成本曲線緊密相關，而市場的日平均供應成本曲線可以由歷史機組競價信息近似擬合生成。在供應成本曲線上，存在著一個激勵型需求響應實施效益等于成本的臨界點，如圖2中T點，該點的縱坐標為實施激勵型需求響應的基準電價。此時ΔPQ0=P0ΔQ，即(ΔQ/Q0)/(ΔP/P0)=1，所以臨界點對應供應成本曲線上價格彈性系數等于1的點。考慮到實際機組的報價曲線與近似供應成本曲線間的誤差，激勵型需求響應的觸發電價將略高于基準電價，一般取基準電價的1.2～1.5倍。

不滿足激勵型需求響應實施前提的當作價格型需求響應資源，不享有額外激勵補償，削減負荷后也無須通過基線考核。

需求響應的效益測試實質上是市場組織者對市場運行效益的一種評估方法，通過該項測試結果所確定的市場觸發電價，可以作為引導用戶參與電力現貨市場需求側響應交易的指引信號，有效地告訴用戶參與市場需求響應的前提條件：只有在滿足觸發電價情況下(即市場電價過高時)，才有實施激勵型需求響應的必要。因此，該參數直接影響著市場負荷用戶的參與意愿，也作為市場成員結算的依據之一，必須要提前給出，才能有效地引導需求響應用戶參與市場互動，保證市場交易信息公開透明、交易過程公平公正。

2.5 補償資金來源確定

遵循著“誰受益，誰承擔”的市場原則，激勵型需求響應費用應由能量市場的最大受益方繳納，即由其他同時段出清的負荷均攤。計及激勵型需求響應的費用后，用戶的購電成本為市場出清電價與激勵型需求響應費用系數分攤電價之和。

(1)

2.6 基線考核

激勵型需求響應通過經濟補償的方式轉化為可調度資源，實際的執行結果將受到電力調度部門的考核，通常采用與用戶基準負荷曲線(簡稱“基線”)對比的方式進行考核。市場成功出清的激勵型需求響應若未滿足考核標準，將面臨市場違約懲罰，懲罰規則也等同于發電機組。

基線的計算方法通過相對根均方誤差(relative root mean squared error, RRMSE)進行衡量。基線計算方法的根均方誤差越小，越具有代表性，如美國PJM市場規定：只有RRMSE小于等于20%的需求響應負荷才具有結算意義。

值得注意的是，參與激勵型需求響應的用戶負荷，只有同時滿足基線考核標準和響應效益測試要求，才能算是成功地實施了需求側響應。

3 激勵型需求響應的交易競價模型

激勵型需求響應作為批發市場的一種可調度資源，類似于發電資源，在參與市場競爭前也要向交易中心提交自身的投標競價信息，市場調度部門據此建立激勵型需求響應資源的市場競價模型，聯合其他資源共同完成市場出清。

3.1 激勵型需求響應競價信息

激勵型需求響應代理商需要向交易中心申報的競價信息包括：

1) 代理用戶編號：用于標識出代理商代理的所有終端用戶，該信息在注冊階段即已確定。

2) 代理用戶所在節點：用于確定負荷調度和市場結算，用戶所在節點必須屬于交易中心預先設定的市場電價節點集合。

3) 最小削減時間：受實際用電設備限制，用戶削減負荷可能需要連續削減一定時長，如果代理商沒報該信息，則默認最小削減時間為0。

4) 停機成本：表示用戶在削減負荷時造成的固定費用，如停機損耗成本，單位為元/次。

5) 分段削減負荷：表示用戶的削減負荷能力，最多不超過機組的競價段數。

6) 分段削減補償：表示用戶的削減負荷損失，因為一個用戶如果參與了激勵型需求響應項目，則該用戶的負荷可能在市場出清電價較高時被削減，從而造成消費利潤的損失(用戶的消費利潤等于用電收益減去購電成本)，為了鼓勵激勵型需求響應參與現貨能量市場，市場補償參與用戶的削減損失。在滿足激勵型需求響應的效益測試要求下，才能有效優化市場資源的配置。為了保證激勵型需求響應的市場實施效益，要求用戶側的分段削減補償報價必須大于等于市場的觸發電價，否則就視為價格型需求響應不享有激勵補償。

7) 最小削減負荷：表示參與用戶的最小削減負荷，要求大于等于能量市場的準入容量，如0.1 MW。

本研究在查閱大量相關文獻的基礎上，根據試驗的目的和計劃，著重探討大花序桉莖段外植體消毒及其芽誘導組織培養技術，采用正交設計或完全組合設計安排試驗，探討外源激素的添加效果，篩選最有利的內外源激素的組合和比例，篩選出最優技術參數組合，從外源激素的協調上建立大花序桉最優組培快繁體系。

