需求响应（Demand Response，以下简称DR）指电力用户针对DR实施机构发布的价格信号或激励机制做出响应，并改变自身用电模式的市场化参与行为，有助于配合电网削峰填谷、消纳可再生能源^[9]。按照不同的响应方式，可分为基于价格的DR资源和基于激励的DR资源^[10]。基于价格的DR是指负荷端对零售电价的变化进行响应并调整用电需求，用户通过经济决策后自愿将用电从高峰时段调整至低谷时段，利用低电价实现减少电费支出的目的；基于激励的DR是指用户与DR实施机构签订合同，并明确基本负荷的消费量和负荷削减量计算方法，确定激励费率及不能履行合同进行响应的惩罚措施^[11-12]。需求响应分类如图1所示。

图 1需求响应分类

截至2021年底，国网公司经营区内累计开展削峰需求响应191次，响应用户25.50万户，响应容量76.81 吉瓦；填谷需求响应85次，响应用户3.68万户，响应容量44.58吉瓦。统计分析结果显示，工业可调节负荷资源潜力巨大，2021年的削峰潜力、填谷潜力总容量分别为20.78 吉瓦、6.75 吉瓦，主要集中在水泥、石灰和石膏制造、钢压延加工、炼钢等领域；商业楼宇具有较高的需求响应能力， 2021年参与需求响应试点的签约户数为5 514户，可调节容量达到4.81吉瓦^[13]。因此，DR正在成为一种至关重要的灵活性资源，能够让更多的可再生能源投入运行。

虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）是将分布式发电机组、可控负荷和分布式储能设施有机结合，通过配套的调控技术、通信技术实现对各类分布式能源资源进行整合调控的载体^[14]。虚拟电厂对提升新型电力系统灵活性、促进可再生能源大规模消纳具有积极作用^[15]。

虚拟电厂的发展以可调负荷、分布式电源和储能三类资源为前提，涉及工业、建筑、交通、居民等部门，呈现微网、局域能源互联网等形态^[16]。虚拟电厂根据资源类型可调动资源潜力如表1所示。

虚拟电厂发展可分为邀约型、市场型和自主型三个阶段^[19]。邀约型阶段指在电力市场缺失情况下，由调度机构牵头组织、各虚拟电厂（聚合商）参与，共同完成邀约、响应和激励流程；市场型阶段同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构；自主型阶段中，虚拟电厂聚合的资源种类更多、数量更大、空间更广，形成包含可调负荷、储能和分布式能源等资源的“虚拟电力系统”，整合为微网、局域能源互联网。

1. 需求响应参与电力市场的主体及准入门槛

各国需求响应的市场参与主体主要包括工商业用户和居民，其中小型的用电单元可通过负荷聚合商整合后参与市场。在市场准入方面，尽管各国对纳入市场的DR项目规模要求不尽相同，但都呈现出逐步放宽准入门槛的趋势，以加快对中小用户的培育^[20]。例如，美国PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection）电力市场要求响应资源提供者至少具有 100 千瓦的负荷潜力，并定期接受考核^[21]；加州可中断服务项目要求用户在过去1年中最少有1个月的夏季、冬季高峰负荷超过100 千瓦；部分未提出准入要求的市场，可通过自愿参与或投标竞价的方式确定市场参与对象^[22]。

2. 典型国家DR参与市场机制的特征

DR项目形式多样，根据相应信号类型可分为经济型DR、紧急DR和需求侧辅助服务，分别参与能量市场、容量市场和辅助服务市场^[23]。典型市场中需求响应参与市场机制总结如表2所示^[24]。

在能量市场中，美国建立了固定费率补偿与市场交易机制相结合的需求响应补贴机制。响应主体的经济收益取决于市场具体执行的固定补偿费率和实际需求响应规模；也可通过集中竞价出清等方式确定常规响应价格，结合实际需求响应规模确定经济收益^[25-26]。法国制定了“红白蓝三色电价”政策，根据天气、系统运营及负荷情况设置电价，电网公司每天下午5时左右公布次日电价颜色，引导电力用户优化响应安排^[27]。

容量市场中，需求响应提供服务的方式主要为容量削减和可中断负荷，通常响应主体必须在30 分钟内达到合同规定的削减负荷量。各国对于项目可响应中断次数、响应时间、最大可中断时间的要求不同，采用的定价机制也不同^[28]。德州尽管没有需求响应项目参与的容量市场，但会通过竞争性投标购买少量紧急容量资源。

在辅助服务市场中，各国需求响应提供的服务主要包括调频和备用，表现为需求侧资源短时间快速响应的能力。辅助服务项目均属于激励型需求响应，其定价方式在不同市场中存在差异。例如，PJM以市场出清价格进行结算，德州提供可靠的备用费用^[29-30]，英国则通过双边协议和投标竞价的方式确定补偿。

