电力现货市场下激励型需求响应交易机制及出清模型

段秦刚, 陈永椿，王一, 吴明兴, 别佩, 董萍

(1.广东电力交易中心有限责任公司，广州市 510600；2.华南理工大学电力学院，广州市 510640)

0 引 言

随着我国第一批电力现货市场建设试点工作的顺利进行，8个省市的市场建设模式、市场交易机制和政策规则逐步完善[1-4]。现货市场的发展使得电力交易的模式和手段不断丰富，交易的形式更加灵活，这为需求侧主动参与市场互动提供了可能[5]。

需求响应(demand response, DR)作为中国电力市场改革的核心内容之一[6]，通过经济激励方式引导用户调整用电模式，协调电源侧和需求侧间的互动作用，有效地提高了系统运行的经济性。国外电力市场实践表明[7]，需求响应资源为市场运营带来显著效益，如降低市场电价的波动、抑制市场力的作用、增强系统运行的安全性、提高电力投资收益等[8]。由于种种原因，我国当前需求响应研究和实践刚起步，用户负荷参与系统运行的效益潜力未能被真正发现，许多需求侧资源未能被充分发掘[9]。在新一轮售电侧市场改革背景下，需求侧负荷将以一种更加灵活又主动的方式参与市场互动，为我国现货电力市场下需求响应的实施提供了新的契机。

根据响应信号的不同，需求响应分为价格型和激励型2种[10]。激励型需求响应(incentive demand response,IDR)采用直接经济激励方式引导用户调整和优化自身用电行为，为市场的成本管理和可靠性分析提供了一种可灵活调度的资源，受到各个市场的青睐[11]。激励型需求响应的研究由来已久，早期的文献基于激励兼容设计理论[12-14]，为电网公司设计了有效的削减型需求响应项目激励补偿方案。需求响应项目的设计目标主要是降低系统失电风险，并给出最优削减电量及补偿价格的确定原则。文献[15]利用期权的思想建立可中断负荷市场，对有意规避电价风险的参与用户提供了电价折扣优惠。文献[16]对电力市场下可中断负荷合同模型展开研究，在较长的时间尺度下提出了电力公司购买可中断负荷的最优模型。近些年，电力市场化运营逐步走向成熟，需求响应的设计开始向市场化机制方向发展。文献[17]设计了4类需求响应负荷参与日前能量市场的竞价模型，充分考虑了用户侧的参与意愿和响应特性。文献[18]将用户侧需求响应互换模型融入到日前随机调度问题中，以预防系统的随机事故和新能源预测误差导致的利润损失。

然而，现有的激励型需求响应研究多在电力垄断背景下开展，缺乏对现货市场环境下交易模式变化的考虑。此外，国内现货市场需求响应的研究尚处于起步阶段[19]，且国外的需求响应项目并不完全适用于我国的市场情况[20]。因此，要以本国的电力市场运营规则(包括电源侧、电网侧的市场组织规则)为基础，考虑涉及公平的交易机制、实时出清方法等核心问题。目前国内对于激励型需求响应应用于实际电力现货市场的研究尚欠缺。

基于当前国内电力市场改革现状，本文设计一种激励型需求响应参与现货市场的交易机制，建立一个与国内电力市场发电侧竞价模型一一对应的用户侧需求响应模型。将需求侧资源融入市场出清机制，提出一个综合发电侧和用户侧、源荷互动式的电力市场交易出清方法。该机制下源荷资源被同等对待、一并出清，避免对现有市场规则的扰乱，实现电力资源的最优配置。整合后的出清模型与现有市场模型同属于一种数学模型，应用当前成熟的市场计算工具就可以在实际电力市场中组织实施需求侧响应。这既降低了工程应用计算的复杂性，也避免了市场出清程序的重新开发。本文的研究适应于当前中国电力现货市场交易机制[21]。关于需求响应效益评估、激励补偿资金来源确定、交易结算规则设计等关键性问题的研究，为中国电力现货市场开展需求侧响应迈出有力的一步。本文的研究可以为建立公平高效的源荷互动中国电力市场提供有益的参考。