8) 參與市場類型：激勵型需求響應既可以參與日前市場，也可以參與實時市場，但為了調度的可靠性，一旦激勵型需求響應在日前市場出清成功，就不能再參與實時市場。

3.2 激勵型需求響應競價模型

根據代理商申報的競價信息，市場調度部門建立激勵型需求應競價模型參與市場出清，具體如下：

1) 代理商d的削減負荷量：

(2)

2) 代理商d的削減補償成本：

(3)

3) 代理商d的停機成本：

(4)

(5)

這里建立了一個與國內電力市場發電資源競價模型一一對應的用戶側需求響應負荷模型，該模型將源荷資源同等對待，一并出清，避免了對現有市場規則的擾亂，同時實現市場資源的有效配置。

4 聯合優化模式下含激勵型需求響應的市場出清模型

一些靈活可調度且響應速度快的負荷資源具備提供旋轉備用輔助服務的能力，在給予適當經濟補償的激勵下可轉換為激勵型需求響應資源[27]。代理商負責代理激勵型需求響應資源，包括能量產品和旋轉備用產品，參與現貨市場交易。值得注意的是，鑒于市場結算時需要對每個需求響應用戶的削減負荷進行實施效果考核和激勵資金補償，因此單個需求響應用戶在同一時段內所申報的削減負荷量與旋轉備用容量之間存在著互斥關系，即：每個用戶單個時段內至多僅能參與一種需求響應。這一約束可以在需求響應用戶信息輸入窗口的程序流程實現，通過限定每個用戶單個時段只能選擇申報一種需求響應信息，減少出清模型中間變量的引入。

在聯合優化模式下，激勵型需求響應參與現貨市場后的市場出清模型將作一定調整，下文將作具體介紹。

4.1 日前市場出清模型

1)目標函數。

聯合模式下，日前市場出清模型是一個安全約束機組組合模型，目標為在滿足系統旋轉備用需求前提下最大化系統的社會用電福利，可以表示為：

(6)

(7)

2)約束條件。

聯合電能量和旋轉備用資源的日前市場出清模型的約束條件整體分為4類，分別是系統約束、發電側機組約束、激勵型需求響應負荷約束和潮流約束。其中，系統約束包括功率平衡約束、旋轉備用容量約束；機組約束包括出力上下限約束、爬坡約束和最小連續開停時間約束；需求響應負荷約束包括最小削減時間約束；潮流約束包括線路傳輸容量約束和斷面傳輸容量約束。其中，需要做修改的約束條件詳述于后。

(1)系統功率平衡約束。

激勵型需求響應參與能量市場后，系統的負荷需求將發生變化，含有激勵型需求響應的負荷節點，等同于接入一臺虛擬發電機，此時的系統功率平衡約束表達式為：

(8)

(2)旋轉備用容量約束。

激勵型需求響應提供旋轉備用服務后，系統的旋轉備用資源將包含發電機組和需求響應負荷，此時的旋轉備用容量約束表達式為：

(9)

(10)

激勵型需求響應提供的旋轉備用還要滿足實際削減容量約束，表達式為：

(11)

為了均衡發電側和需求側提供旋轉備用的容量，限制需求側資源提供的旋轉備用服務在系統總旋轉備用需求的占比，如PJM電力市場要求需求側資源提供的旋轉備用容量不得超過總需求的33%。在此增加負荷提供旋轉備用約束，表達式為：

(12)

式中：γ為市場設定的激勵型需求響應提供旋轉備用容量的最大提供系數。

(3)旋轉備用機組爬坡約束。

當機組提供旋轉備用服務時，它在能量市場的交易電量將受到爬坡速率的限制，如圖3所示，在此對旋轉備用機組增加爬坡速率約束，表達式為：

圖3 旋轉備用機組爬坡速率約束Fig.3 Ramp rate limitation of spinning reserve units

(13)

(4)出清時間粒度約束。

在聯合出清模型中，能量市場和旋轉備用輔助服務的出清時間尺度可能不一致，比如能量市場采用15 min,而旋轉備用為60 min，在此增加時間尺度約束，表達式為：

(14)

式中：κ為旋轉備用與能量市場出清時間尺度之比。

(5)線路潮流約束。

激勵型需求響應一旦出清成功，系統的節點負荷需求將扣除已削減的負荷量，此時線路有功潮流約束表達式如下：

(15)