虚拟电场的组成主要包括分布式电源、储能以及需求侧负荷资源，通过聚合商的形式提供服务，因此其提供服务的能力与其构成密切相关。根据各地建设虚拟电场的目标，其市场机制建设也各有侧重。欧洲的目标是提高分布式电源并网和智能互动性，打造持续稳定的商业发展模式；北美旨在通过自动需求响应和能效管理，提高综合能源的利用效率；澳大利亚则致力于降低用电成本，为电网提供调频辅助服务^[31]。因此，虚拟电厂在美国和英国可参与能量市场、容量市场和辅助服务市场，而在澳大利亚目前仅参与辅助服务市场^[18]。根据对部分发达国家典型电力市场虚拟电厂参与情况的调研，其相关市场机制可总结如表3所示。

在市场准入方面，各电力市场中虚拟电厂的准入要求通常与其提供服务的类型相关。美国加州电力市场中，要求虚拟电场参与能量市场的竞标容量达到100 千瓦，与其对用户参与可中断负荷的需求响应项目的要求一致，即要求用户过去1年最少有1个月的夏季和冬季高峰负荷超过100千瓦；德国市场对虚拟电厂市场准入的要求为满足基本性能指标并通过资格预审测试。此外，考虑到虚拟电厂对分布式能源的整合，也有市场对于单个DER的准入有所要求，如PJM电力市场中要求单个DER资源不超过5兆瓦，但对虚拟电场整体聚合规模没有上限约束。

在定价与市场出清机制方面，虚拟电厂通常与其他市场主体遵从同样的定价机制。例如，美国加州市场中，虚拟电场可通过代理需求响应资源市场机制和分布式能源供应商市场机制参与能量市场、旋转备用与非旋转备用市场^[35]，与其他市场主体一起进行投标竞价，并通过市场出清价格或报价进行结算。澳大利亚电力市场中，虚拟电场仅申报容量不申报价格，根据中标容量以边际出清价格每5分钟进行结算。此机制设计的目的是将虚拟电场作为非调度资源来观察虚拟电场参加实时市场对实时电价的影响，研究其为电网提供服务的能力。

2021年12月，国家能源局发布了《电力并网运行管理规定》^[36]与《电力辅助服务管理办法》^[37]，首次在国家层面正式明确用户可调节负荷与新型储能的并网主体地位，新的辅助服务提供主体包含了新型储能以及用户侧可调节负荷（包括以虚拟电厂、聚合商等形式聚合的可调节负荷），电力辅助服务市场主体日趋多元化，源网荷储侧灵活性资源的参与必将成为趋势^[38-39]。

1. 需求响应的价格机制现状

中国电力需求响应价格机制可分为基于时间的价格机制（分时电价）和基于激励的价格机制（可中断负荷电价）。2021年7月国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，对优化分时电价机制提出了明确的指导意见^[40]。基于此，各省区普遍开始执行峰谷电价机制，范围包括大工业和一般工商业，部分省份涵盖了居民用电和农业用电。同时，江苏、山东、广东、浙江、上海等地实施了可调节负荷价格机制，两种制度的主要特点如表4所示^[41]。

需求响应收益上限具有较大的地区差异，以响应能力1兆瓦、单次响应时长2.5小时、每月响应两次的需求响应资源计算，全年需求响应收益上限为0.8万~84万元，其中山西、河南、湖北等地因为需求响应单价较高（陕西最高可达35元/千瓦）使得总收益上限较高，而湖南由于全年仅有两个月份可参与需求响应导致其响应次数较少，且单价较低（2元/千瓦），因此收益上限较低。而如果响应功率和次数不变，响应资源单次响应时长仅为1小时，根据响应电量获得收益或者存在响应时长调节系数的省份，需求响应资源可获得的收益上限将大幅下降，例如在陕西可获得的收益上限将由84万元下降至60万元，而对于其他根据响应功率获得收益的省份，需求响应资源可获得的收益上限则不变。因此对于响应时间长的需求响应资源，部署在收益考虑响应时长系数的地区可能比部署在不考虑响应时长系数的地区更加有利。

2. 新型电力系统中需求响应价格机制面临的新要求

在新型电力系统中，间歇性新能源出力将增强系统的波动性，对于需求响应资源调节的灵活性将提出更高要求，其价格机制也将面临新的需求。首先，DR资源参与电力市场的价格应由市场供需水平决定，而不是被动接受政府和电力公司的补贴价格，从而精确传达电价信号，激发DR资源参与市场的积极性^[42]。其次，随着新能源渗透率的不断提升，有限次数的邀约型需求响应将难以满足更高频次平抑可再生能源间歇性和维持系统功率平衡的要求，需求响应资源申报参与竞价将更能满足系统的高频调节需求。再次，为应对新能源出力的随机性、间歇性，需求响应的频率也将进一步提高，因此需要考虑不同地区电力市场化程度和DR资源的差异性，开展具有差异化的试点。