1 激励型需求响应的市场参与方式

1.1 批发市场下的激励型需求响应

在现货市场建设初期，基于批发市场的激励型需求响应项目设计是需求响应市场化交易机制建设的首要任务，成功制定批发市场需求响应交易机制将对后续的零售市场需求响应交易机制建立起到积极的辐射作用。建立适应我国的批发市场需求响应交易机制，整合需求侧资源同发电资源和其他市场资源同台竞争，可以提高系统“源-网-荷”协调互动性，促进我国电力现货市场的全面建设。

在批发市场中，激励型需求侧响应成功实施的关键在于参与用户是否能够充分利用自身的可控负荷进行响应。比如，美国PJM电力市场成功实施需求侧响应项目的用户几乎是市场特定的工业和商业负荷[22-23]。针对居民用户参与批发市场需求响应项目，研究表明[24]：通过中间代理方式，采用智能用电技术的负荷控制将用户负荷的能量管理系统与需求响应系统连接，是其参与批发市场激励型需求响应的关键。

1.2 适应我国的需求响应市场框架

在我国电力现货市场建设初期，为了节省终端用户设备的投资成本和市场交易组织的管理成本，终端负荷资源由售电公司代理并参与批发市场。对应地，终端负荷用户也应该通过中间代理方式整合一体参与批发市场。而对于满足市场准入容量要求的电力大用户，可以选择以独立市场主体身份参与批发市场。用户侧激励型需求响应资源参与批发市场如图1所示。激励型需求响应的市场主体包括：售电公司、电力批发大用户以及负荷削减提供商(load curtailment provider, LCP)，它们共同组成了批发市场下需求响应代理商(demand response provider, DRP)。售电公司或批发用户负责向交易中心申报其代理区域的次日负荷购买量和可接受电价，而激励型需求响应代理商负责向交易中心申报其代理用户的削减负荷电量和削减成本。激励型需求响应代理商可以是售电公司或电力大用户，也可以是第三方中间代理机构，专门收集终端用户的可削减负荷资源并上报给交易中心，从中赚取管理费用。

图1 用户侧激励型需求响应资源参与批发市场Fig.1 User-side IDR participating into the wholesale market

2 现货市场下激励型需求响应交易机制

需求侧资源参与现货市场能带来显著的短期经济效益[25]，并促进系统的长期运行效率[26]。市场管理者(交易中心)应当开放市场接纳需求响应资源，结合现有电力市场规则[3]制定可行的交易机制，融入需求响应，促进现货市场的公平竞价。激励型需求响应的交易机制包括市场成员注册、削减潜力测试、经济激励原则设计、响应效益评估、补偿资金来源确定和基线考核等步骤。

2.1 市场成员注册

具备需求响应能力的负荷用户按照市场规则有序参与到现货市场进行交易。基于参与用户的负荷削减能力不同，市场成员的注册流程也不同。对于独立削减负荷量达到能量市场准入容量要求的用户，既能够独立注册为一个市场成员，也可以联合其他用户共同注册为一个市场成员；对于削减负荷量较小的用户，则必须联合其他用户在满足市场准入容量前提下注册为激励型需求响应市场成员。在注册时，还需要填写控制区域内终端用户的所在分区及电价节点、参与市场类型(包括能量市场/辅助服务市场/能量及辅助服务市场)等信息。

2.2 削减潜力测试

注册为参与能量及辅助服务市场的激励型需求响应用户须进行削减潜力测试。削减潜力测试主要对市场注册用户的负荷类型、可削减容量、可削减时间及削减速率等方面提出技术要求。一般只要是高峰时段的工商业负荷，其用电设备具备可靠调停性能，且削减容量能满足市场准入容量要求，即满足测试要求。但是，考虑电力系统的辅助服务往往涉及系统运行的安全性问题，市场对于辅助服务资源的削减潜力测试要求将高于能量资源。为了更好地引导负荷资源提供辅助服务，系统调度部门事先对预参与用户进行适当培训，明确负荷资源提供辅助服务的技术要求，并对进入市场的需求响应成员执行模拟削减测试。只有测试合格的用户才能进入辅助服务市场参与竞价。

