美國PJM電力現貨市場環境下需求響應機制分析與啟示

蔣 燕，陳雨果，孫宇軍，李秀峰，高道春，周 涵，吳 洋

（1.云南電力調度控制中心，昆明 650011；2.北京清能互聯科技有限公司，北京 100084）

0 引言

我國開展試運行的電力現貨試點主要是以“用戶側報量不報價”的模式起步，在后續的市場建設中，逐步引入雙邊報量報價模式，推動電能量與輔助服務市場的聯合運營，引導儲能和需求響應（demand response,DR）參與市場競爭［1—2］。

2012年，我國啟動了第一批需求側管理試點城市建設［3］，在江蘇等省份形成了常態化的DR機制。隨著現貨市場建設的推進，如何利用市場機制發揮用戶側的積極性，提高資源優化配置效果，是業內關注的重點問題［4—5］。

美國PJM市場對世界范圍內的電力市場建設和運營具有重要的參考意義。PJM市場中以負荷削減服務提供商（curtailment service provider,CSP）為代表的市場主體，將DR資源引入了批發市場交易［6］。文獻［7］、文獻［8］從緊急型DR和經濟型DR的角度，分析了DR項目類型及其運營情況。結合PJM市場規則，本文針對這兩種類型的DR參與日前、實時交易組織過程，以及市場機制的原理展開分析。最后，結合我國實際情況提出DR參與市場化交易的建議。

1 DR參與PJM市場交易的范圍

PJM電力市場體系包含了中長期、日前、實時市場交易?，F貨電能量市場采用全電量競價的模式，中長期和日前電能量的交易結果帶有差價合約屬性，現貨階段主要涉及電能量和輔助服務交易。PJM的DR主要分為緊急型響應和經濟型響應兩大類，其子類參與交易的范疇如表1所示［6，9］。

緊急型響應經濟型響應DR子類單一容量型單一電能量型復合型單一電能量型單一調節型復合型市場交易范疇容量市場交易日前、實時電能量交易容量市場、日前/實時電能量交易日前、實時電能量交易調頻市場交易日前/實時電能量和備用輔助服務交易

2 電能量市場的DR機制及原理分析

2.1 電能量市場中的基線負荷管理

PJM市場規則中，明確列出了基于對稱時段修正的3種典型日計算方法（The 3 day type with SAA）作為推薦的計算方法［9—10］，其步驟包括樣本選擇、初始基線計算、基線修正。

考慮到DR用戶的多樣性，PJM還提供了多種可選的用戶基線負荷（customer baseline load,CBL）方法［9,11］，其與The 3 day type with SAA的區別如表2所示。

類別1 2 3 4 5計算方法The 7 day type with SAA The 3 day type with WSA Max base load Same day 3+2 Match day與The 3 day type with SAA的區別對周一至周日每天進行初始分類。分析負荷與氣溫的相關系數，根據實際氣溫與基線樣本的平均氣溫的差值，計算CBL的修正量。各響應時段平均負荷的最低值作為全部時段的CBL。響應開始前2至3 h，以及響應結束后2至3 h，共5 h的負荷平均值作為CBL。從基線樣本日中選取相似性最高的3 h，對應時段的負荷平均值作為CBL。

由圖2可知，第1類方法在計算過程中細化了響應日的分類，適用于不同工作日之間負荷存在較大差別的用戶；第2類方法主要用于溫度敏感用戶；第3類方法對不同樣本日的同一時段負荷分別求平均值，然后取最小值作為全部時段的CBL，實際上是懲罰性的計算方法；第4類和第5類為匹配法，主要用于特殊日期或樣本數量較少的場景。PJM還考核DR用戶在非事件日內的實際負荷與CBL的偏差，根據相對均方根誤差來判別CBL的合理性。

2.2 DR參與電能量交易的競價機制分析

2.2.1 DR參與現貨電能量市場的報價

在PJM日前、實時市場報價階段，CSP代理DR資源提交“削減電量-價格”曲線。DR的報價方式與發電主體相似，該曲線最多可分10段，市場主體可以選擇階梯型或斜率型兩種方式予以提交。未中標的容量，可以繼續在實時市場中競價。日前報價結束至實時運行前65 min，只允許修改申報的最大、最小容量，不允許修改價格。

DR在日前中標的容量需要物理執行，因此DR資源的日前中標結果不具有差價合約屬性。日前未中標的DR容量，才可以繼續在實時市場中競價。

2.2.2 凈效益測試的原理分析

PJM將DR納入電能量市場的重要目的是擴大全社會凈效益。一般而言，在供電容量存在缺口、市場價格較高的場景下，才需要引入DR來替代發電資源；否則，仍優先保障發電資源的利用，以減少全社會凈效益的損失。因此，PJM設置了凈效益測試（net benefit test,NBT）［10,12］。根據一次能源的價格走勢以及機組的歷史報價，計算得到凈效益價格（net benefit price,NBP）。在補償環節，僅對節點邊際電價（locational marginal price,LMP）高于NBP的時段，參照LMP作為單位補償標準予以結算［13］。

