随着电力市场的完善和发展，传统电力需求响应逐步向市场化需求响应演进，需求响应的交易模式、核算模式以及成本分摊方式出现了新的变化。山东率先提出需求响应电能量补偿单价与实时现货市场用户侧小时节点电价挂钩，建立了“谁受益、谁承担”的费用补偿分摊机制。
（来源：微信公众号“朗新研究院” 作者：张威）
对于行业参与者而言，需求响应运作机制的变化可能蕴藏着潜在的市场机会，有必要对现货市场下需求响应业务方向进行深入探讨。
【变化】
“政府补贴计划模式”逐步走向“市场竞价分摊模式”
电力市场化改革的推进为调节性市场的演变提供了机制支撑，传统电力需求响应（如削峰填谷）逐步由“政府补贴计划引导模式”向“市场竞价分摊激励模式”演进，而市场化价格信号更能精准反映调节性市场真实供需关系，也更能激发调节性资源自发、自愿、自主参与的动力，确保调控的成效。
根据各地电力市场化改革进程的差异，目前国内电力需求响应运作机制主要存在四种模式，分别为传统计划模式、计划为主-市场为辅模式、市场为主-计划为辅模式和市场化响应模式。
其中传统计划模式（以重庆为例）的运作机制相对简单，主要由政府核定固定补偿单价，根据资源有效响应容量核定电能量补贴和容量补贴，本文不再展开。
（一）计划为主-市场为辅模式
这种模式综合运用计划和市场两种方式，以计划为主，市场为辅，逐步尝试探索市场化价格形成机制。
引入分钟级、秒级等日内实时需求响应交易品种，交易结算上日前削峰邀约需求响应采用市场化竞价方式形成补贴单价，其他交易品种均采用固定补贴模式，交易模式上尚未实现完全的市场化演进，分析原因主要与电力市场尤其是现货市场机制有待进一步完善有关。
成本分摊上仍以分时盈余补充为主，不足部分才由全体工商分摊，仍以政府转移支付为主，尚未完全通过市场化方式解决成本分摊问题。
目前浙江等地采用了这种模式。
图1 浙江电力需求响应核心运作机制
（资料来源：朗新研究院根据《2024年浙江需求响应实施细则》整理）
（二）市场为主-计划为辅模式
这种模式充分运用市场机制和经济杠杆，补偿单价以市场形成为主。
邀约型D-1天用户报量报价，实时型月前最后一周用户报量报价，响应补贴价格均以市场化集中竞价出清方式形成，但根据响应时长规定了不同响应类型补贴单价最高限价，价格形成上尚未实现完全的市场化。
核算模式比较简约，同时引入积分激励、考核惩罚因子等核算系数，进一步调动了市场主体主动参与和履约积极性。
成本分摊上省级补贴优先通过分时盈余支出，同时与电力保供兜底经济责任挂钩，由延期投产的电力项目业主承担相应费用，不足部分纳入系统运行费，由全体参与市场化交易用户（含批发和零售用户）按照需求响应时段用户实际用电量等比例分摊。
目前云南、江苏等地采用了这种模式。
图2 云南电力需求响应核心运作机制
（资料来源：朗新研究院根据《2024年云南省电力需求响应方案》整理）
（三）市场化响应模式
这种模式围绕现有电力中长期/现货市场功能与组织流程，构建涵盖需求响应容量竞价和电能量激励的电力需求响应市场结构，需求响应补偿价格以市场形成为主，且电能量补偿价格与现货市场紧密衔接。
削峰/填谷两类需求响应均以“两部制”补偿方式进行补贴，容量补偿单价与容量集中竞价出清价格挂钩，电能量补偿单价与响应时段实时现货市场用户侧小时节点电价（削峰）/平均电价（填谷）挂钩。
核算模式上引入价格激励机制，按照实际响应容量与中标容量占比体现不同履约程度用户补贴收益差异。
成本分摊上向市场化演进，分摊模式更为合理，削峰由全体工商业用户按照结算电量等比例分摊，填谷由全部机组按照上网电量等比例分摊。
目前山东、广东等地采用了这种模式。
图3 山东电力需求响应核心运作机制