綜上，計及需求側響應的日前市場出清模型本質上還是一個混合整數線性規劃問題，可以應用現有的成熟求解器(如CPLEX)進行求解。其中，0-1變量包括：發電機組的啟停狀態和需求響應代理商的削減標記量；連續變量包括：售電公司或批發用戶負荷需求量、發電機組的有功出力、需求響應用戶代理商的削減負荷量、發電機組和需求響應用戶提供的旋轉備用容量等。且在實際模型中，各連續變量由相應分段變量累加得到，具體的累加變量可參考文獻[3]。

4.2 實時市場調節模型

實時市場是一個功率平衡市場，通過調節實時市場機組出力和調度實時激勵型需求響應負荷來平衡實際負荷需求。售電公司和批發用戶不參與實時市場競價，而是采用雙結算機制確定實時市場的偏差負荷。實時市場的機組啟停狀態和激勵型需求響應削減狀態將由一個短時(預先2～4 h)的安全約束機組組合模型確定，但此時實際系統的負荷需求將根據調度部門的超短期預測負荷確定。實時市場調節模型不考慮機組的啟停成本，也不包含最小連續開停時間約束(具體可見附錄A)，這些與0-1相關的變量均通過求解短時的安全約束機組組合模型得到。短時的安全約束機組組合模型和日前的安全約束機組組合模型是一樣的實時市場調節模型，屬于安全約束經濟調度模型。

1)目標函數。

聯合模式下，實時市場調節的目標為在滿足系統旋轉備用需求前提下最小化系統的運行成本，可以表示為：

(16)

2)約束條件。

聯合電能量和旋轉備用資源的實時市場調節模型的約束條件與日前市場出清模型基本相同(除最小連續開停時間約束外)，此時實際系統的負荷需求將根據調度部門的超短期負荷預測進行確定。

綜上，計及需求側響應的實時市場調節模型本質上還是一個線性規劃問題。其中，連續變量包括：日前市場出清的機組在實時市場的調整出力、日前市場未出清的機組在實時市場的調度出力、參與實時市場需求響應的負荷削減量、發電機組和需求響應用戶提供的旋轉備用容量等。

5 算例分析

5.1 基礎數據說明

由于實際系統的算例分析需要用到各個市場成員的競價數據、實際電網參數、實際系統運行邊界條件等信息，涉及市場成員和電網公司的隱私。因此，本文基于IEEE-30節點測試系統進行仿真分析。考慮需求響應后的IEEE-30節點系統拓撲如圖4所示，機組參數和報價信息參考文獻[28]，選取實際市場運營數據，見附錄B表B1和B2。

圖4 IEEE-30節點標準測試系統圖Fig.4 IEEE-30 node standard test system

設每個負荷節點均由一個負荷實體代理，共20個市場負荷主體，并考慮負荷節點5、7、21和30的代理商參與市場激勵型需求響應交易，提供5%的負荷參與旋轉備用服務、10%的負荷參與日前能量市場競價，假定激勵型需求響應的市場準入容量為1 MW，負荷投標信息見附錄B表B3。本算例的用戶側日前負荷參數取自某省2017年8月22日的實際負荷值，并按照原測試系統中各節點有功負荷進行等比例縮小，負荷需求曲線見圖5。

圖5 日前市場負荷需求曲線Fig.5 Demand curve in day-ahead market

5.2 市場觸發電價分析

根據日前市場的機組報價參數，得到測試系統的市場供應成本曲線，如圖6所示。

圖6 市場供電成本曲線Fig.6 Curve of market supply cost

基于對原始機組報價數據的分析，電價高于500元/(MW·h)以后，需求響應效益系數開始穩定大于1，因此本算例設計能量市場的激勵型需求響應觸發電價為500元/(MW·h)。市場的供給成本曲線是基于所有機組的分段報價參數，原始報價曲線在電價集中區呈階梯式遞增，該段不適宜設立觸發電價，存在損害其他負荷用戶利益的風險。進一步地，市場觸發電價所對應的供應成本曲線供應量(約270 MW)，即激勵型需求響應的觸發負荷水平，表明在系統用電達到該負荷水平以上，開始實施激勵型需求響應，削減高峰，減低用戶購電成本，促進市場經濟運行。

