深度文章 | 新加坡电力市场需求响应机制及对中国电力市场建设的启示

2 现货市场需求响应机制

新加坡电力现货批发市场仅由实时市场组 成，电能量和辅助服务作为市场运营产品，以30min 为时间尺度进行联合优化出清。电力用户 可以通过 2 种方式参与现货市场：一是作为可中 断负荷参与备用市场；二是提交负荷削减报价， 参与现货电能量市场。可中断负荷机制最早于 2004 年实施，允许最小负荷削减量达到 0.1MW 的用户在系统失稳的条件下提供备用服务，并给 予用户相应的备用补偿，目前提供可中断负荷服 务的用户注册容量为 27.5MW[13]。可中断负荷的 容量及调用率较低，且仅参与新加坡备用市场， 无法对电能量市场中的价格飙升现象进行响应， 因此需求响应机制特指用户在电能量市场中提供 负荷削减报价的机制。

在 2003 年现货市场刚成立时，需求响应资源 尚未参与，现货市场在某些高峰时期会出现潮流 阻塞及价格飙升现象。为进一步开放电力市场， 减少现货市场高峰电价，提高电力系统运行可靠 性，2016 年 EMC 正式开始运行现货市场需求响 应机制，允许零售商和负荷削减容量在 0.1MW 以上的竞争性用户在现货市场中提交需求响应报 价，并根据出清和调用结果获得相应的激励补 偿，若实时响应结果与出清结果偏差较大，需求 响应用户还将面临相应的惩罚。

2.1 报价内容

在实时运行开始前 65min，发电企业和需求 响应用户需要提交发电报价和需求响应报价。

2.1.1发电侧报价

发电企业需要提交电能量和辅助服务报价， 以及发电机组的相关运行参数。电能量报价最多 由 10 个电量-价格段组成，表示不同价格下发电 企业愿意提供的发电量，报价上限是 4500 新加 坡元/(MW·h)，下限是–4500 新加坡元/(MW·h)。 辅助服务报价主要包括调频报价和备用报价，其 中备用报价又包括主要备用报价、二次备用报价 和紧急备用报价。每种辅助服务产品报价最多由 5 个电量-价格段组成，没有价格下限，调频、主 要备用和紧急备用的报价上限分别为 300、4250 及 3250 新加坡元/(MW·h)。

2.1.2需求侧报价

需求响应用户提交的报价主要包括总负荷 量、负荷削减量-价格段（最多 10 段）和负荷爬 坡率。其中总负荷量表示负荷削减量没有调用时 的负荷值，应该比申报的各段负荷削减量的总和更大；负荷削减量-价格段表示不同价格下用户愿 意削减的负荷量，这一价格必须大于某一价格下 限，通常这一价格下限较高，因此只有当电能量 价格较高时才会发生负荷削减；负荷爬坡率包含 负荷向上爬坡率和向下爬坡率，指明负荷达到调 度水平值所需要的时间。

2.2 出清机制

考虑需求响应用户报价后，新加坡现货市场 出清机制如图 2 所示。 在发电企业与需求响应用户提交报价前，PSO 会首先公布系统的负荷需求和调频需求；发电报 价和需求报价提交后，PSO 将会根据市场出清模 型（marketclearingmodel，MCM）[10]，结合网络 拓扑对发电企业和需求响应用户的报价进行联合优 化，得到发电资源和需求响应资源的优化调度 结果。

2.3 结算机制

通过执行 MCP，可以分别得到电能量平衡约 束、备用平衡约束和调频平衡约束的拉格朗日乘 子，进而计算出各个节点的电能量、备用和调频 价格，作为发电企业的结算价格。PSO 每 0.5h 对 各个负荷节点的电能量价格进行加权平均，得到 统一新加坡电能量价格（uniformSingaporeenergy price，USEP），作为零售商和其他电力用户参与 现货市场的结算价格。 

批发市场采用“事前定价，事后定量”的方 式按日结算，即在每个交易时段开始前确定该时 段的结算电价，之后按市场参与者实际发、用电 量进行结算。

系统的辅助服务费用按“谁受益、谁承担” 的原则进行分摊。调频费用由用户和运行机组共 同承担，备用费用由该时段运行机组分摊，出力较高的机组和可靠性较低的机组分摊比例更大。 其他辅助服务（如黑启动）由 EMC 与发电商通过 双边合同进行购买，费用由用户均摊。