2.3 激励原则设计

在公平的市场交易机制下，系统的“源-荷”资源作为市场买卖方代表，处于同等重要的地位，需求侧资源理应享有与发电侧资源同等的市场竞价权利和经济激励回报。基于平等原则设立激励机制：在市场成功出清的激励型需求响应，只要满足响应效益评估和基线考核标准，即可获得削减后市场原始出清价格的经济激励补偿。比如，一个激励型需求响应用户在日前市场11点成功出清了1.5 MW·h的需求响应资源，实际削减的结果满足市场考核标准，日前市场11点的出清电价为600元/(MW·h)，则该用户将获得900元的经济补偿。

2.4 响应效益测试

实施激励型需求响应将提高系统的市场运行效益，同时也产生削减补偿成本。合理平衡实施效益与成本间关系，成为激励型需求响应参与能量市场的关键。在现货市场运营之前，市场管理者(交易中心)预先评估系统的需求响应效益，然后综合分析实施的效益与成本，设立现货能量市场激励型需求响应的触发电价。

响应效益评估主要分析激励型需求响应实施后市场电价的下降程度，实施的成本与激励型需求响应的补偿方式有关。如图2所示，f(Q)为能量市场在某时段的供应成本曲线；Q0为市场的原始负荷需求；ΔQ为激励型需求响应的削减负荷量；P0为市场的原始出清电价；ΔP为实施需求响应后市场出清电价的下降部分。激励型需求响应的实施成本由图中蓝色区域面积表示，实施后的效益由图中绿色区域面积表示。当实施的效益大于成本时，市场就有必要重新调整供需平衡关系，提高资源的利用效率，这也是现货能量市场下激励型需求响应的实施前提。

图2 激励型需求响应的实施效益评估Fig.2 Implementation benefit assessment of IDR

市场需求侧响应触发价格的设定与日平均供电成本曲线紧密相关，而市场的日平均供应成本曲线可以由历史机组竞价信息近似拟合生成。在供应成本曲线上，存在着一个激励型需求响应实施效益等于成本的临界点，如图2中T点，该点的纵坐标为实施激励型需求响应的基准电价。此时ΔPQ0=P0ΔQ，即(ΔQ/Q0)/(ΔP/P0)=1，所以临界点对应供应成本曲线上价格弹性系数等于1的点。考虑到实际机组的报价曲线与近似供应成本曲线间的误差，激励型需求响应的触发电价将略高于基准电价，一般取基准电价的1.2～1.5倍。

不满足激励型需求响应实施前提的当作价格型需求响应资源，不享有额外激励补偿，削减负荷后也无须通过基线考核。

需求响应的效益测试实质上是市场组织者对市场运行效益的一种评估方法，通过该项测试结果所确定的市场触发电价，可以作为引导用户参与电力现货市场需求侧响应交易的指引信号，有效地告诉用户参与市场需求响应的前提条件：只有在满足触发电价情况下(即市场电价过高时)，才有实施激励型需求响应的必要。因此，该参数直接影响着市场负荷用户的参与意愿，也作为市场成员结算的依据之一，必须要提前给出，才能有效地引导需求响应用户参与市场互动，保证市场交易信息公开透明、交易过程公平公正。

2.5 补偿资金来源确定

遵循着“谁受益，谁承担”的市场原则，激励型需求响应费用应由能量市场的最大受益方缴纳，即由其他同时段出清的负荷均摊。计及激励型需求响应的费用后，用户的购电成本为市场出清电价与激励型需求响应费用系数分摊电价之和。

(1)