為了研究市場觸發電價對系統運營成本和用戶購電收益的影響，以系統高峰負荷為270 MW對市場觸發電價作敏感性分析，如圖7所示。表1給出了系統總運營成本變化。

表1 系統總運營成本Table 1 Total operation cost of the system

圖7 不同觸發價格下市場出清電價Fig.7 Market clearing price under different MTPs

仿真結果表明：隨著觸發電價逐步降低，市場激勵型需求響應出清量逐漸增加，系統的總運營成本逐漸減少。即，激勵型需求響應的市場需求與觸發電價呈負相關，與系統運營成本呈正相關。在現貨能量市場中，激勵型需求響應的功能類似于一個“負電源”的作用，采用削減負荷的手段增加系統的凈輸入功率，而需求響應的觸發電價類似于該“負電源”的市場報價。市場觸發電價設置得越低，即意味著擁有更多的低報價“電源”參與市場，在增強市場競價性的同時提高了市場運營效益。

然而，市場觸發電價的大小又和負荷用戶的利益緊密相關。隨著市場觸發電價的降低，用戶的結算電價開始是減少的，因為激勵型需求響應的作用正在逐漸加強；但是一旦低于某一水平(如本算例中490元/(MW·h))以后，能量市場的出清電價不降反升，損害了其他負荷用戶的購電收益，使得利益不合理地從非需求響應用戶參與者手中轉移到參與者手中，因為此時的能量市場激勵型需求響應已經違反了響應效益測試的前提要求。

5.3 需求響應效益分析

如圖8所示，不同負荷水平下，激勵型需求響應實施后的市場出清電價下降程度不同。出清結果表明：激勵型需求響應的觸發負荷水平服從市場觸發電價的設計原理，只在尖峰時段削減負荷，其他時段的能量市場交易不受影響。雖然補償資金來自于其他負荷，但是用戶自身還是市場的最大受益群體。并且，隨著尖峰負荷水平的提高，市場的出清電價開始呈現2次方關系增長，激勵型需求響應的補償費用也快速增加，這恰恰吸引了更多負荷用戶參與其中。當算例中的尖峰負荷需求達290 MW時，用戶的電價下降顯著，驗證了尖峰時段實施需求響應的市場效益最佳。

圖8 不同負荷水平下電價下降幅度Fig.8 Decline gratitude of electricity price under different load levels

進一步地，激勵型需求響應負荷提供旋轉備用服務時，系統總的日運行成本變化規律如圖9所示。整體上，提供旋轉備用服務的負荷資源增加可使系統的總運營成本減少。當系統旋轉備用需求較高時，負荷帶給系統的經濟效益越加明顯。如本算例中，旋轉備用系數取為9%時，總的運營成本下降了9 500元，效果十分顯著，這也是旋轉備用負荷帶給市場的最大經濟效益。但是隨著系統的旋轉備用需求減少，效益開始慢慢減少。旋轉備用系數從7%降低到3%過程中，經濟效益從3 400元降到1 200元，再降到300元，呈非線性變化。因此對于旋轉備用需求較大的市場，管理者更應當秉持中性原則，接納負荷資源，提高市場運行效益。

圖9 旋轉備用負荷出清和系統總運行成本變化Fig.9 Variation of load spinning reserve in market clearing and total operation cost of the system

值得注意的是，負荷提供的旋轉備用資源并非越多越好。因為電能量市場在出清時，系統就存在著部分機組留有一定發電容量，這是一個偶然的調度結果。從最優化角度出清市場資源，此時系統僅僅需要額外購買未滿足系統旋轉備用容量需求的剩余部分即可。因此當負荷提供的旋轉備用過剩時，市場不再出清多余的負荷資源。

6 結 論

基于電力市場建設初期的背景，本文提出了一種激勵型需求響應參與現貨市場的交易方法。從交易機制的設計到出清模型的提出，詳細研究了電力市場環境下需求響應效益評估方法、激勵補償資金來源、交易結算規則等關鍵性問題。最后，通過具體的算例模擬分析激勵型需求響應的市場實施情況。測試系統的仿真結果表明：激勵型需求響應參與現貨市場能給市場和用戶帶來顯著的經濟效益，實現雙贏的最佳市場設計目標。通過本文的研究，得出如下結論：

1) 市場觸發價格的合理設計是成功實施需求響應的重要前提，市場管理者(交易中心)在考慮充分吸引用戶側負荷資源參與的同時要注意避免損害其他成員的利益，實現 “公平競爭、高效運營”的市場設計目標；

2)需求側資源在參與旋轉備用市場時能進一步提高市場的出清效益，市場管理者需要秉持中立原則，協調“源-荷”資源互動，實現最優的能量與備用市場聯合優化效果；

3)激勵型需求響應能有效地帶動用戶側柔性負荷資源參與市場互動，市場管理者應充分利用負荷資源與發電資源固有的協調互補關系，實施現貨市場需求響應，實現最大程度的市場資源配置優化。