虚拟电厂是随着新能源、分布式电源的发展出现的新型业态，目前国内尚无针对虚拟电厂的特定政策^[43]，但部分地区正在建立虚拟电厂参与调峰、调频转动惯量、爬坡等规则。冀北、上海、江苏等地电力市场已明确虚拟电厂可作为独立主体参与调峰市场^[44-46]；江苏、重庆等地的虚拟电厂可参加省调频辅助服务市场；南方区域积极推动虚拟电厂等市场主体纳入考核补偿管理，研究增加转动惯量、爬坡等新的辅助服务品种^[47]。从市场组成、市场准入、报价出清、结算四个方面对比华北、上海两地市场机制的异同（表5），两地虚拟电厂参与调峰的市场组成存在较大差异^[48]，但均处于实践摸索阶段。

截至2021年底，全国最大负荷约1 200 吉瓦，按照2021年规定的5%的可调节能力测算，可调负荷能力规模约为60 吉瓦。目前各省响应能力参差不齐，但不足以应对未来的极端峰谷差异，备用容量缺口亟需弥补，对虚拟电厂的建设提出新的需求。

中国需求响应和虚拟电厂参与电力市场尚处于探索阶段，调研部分发达国家典型市场的机制设计对中国有很好的借鉴意义。

1. 持续完善灵活性资源发展的政策法规体系，提供法律保障

各国市场规则制定及更新经验表明，中国需要在相关标准和规范中明确新型灵活性资源可以参与交易的市场主体地位，在政策体系中将灵活性资源的特点、属性、在不同市场中应用的资产所有权等要素定义清楚^[49-50]，从而为灵活性资源参与辅助服务市场、现货市场、容量市场交易制定相应规则，提供资金支持和政策支持。

2. 建立与电力市场成熟度相匹配的准入门槛，并及时调整

市场准入门槛的高低应与电力市场以及新型灵活性资源参与市场的成熟程度相匹配。美国为DR参与调频市场占比设置了上限，以保证系统可靠性^[51]。因此，中国电力市场在确定准入门槛时，一方面需要对目前灵活性资源的发展现状有清晰的认识，另一方面需要考虑到中国目前电力市场的组织能力和实现交易的技术水平。此外，由于中国电力市场处于快速发展的初期，灵活性资源的准入门槛需要及时调整，各地的规定也需因地制宜。

3. 逐步实现由固定补偿向竞价机制转变，充分发挥市场价格机制作用

目前灵活性资源参与中国大部分市场时采用固定补偿价格模式，难以体现各种资源提供服务的效果和价值差异。例如，虚拟电厂参与上海日前与日内调峰的报价上限为100元/（兆瓦·时）、实时调峰的报价上限为400元/（兆瓦·时），难以对虚拟电厂参与调峰市场起到鼓励作用。建议借鉴国外典型电力市场经验，通过竞价的方式形成边际电价。市场机制所确定的价格水平更有利于体现各类资源在不同时间段、电网的不同状态下充放电所带来的价值差异，从而运用市场价格信号充分挖掘资源的自主调节能力^[52]。

4. 加强市场组织能力，完善市场出清模型，提升对各类资源的适应能力

在灵活性资源参与电力市场的结算周期上，需要尽可能将时间保持在比较短的尺度上，从而更好地体现不同时段电力供需情况并产生差异化的电价，更准确地体现灵活性资源参与市场、提供服务的价值。建议尽快投入算力，确保电力市场高效运转，不断提高市场出清精细化水平。同时借鉴典型市场，建立辅助服务市场与能量市场联合出清的方式，实现两个市场整体成本的最小化，使多种资源灵活配置，实现整体效益的最大化。因此，中国应考虑到目前市场出清模型建设成熟程度、所应用软硬件算力可达水平以及灵活性资源主体参与市场的能力等现状，适时推进两个市场的同步建设以及联合出清的实现。

随着风电、光伏等可再生能源比重的逐渐上升，以及“双碳”目标下未来高比例波动性新能源电力系统发展形态的预期，有效应对电源、电网和负荷不确定性的灵活性资源的重要性越来越凸显。本文对以需求响应和虚拟电厂为代表的灵活性资源参与部分发达国家电力市场机制的现状进行了研究，从市场主体范围、参与市场类型、市场准入门槛、出清价格机制和结算方法等角度进行了比较分析。研究结果表明，中国应尽快明确各参与主体的角色定位，研究政府、企业、电力用户、负荷集成商等各方的权责和利益分享方式；建设灵活性资源参与辅助服务市场和现货电能量市场、容量市场的机制，充分发挥市场机制在整合源网储荷资源为用户提供专业服务上的优势；按“谁受益、谁出资”的原则，丰富交易品种与模式，形成合理稳定的市场机制。