2.6 基线考核

激励型需求响应通过经济补偿的方式转化为可调度资源，实际的执行结果将受到电力调度部门的考核，通常采用与用户基准负荷曲线(简称“基线”)对比的方式进行考核。市场成功出清的激励型需求响应若未满足考核标准，将面临市场违约惩罚，惩罚规则也等同于发电机组。

基线的计算方法通过相对根均方误差(relative root mean squared error, RRMSE)进行衡量。基线计算方法的根均方误差越小，越具有代表性，如美国PJM市场规定：只有RRMSE小于等于20%的需求响应负荷才具有结算意义。

值得注意的是，参与激励型需求响应的用户负荷，只有同时满足基线考核标准和响应效益测试要求，才能算是成功地实施了需求侧响应。

3 激励型需求响应的交易竞价模型

激励型需求响应作为批发市场的一种可调度资源，类似于发电资源，在参与市场竞争前也要向交易中心提交自身的投标竞价信息，市场调度部门据此建立激励型需求响应资源的市场竞价模型，联合其他资源共同完成市场出清。

3.1 激励型需求响应竞价信息

激励型需求响应代理商需要向交易中心申报的竞价信息包括：

1) 代理用户编号：用于标识出代理商代理的所有终端用户，该信息在注册阶段即已确定。

2) 代理用户所在节点：用于确定负荷调度和市场结算，用户所在节点必须属于交易中心预先设定的市场电价节点集合。

3) 最小削减时间：受实际用电设备限制，用户削减负荷可能需要连续削减一定时长，如果代理商没报该信息，则默认最小削减时间为0。

4) 停机成本：表示用户在削减负荷时造成的固定费用，如停机损耗成本，单位为元/次。

5) 分段削减负荷：表示用户的削减负荷能力，最多不超过机组的竞价段数。

6) 分段削减补偿：表示用户的削减负荷损失，因为一个用户如果参与了激励型需求响应项目，则该用户的负荷可能在市场出清电价较高时被削减，从而造成消费利润的损失(用户的消费利润等于用电收益减去购电成本)，为了鼓励激励型需求响应参与现货能量市场，市场补偿参与用户的削减损失。在满足激励型需求响应的效益测试要求下，才能有效优化市场资源的配置。为了保证激励型需求响应的市场实施效益，要求用户侧的分段削减补偿报价必须大于等于市场的触发电价，否则就视为价格型需求响应不享有激励补偿。

7) 最小削减负荷：表示参与用户的最小削减负荷，要求大于等于能量市场的准入容量，如0.1 MW。

本研究在查阅大量相关文献的基础上，根据试验的目的和计划，着重探讨大花序桉茎段外植体消毒及其芽诱导组织培养技术，采用正交设计或完全组合设计安排试验，探讨外源激素的添加效果，筛选最有利的内外源激素的组合和比例，筛选出最优技术参数组合，从外源激素的协调上建立大花序桉最优组培快繁体系。

8) 参与市场类型：激励型需求响应既可以参与日前市场，也可以参与实时市场，但为了调度的可靠性，一旦激励型需求响应在日前市场出清成功，就不能再参与实时市场。

3.2 激励型需求响应竞价模型

根据代理商申报的竞价信息，市场调度部门建立激励型需求应竞价模型参与市场出清，具体如下：

1) 代理商d的削减负荷量：

(2)

2) 代理商d的削减补偿成本：

(3)

3) 代理商d的停机成本：

(4)

(5)

这里建立了一个与国内电力市场发电资源竞价模型一一对应的用户侧需求响应负荷模型，该模型将源荷资源同等对待，一并出清，避免了对现有市场规则的扰乱，同时实现市场资源的有效配置。

4 联合优化模式下含激励型需求响应的市场出清模型

一些灵活可调度且响应速度快的负荷资源具备提供旋转备用辅助服务的能力，在给予适当经济补偿的激励下可转换为激励型需求响应资源[27]。代理商负责代理激励型需求响应资源，包括能量产品和旋转备用产品，参与现货市场交易。值得注意的是，鉴于市场结算时需要对每个需求响应用户的削减负荷进行实施效果考核和激励资金补偿，因此单个需求响应用户在同一时段内所申报的削减负荷量与旋转备用容量之间存在着互斥关系，即：每个用户单个时段内至多仅能参与一种需求响应。这一约束可以在需求响应用户信息输入窗口的程序流程实现，通过限定每个用户单个时段只能选择申报一种需求响应信息，减少出清模型中间变量的引入。