（资料来源：朗新研究院根据《2023年山东全省电力市场化需求响应工作方案》整理）
【趋势】
“机制加速演进”或与“功能地位下沉”同步
从各地实践来看，随着电力市场化改革的不断推进，具备传统调节性功能的电力需求响应也在加速演进，交易模式、核算模式和成本分摊上更为市场化。
但随着各地电力中长期及现货市场机制的不断完善和成熟，调节性市场的功能将逐步被现货市场替代，能量供需不平衡将主要由现货市场平抑，另外随着辅助服务市场交易机制的不断完善，因天气异常、紧急故障、突发事件等不确定因素引起的供需不平衡矛盾，将主要由辅助服务市场平抑，需求响应的调节性地位或将逐步下沉。
近年来各地需求响应的频次和规模初步印证了以上说法。
（一）电力需求响应市场化运作机制将“加速演进”
从典型网省电力需求响应运作机制的特点和演变方向来看，核心机制总体上由计划向市场加速演进。
表1 典型省份需求响应交易结算及成本分摊模式特点差异对比
交易模式更趋市场化。运作机制上逐步由计划→计划市场协同→市场演变，容量补偿和电能量补偿价格逐步由政府定价向市场化集中竞价形成转变，电能量补偿价格开始与现货市场节点电价挂钩，更精准反映需求响应真实供需关系。
核算模式上更加多元严格。采用容量补偿、容量补偿+电能量补偿、电能量补偿等多种组合补偿方式。鼓励居民温控负荷、建筑楼宇、虚拟电厂、负荷聚合商等可中断及新型负荷积极参与响应，并单独核算其响应补贴。引入价格系数、惩罚因子、考核系数等手段差异化补偿收益，引导用户履约积极性，保障并提升需求响应效果。
成本分摊上更为精准合理。补贴资金来源各地尚未统一，根据各地产业发展、电力市场化改革差异情况，未来或将更为多元。
计划性为主地区以政府补贴+尖峰电价增收+用户/机组分摊+现货市场考核及返还费用等补偿分摊为主，市场化充分地区多以大工业、工商业用户平均分摊为主，算法简单且趋同，通常以响应时段实际用电量等比例分摊。
目前山东的分摊模式更为合理，更能体现“谁受益、谁承担”基本原则，削峰费用由用户侧均摊，填谷费用由源侧机组均摊。
表2 典型省份需求响应资金来源及补贴标准
（二）现货背景下需求响应的调节性地位将“逐步下沉”
从近年来典型省份电力需求响应实践来看，需求响应组织规模小、频次少，更多是作为迎峰度夏/度冬系统平衡调节应急工具或手段。2021年-2022年，浙江省需求响应频次相对较多，但2023年并未启动；2023年上海、山东、云南需求响应频次相对较少，规模不大；广东省因为现货市场相对成熟，2023年并未开展需求响应。
图4 典型省份2021-2023年电力需求响应组织实施情况
从需求响应与电力现货市场衔接情况来看，目前仅有山东实现了电能量补贴单价与现货市场用户侧小时电价挂钩，补贴单价通常大于或等于现货市场用户侧小时电价，在提升用户参与度方面发挥了积极作用。
但这种机制在其他网省并未实现，另外随着现货交易机制的成熟，大范围电力供需平衡矛盾将主要由电力现货实时交易自平抑，需求响应削峰填谷局部调节性功能将被进一步弱化。
山东电能量补贴单价具体算法如下：
R削峰 = Σ （Q响应电量，t × P节点价格，t × N)
R填谷 = Σ Q响应电量，t × P日均价格 × N)
表3 山东电力需求响应电能量阶梯补偿方案
从需求响应与辅助服务市场衔接情况来看，两类市场在功能上趋同，均是为电力市场提供灵活性调节能力，解决由于中长期和现货市场机制失效或突发事件引起的电能量供需不平衡问题而设计，初步理解需求响应是传统有序用电计划性调节方式向市场化调节方式转变的过渡形态，随着电力市场化机制的进一步完善，需求响应的调节性功能和地位或将被更为市场化的电力辅助服务取代。