PJM將NBP定義為：在對數坐標上，將全部發電側市場主體的報價擬合得到“容量—價格”曲線；然后計算曲線上各點的斜率，該斜率等于1的點對應的發電側報價即為NBP。為更好地理解NPB的物理含義，本節分析了供給曲線的斜率與“發電側報價的彈性系數”具有對應關系，推導過程如下：

令y0表示發電報價曲線y(x)上某一點的價格，Δy0表示價格增量；x0表示曲線上該點對應的申報容量，MW；Δx0表示容量增量。由此得到點(x0,y0)處的價格彈性系數為

將機組的申報價格y和申報容量x在對數坐標中表示，有

比較式（4）與式（1）可知，發電側報價曲線在對數坐標上的斜率k，就是“價格彈性系數”。因此，凈效益平衡點反映的物理含義是：超出NBP以后的報價段，由于彈性系數＞1，表明繼續增加發電的容量供給變得不再經濟，引入DR資源來替代部分發電資源。NBP計算流程如圖1所示。

NBT機制保障了對DR激勵的有效性，而不是在任何時段都對DR中標的電量予以LMP補償，引導DR主體參考NBP價格進行合理報價，更有利于的提高全社會凈效益。

2.2.3 DR參與現貨電能量交易組織流程

DR參與現貨電能量市場的交易組織流程具體如圖2所示。市場申報階段，參考運營機構發布的NBP，DR與發電機組一同提交分段報價曲線；競價階段，運行含DR報價的出清計算程序，輸出市場主體的中標量價；DR主體應在一定范圍內，按照中標結果來執行響應，并接受考核與結算。

2.3 DR參與電能量交易的結算機制分析

參與電能量現貨市場的DR用戶，要盡量保證實際響應容量滿足中標結果的要求。事后執行偏差在中標量±20%以內的部分，仍按照現貨出清價格作結算；但超出的部分需要進行偏差考核［13］，執行偏差產生的考核費用稱為DR主體的平衡運行備用費。

在結算環節對DR進行偏差考核，是為了反向激勵DR主體按照中標容量來執行響應行為。若不設置上述懲罰機制，大量現貨市場中標的DR容量在實際運行中未執行時，會導致有功缺額的風險增加，需轉由其它發電側的資源來提供運行備用，間接抬高了運行成本。類似的，在我國部分省區的現貨市場中，中標機組在實際運行中也需要接受非計劃停運的考核。

3 DR參與備用、調頻的機制分析

3.1 備用輔助服務市場的DR機制

3.1.1 DR參與備用輔助服務交易的類型

滿足電能量交易準入條件的DR，若計量時間頻度為1 min且準確度偏差不超過2%，可同時參與日內的備用交易。PJM備用體系中的同步備用包括兩類［14］，參與備用交易的DR資源被視作T2類同步運行備用，DR應在日前14:15申報最大、最小響應容量和價格。DR參與備用輔助服務交易的出清環節與PJM市場的日內出清計算過程相結合［9,15］。

3.1.2 DR提供備用輔助服務的認證方法

同步備用調節的時效性比電能量市場的要求更高，結合負荷削減、維持、反彈等特征和調節速率的要求，PJM將DR提供的同步運行備用分為兩個環節進行認證［15］：

（1）負荷削減過程的有效容量認證

開始時的負荷值與第10 min結束時的負荷值之差，作為削減過程的有效響應容量。考慮到單一時刻計量偏差的影響，將削減過程的響應容量計算為

式中：Dstart為響應削減過程的有效容量；L0為響應開始時刻的實際負荷；L1至L11分別為響應期間對應時段的實際負荷。

（2）響應維持過程的有效容量認證

若后續的響應時段內不發生明顯的負荷反彈，則視作響應維持過程。有效響應容量為

式中：T為響應維持過程的時段集合；NT為響應維持的時長（按分鐘計）；Li為第i分鐘內的實際負荷。式（6）表明，如果前10 min內負荷不能完成既定目標的削減，后續時間內繼續減小負荷而產生更多的削減容量，將不會被認是有效的削減。

此外，針對循環控制、恢復調整時間較長的負荷，PJM提供了另一種響應容量的認證方法［15］，其響應容量應等于事件結束時的負荷與事件開始前10 min內最低的負荷之差。

3.2 調頻輔助服務市場的DR機制

參與調頻輔助服務交易的DR資源，需要滿足PJM市場的傳統/慢速響應性能或動態/快速調頻響應性能的要求。DR調頻資源只需要具備精確的負荷響應記錄條件即可，無需通過CBL測試。