在联合优化模式下，激励型需求响应参与现货市场后的市场出清模型将作一定调整，下文将作具体介绍。

4.1 日前市场出清模型

1)目标函数。

联合模式下，日前市场出清模型是一个安全约束机组组合模型，目标为在满足系统旋转备用需求前提下最大化系统的社会用电福利，可以表示为：

(6)

(7)

2)约束条件。

联合电能量和旋转备用资源的日前市场出清模型的约束条件整体分为4类，分别是系统约束、发电侧机组约束、激励型需求响应负荷约束和潮流约束。其中，系统约束包括功率平衡约束、旋转备用容量约束；机组约束包括出力上下限约束、爬坡约束和最小连续开停时间约束；需求响应负荷约束包括最小削减时间约束；潮流约束包括线路传输容量约束和断面传输容量约束。其中，需要做修改的约束条件详述于后。

(1)系统功率平衡约束。

激励型需求响应参与能量市场后，系统的负荷需求将发生变化，含有激励型需求响应的负荷节点，等同于接入一台虚拟发电机，此时的系统功率平衡约束表达式为：

(8)

(2)旋转备用容量约束。

激励型需求响应提供旋转备用服务后，系统的旋转备用资源将包含发电机组和需求响应负荷，此时的旋转备用容量约束表达式为：

(9)

(10)

激励型需求响应提供的旋转备用还要满足实际削减容量约束，表达式为：

(11)

为了均衡发电侧和需求侧提供旋转备用的容量，限制需求侧资源提供的旋转备用服务在系统总旋转备用需求的占比，如PJM电力市场要求需求侧资源提供的旋转备用容量不得超过总需求的33%。在此增加负荷提供旋转备用约束，表达式为：

(12)

式中：γ为市场设定的激励型需求响应提供旋转备用容量的最大提供系数。

(3)旋转备用机组爬坡约束。

当机组提供旋转备用服务时，它在能量市场的交易电量将受到爬坡速率的限制，如图3所示，在此对旋转备用机组增加爬坡速率约束，表达式为：

图3 旋转备用机组爬坡速率约束Fig.3 Ramp rate limitation of spinning reserve units

(13)

(4)出清时间粒度约束。

在联合出清模型中，能量市场和旋转备用辅助服务的出清时间尺度可能不一致，比如能量市场采用15 min,而旋转备用为60 min，在此增加时间尺度约束，表达式为：

(14)

式中：κ为旋转备用与能量市场出清时间尺度之比。

(5)线路潮流约束。

激励型需求响应一旦出清成功，系统的节点负荷需求将扣除已削减的负荷量，此时线路有功潮流约束表达式如下：

(15)

综上，计及需求侧响应的日前市场出清模型本质上还是一个混合整数线性规划问题，可以应用现有的成熟求解器(如CPLEX)进行求解。其中，0-1变量包括：发电机组的启停状态和需求响应代理商的削减标记量；连续变量包括：售电公司或批发用户负荷需求量、发电机组的有功出力、需求响应用户代理商的削减负荷量、发电机组和需求响应用户提供的旋转备用容量等。且在实际模型中，各连续变量由相应分段变量累加得到，具体的累加变量可参考文献[3]。