对于需求响应用户，EMA 还设置了专门的激 励与惩罚机制，促进和规范需求响应资源在现货 市场中的参与。

2.4 需求响应机制总结

2.4.1需求响应机制的特点

新加坡需求响应机制具有 4 个明显特点：一 是存在较高的激励补偿机制；二是需求响应报价 存在较高的报价下限；三是存在严格的惩罚机 制；四是需求响应用户的基准负荷（未削减时的 总负荷）由用户自行申报。

新加坡需求响应机制为用户的需求响应行为 设置了较高的激励补偿价格，这一补偿费用最终 由所有用户共同承担。激励补偿总量为附加消费 者福利的 1/3，剩余的 2/3 由所有用户共享，因此 用户在需求响应机制中始终作为获利方。

新加坡需求响应报价地板价设置为平衡归属 价格（balancevestingprice，BVP）的 1.5 倍。BVP表示采用最经济发电技术并且容量占比达到新加 坡总需求 25% 以上的发电机组进入市场后的长期 边际成本。这一地板价多数都高于现货市场实时 电价，因此需求响应的调用机会较少，减少了需 求响应用户的投机行为，但也抑制了需求响应的 实际参与度。2018 年，需求响应参与时段占比仅 为 2.35%。为了进一步激励需求响应资源的参与 力度，EMA 在 2019 年对现有的需求响应机制进 行了初步的改进尝试，决定降低需求响应报价的 地板价，由 1.5 倍 BVP 降低到 1.3 倍 BVP，并在 2020 年第一季度进行试运行，根据试运行结果决 定是否进一步降低地板价至 1.1 倍 BVP。

新加坡需求响应机制为用户的负荷调度偏差 设置了较高的惩罚价格，这一设计也是为了规避 用户的投机行为。如果负荷调度偏差的惩罚较 小，远低于参与需求响应能够获得的利润，那么 用户会通过申报虚假的负荷消费量寻求获利机 会。较高的需求响应报价地板价和严格的惩罚机 制相配合，能够促使需求响应用户申报真实的负 荷需求，以免因为实际负荷调度偏差产生严厉的 惩罚，从而有效规避投机行为。

新加坡需求响应用户的基准负荷由用户自行 申报，而不由调度机构进行核定，这对用户侧负 荷预测的精度提出了较高的要求。如果用户无法 准确预测实际负荷，那么在实时市场中会受到较 为严厉的惩罚。而在美国 PJM、CAISO 等市场 中，需求响应用户的基准负荷由 ISO 根据工作 日、休息日的历史负荷进行核定[14]，这一机制虽 然降低了用户由于预测不精确而受到惩罚的风 险，但也提高了用户投机的可能性，用户可以通 过人为提高历史基准负荷的方式来投机，例如在 削减日前一周额外增加用电量，此外在正常的工 业减产活动中，用户也容易产生投机行为。

2.4.2需求响应机制的实施效果

新加坡现货市场需求响应机制最明显的实施 效果是缓解了线路潮流阻塞和价格飙升的现象。

需求响应机制实施前，在负荷高峰时期，由 于输电线路存在功率传输限值，系统容易出现阻 塞现象。在 2015 年，新加坡电网产生潮流阻塞的 线路共有 10 回，产生阻塞的时段共有 200 个，占 全年总调度时段数的 1.14%；需求响应机制实施 后，需求侧资源的调用缓解了发电侧的压力，减轻了系统的阻塞现象，在 2016 年，新加坡全年阻 塞线路降至 6 回，阻塞时段总数也降低到 10 个； 到 2018 年，阻塞时段总数进一步降低到 3 个，在 全年绝大多数时段，新加坡节点电价间的差异不 超过 10 新加坡元/（MW·h）。

需求响应机制实施前，当发电机组出现非计 划停运时，由于只能调用成本较高的发电机组进 行发电，容易产生价格飙升现象。在 2015 年，日 平均 USEP 高于 210 新加坡元/（MW·h）的天数共 有 6 天，最高日平均电价达 到 5 3 0 新加坡元 / （MW·h）；需求响应机制实施后，成本更低、 灵活性更高的负荷资源可以用来代替发电资源， 系统能够以较低的经济成本保证发电与负荷的实 时平衡，有效缓解价格飙升现象；在 2016 年，日 平均 USEP 高于 210 新加坡元/（MW·h）的天数只有 1 天，最高日平均电价为 280 新加坡元/（MW·h）。