運行日前14:15，DR主體提交調頻輔助服務的容量和里程報價，可調上、下限等信息。在實時市場出清環節，包括DR在內的調頻市場中標主體，會在運行前30 min接到調頻服務的通知，市場出清價格以5 min的頻度更新。

在結算環節，根據DR實際響應結果計算相關度、延遲度和響應精度，調頻性能指標為上述3項指標的加權平均值。調頻性能指標高于0.25的DR調頻資源才能根據調頻市場出清價獲取補償［15］。

4 我國現貨市場環境下DR的應用啟示

結合本文分析和我國現貨市場建設的實際情況，總結得到以下啟示：

（1）目前“用戶側報量不報價”的電能量競價模式下，建議在出清環節考慮價格彈性的影響并增加可靠性機組組合測試。

現貨試點省份在起步階段大多采用了“用戶側報量不報價”的模式。隨著市場化交易的推進，用戶對于市場價格的彈性將逐步體現，若日前出清得到的LMP相對平時發生較大的變動，可能引起部分用電行為調整。

因此，剛性需求條件下得到的日前發電計劃，可能與實時階段的電網運行條件產生一定的沖突，需要細致的分析現貨市場條件下用戶的價格彈性。在完成日前市場出清后，通過可靠性機組組合測試來提高日前發電計劃與實時運行條件的匹配程度。

（2）逐步將DR納入電能量市場競爭，利用市場機制提高電能的優化配置水平，增強供需調節能力、降低價格風險。

通過負荷集成商（售電公司）聚合可調節負荷資源，以DR主體的形式參與現貨電能量競價，該模式對現有規則和現貨市場技術支持系統改動相對較小，有望快速緩解部分地區供電緊張的局面，也能發揮DR市場化機制的作用。

具體而言，由負荷集成商提交“價格-響應容量”曲線，納入日前現貨市場出清過程。調度機構根據次日各時段的供需緊張程度，設定系統正備用低于某一閾值時，觸發DR參與電能量市場的競爭。根據出清結果確定DR中標容量和LMP，并對實際執行容量按照LMP予以補償。待現貨市場運營進入成熟階段，借鑒PJM市場方法引入NBT機制，進一步提高全社會凈效益。

DR參與現貨電能量市場的機制，既有助于緩解電力供需矛盾，通過現貨市場結算來解決DR補償來源的問題；也有助于降低市場價格風險，逐步培養用戶側主體的競價意識，推動現貨交易穩步開展。

（3）構建DR參與的調峰輔助服務市場機制，制定適配DR資源參與備用、調頻的評價方法，充分發揮用戶側靈活性資源的調節能力。

與國外市場情況不同，我國市場化交易的輔助服務品種包括調峰、備用和調頻，部分現貨試點地區的輔助服務交易與電能量交易相互獨立開展。

結合我國實際情況，引導負荷集成商聚合DR資源，在低谷時段提供負荷上調服務，與調峰市場的機組一同競爭，對已建成的調峰市場影響較小，有利于提高系統運行的經濟性，為后續推動DR參與其它輔助服務交易的奠定基礎。

還可借鑒PJM市場經驗，制定與備用、調頻適配的DR認證方法，為挖掘DR參與調頻、備用的潛力提供評價標準。該標準應滿足不同類型輔助服務調節性能的要求，也要兼顧DR可能產生的響應時滯、響應波動和反彈等實際特性。

（4）提供多種適配性的CBL計算方法，并通過非事件日的偏差考核、CBL滾動修正等手段，提高CBL的可靠性。

建議提供多種適配的CBL計算方法，并由參與DR的用戶根據實際來選擇，以此提高CBL計算的準確性。例如，針對周期性的生產負荷，提供類似于The 3 day type with SAA的計算方法，但是典型日的分類數目，由用戶的生產周期以及同一周期內各日的相似程度而定。

若DR主體在非事件時段的實際負荷與CBL存在較大偏差，應在響應負荷認證面予以扣減，激勵用戶側聚集更為優質的DR資源。此外，還可以借鑒成熟市場的CBL的動態修正機制，周期性地（例如3個月以上）向用戶提供修改CBL方法的機會，以適應用戶負荷結構和用電行為的調整，提高CBL的準確性。

5 結束語

本文梳理了PJM現貨市場環境下DR參與電能量、備用和調頻輔助服務的流程與方法，并重點分析了現貨電能量市場環境下DR機制的設計原理，對于現貨市場條件下的DR機制設計和DR項目實施具有借鑒意義。最后，從DR參與電能量和輔助服務的機制設計、CBL的管理等方面總結了應用啟示，以期為DR市場化機制的研究和應用提供參考。隨著新型電力系統的建設和碳市場的發展，DR機制如何應用于低碳能源市場是值得進一步研究的方向。D