总体来看，在电力现货市场机制相对完善的省份，供需平衡将主要通过现货交易机制自发平抑，调度基于现货出清后的安全校核结果，安排UC(机组组合)日前发电计划并考虑ED(经济调度)进一步细化机组出力分配，日内市场继续调节发电计划，调频与备用辅助服务每日运行进一步保障电网安全稳定运行。
而需求响应将在上述市场机制无法保障供需平衡的情况下启动，成为末端调节工具，未来将主要用于应对电网缺口较大的场景，侧重于应急保障，组织频次不会太高。在现货市场机制有待完善或尚未开展的网省，需求响应则依然是弥补供需缺口、紧急避峰、保障电网安全稳定运行的重要手段，对于省（市）、局部电力平衡意义重大。
【方向】
“聚焦核心运行机制”与“适应现货交易规则”并行
对于行业参与者来讲，现货市场背景下，电力需求响应主要工作方向在于聚焦需求响应核心运行机制变化情况，适应现货交易规则，精准把握相关参与主体关键职能和核心诉求，围绕交易、结算、成本分摊等核心机制提供综合性解决方案，提高各类资源参与积极性，提升需求响应实施成效。
（一）面向主管部门——发改委、能源局
相对传统计划模式，市场化需求响应容量和电能量补贴单价处于浮动状态，为提升用户积极性，确保响应成效，需要综合目标区域经济发展水平、产业结构、电力市场化改革进程进一步优化交易规则和机制，确保补贴价格在用户吸引力和系统可控之间取得平衡。
另外成本分摊上，偏计划性地区以政府补贴、分时/尖峰电价增收为主，偏市场化地区以大工业、工商业用户均摊、机组均摊为主，部分地区涉及多种分摊模式，来源多元但算法相对简单，无法精确、真实体现“谁受益、谁承担”基本原则，成本分摊机制也需进一步优化。
（二）面向实施主体——电网调度、负管中心
现货交易尤其是实时现货交易背景下，交易出清和响应实施时限性强，需要形成确定性资源响应能力，对于资源履约能力和信用提出了更高的要求，亟需优化响应潜力评估方法。
另外在响应效果评估方面，目前各地有效响应容量的确定基本是以响应时段典型日基线负荷平均值与响应时段实际用电负荷平均值之差确定，按照有效响应负荷与中标容量的比值设定50-150%阶梯门槛，超过范围为无效响应，同时按照门槛值设置价格系数或有效响应容量系数，纳入最终补贴资金核算，基线负荷的测算和阶梯门槛值的设置直接影响用户响应有效性和补贴收益，现货背景下需要对响应效果评估方法进一步优化。
（三）面向参与主体——各类资源
现货交易背景下，需求响应普遍采用集中竞价方式形成出清价格，报量报价策略直接影响用户收益，进而影响参与积极性，亟需研究应用面向电力用户、聚合商和虚拟电厂等多用户类型的报量报价辅助决策应用。
另外，虚拟电厂或负荷聚合商需要根据出清结果合理分解和配置响应资源，并对负荷响应过程进行实时监测，确保负荷曲线与调控目标曲线的偏差控制在合理范围内，避免承担响应执行考核费用，有必要策划基于响应执行偏差控制的负荷资源执行过程监测评价体系，提供面向虚拟电厂或聚合商的日前聚合及日内运行策略优化能力，形成动态资源聚合最佳配置方案，确保参与主体响应成效和响应收益最大化。
结语
随着电力市场机制的不断完善，传统需求响应面临“市场机制加速演进”与“调节性功能地位下沉”并行的市场形势。一方面运作模式由“政府补贴计划引导模式”向“市场竞价分摊激励模式”演进，更能精准反映调节性市场真实供需关系，另一方面能量供需不平衡矛盾将主要由现货或辅助服务市场平抑，需求响应将在上述市场无法充分保障的情况下启动，成为末端调节工具。
而在现货市场尚未开展的网省，需求响应则依然是弥补供需缺口、保障电网安全稳定运行的重要手段。行业参与者可聚焦各地需求响应运行机制的变化，围绕交易、结算、成本分摊等核心运行机制提供综合性解决方案，助推响应成效提升。