4.2 实时市场调节模型

实时市场是一个功率平衡市场，通过调节实时市场机组出力和调度实时激励型需求响应负荷来平衡实际负荷需求。售电公司和批发用户不参与实时市场竞价，而是采用双结算机制确定实时市场的偏差负荷。实时市场的机组启停状态和激励型需求响应削减状态将由一个短时(预先2～4 h)的安全约束机组组合模型确定，但此时实际系统的负荷需求将根据调度部门的超短期预测负荷确定。实时市场调节模型不考虑机组的启停成本，也不包含最小连续开停时间约束(具体可见附录A)，这些与0-1相关的变量均通过求解短时的安全约束机组组合模型得到。短时的安全约束机组组合模型和日前的安全约束机组组合模型是一样的实时市场调节模型，属于安全约束经济调度模型。

1)目标函数。

联合模式下，实时市场调节的目标为在满足系统旋转备用需求前提下最小化系统的运行成本，可以表示为：

(16)

2)约束条件。

联合电能量和旋转备用资源的实时市场调节模型的约束条件与日前市场出清模型基本相同(除最小连续开停时间约束外)，此时实际系统的负荷需求将根据调度部门的超短期负荷预测进行确定。

综上，计及需求侧响应的实时市场调节模型本质上还是一个线性规划问题。其中，连续变量包括：日前市场出清的机组在实时市场的调整出力、日前市场未出清的机组在实时市场的调度出力、参与实时市场需求响应的负荷削减量、发电机组和需求响应用户提供的旋转备用容量等。

5 算例分析

5.1 基础数据说明

由于实际系统的算例分析需要用到各个市场成员的竞价数据、实际电网参数、实际系统运行边界条件等信息，涉及市场成员和电网公司的隐私。因此，本文基于IEEE-30节点测试系统进行仿真分析。考虑需求响应后的IEEE-30节点系统拓扑如图4所示，机组参数和报价信息参考文献[28]，选取实际市场运营数据，见附录B表B1和B2。

图4 IEEE-30节点标准测试系统图Fig.4 IEEE-30 node standard test system

设每个负荷节点均由一个负荷实体代理，共20个市场负荷主体，并考虑负荷节点5、7、21和30的代理商参与市场激励型需求响应交易，提供5%的负荷参与旋转备用服务、10%的负荷参与日前能量市场竞价，假定激励型需求响应的市场准入容量为1 MW，负荷投标信息见附录B表B3。本算例的用户侧日前负荷参数取自某省2017年8月22日的实际负荷值，并按照原测试系统中各节点有功负荷进行等比例缩小，负荷需求曲线见图5。

图5 日前市场负荷需求曲线Fig.5 Demand curve in day-ahead market

5.2 市场触发电价分析

根据日前市场的机组报价参数，得到测试系统的市场供应成本曲线，如图6所示。

图6 市场供电成本曲线Fig.6 Curve of market supply cost

基于对原始机组报价数据的分析，电价高于500元/(MW·h)以后，需求响应效益系数开始稳定大于1，因此本算例设计能量市场的激励型需求响应触发电价为500元/(MW·h)。市场的供给成本曲线是基于所有机组的分段报价参数，原始报价曲线在电价集中区呈阶梯式递增，该段不适宜设立触发电价，存在损害其他负荷用户利益的风险。进一步地，市场触发电价所对应的供应成本曲线供应量(约270 MW)，即激励型需求响应的触发负荷水平，表明在系统用电达到该负荷水平以上，开始实施激励型需求响应，削减高峰，减低用户购电成本，促进市场经济运行。

为了研究市场触发电价对系统运营成本和用户购电收益的影响，以系统高峰负荷为270 MW对市场触发电价作敏感性分析，如图7所示。表1给出了系统总运营成本变化。

表1 系统总运营成本Table 1 Total operation cost of the system

图7 不同触发价格下市场出清电价Fig.7 Market clearing price under different MTPs

仿真结果表明：随着触发电价逐步降低，市场激励型需求响应出清量逐渐增加，系统的总运营成本逐渐减少。即，激励型需求响应的市场需求与触发电价呈负相关，与系统运营成本呈正相关。在现货能量市场中，激励型需求响应的功能类似于一个“负电源”的作用，采用削减负荷的手段增加系统的净输入功率，而需求响应的触发电价类似于该“负电源”的市场报价。市场触发电价设置得越低，即意味着拥有更多的低报价“电源”参与市场，在增强市场竞价性的同时提高了市场运营效益。

然而，市场触发电价的大小又和负荷用户的利益紧密相关。随着市场触发电价的降低，用户的结算电价开始是减少的，因为激励型需求响应的作用正在逐渐加强；但是一旦低于某一水平(如本算例中490元/(MW·h))以后，能量市场的出清电价不降反升，损害了其他负荷用户的购电收益，使得利益不合理地从非需求响应用户参与者手中转移到参与者手中，因为此时的能量市场激励型需求响应已经违反了响应效益测试的前提要求。

5.3 需求响应效益分析

如图8所示，不同负荷水平下，激励型需求响应实施后的市场出清电价下降程度不同。出清结果表明：激励型需求响应的触发负荷水平服从市场触发电价的设计原理，只在尖峰时段削减负荷，其他时段的能量市场交易不受影响。虽然补偿资金来自于其他负荷，但是用户自身还是市场的最大受益群体。并且，随着尖峰负荷水平的提高，市场的出清电价开始呈现2次方关系增长，激励型需求响应的补偿费用也快速增加，这恰恰吸引了更多负荷用户参与其中。当算例中的尖峰负荷需求达290 MW时，用户的电价下降显著，验证了尖峰时段实施需求响应的市场效益最佳。

图8 不同负荷水平下电价下降幅度Fig.8 Decline gratitude of electricity price under different load levels

进一步地，激励型需求响应负荷提供旋转备用服务时，系统总的日运行成本变化规律如图9所示。整体上，提供旋转备用服务的负荷资源增加可使系统的总运营成本减少。当系统旋转备用需求较高时，负荷带给系统的经济效益越加明显。如本算例中，旋转备用系数取为9%时，总的运营成本下降了9 500元，效果十分显著，这也是旋转备用负荷带给市场的最大经济效益。但是随着系统的旋转备用需求减少，效益开始慢慢减少。旋转备用系数从7%降低到3%过程中，经济效益从3 400元降到1 200元，再降到300元，呈非线性变化。因此对于旋转备用需求较大的市场，管理者更应当秉持中性原则，接纳负荷资源，提高市场运行效益。

图9 旋转备用负荷出清和系统总运行成本变化Fig.9 Variation of load spinning reserve in market clearing and total operation cost of the system

值得注意的是，负荷提供的旋转备用资源并非越多越好。因为电能量市场在出清时，系统就存在着部分机组留有一定发电容量，这是一个偶然的调度结果。从最优化角度出清市场资源，此时系统仅仅需要额外购买未满足系统旋转备用容量需求的剩余部分即可。因此当负荷提供的旋转备用过剩时，市场不再出清多余的负荷资源。

6 结 论

基于电力市场建设初期的背景，本文提出了一种激励型需求响应参与现货市场的交易方法。从交易机制的设计到出清模型的提出，详细研究了电力市场环境下需求响应效益评估方法、激励补偿资金来源、交易结算规则等关键性问题。最后，通过具体的算例模拟分析激励型需求响应的市场实施情况。测试系统的仿真结果表明：激励型需求响应参与现货市场能给市场和用户带来显著的经济效益，实现双赢的最佳市场设计目标。通过本文的研究，得出如下结论：

1) 市场触发价格的合理设计是成功实施需求响应的重要前提，市场管理者(交易中心)在考虑充分吸引用户侧负荷资源参与的同时要注意避免损害其他成员的利益，实现 “公平竞争、高效运营”的市场设计目标；

2)需求侧资源在参与旋转备用市场时能进一步提高市场的出清效益，市场管理者需要秉持中立原则，协调“源-荷”资源互动，实现最优的能量与备用市场联合优化效果；

3)激励型需求响应能有效地带动用户侧柔性负荷资源参与市场互动，市场管理者应充分利用负荷资源与发电资源固有的协调互补关系，实施现货市场需求响应，实现最大程度的市场资源配置优化。