电力大用户直接交易作为放开售电侧市场的一项重要内容,因其具有提升电力市场竞争力、拓宽用户购电选择权等诸多优点已成为各国电力体制改革的研究热点。然而,电力大用户在参与联营市场交易时,电价的不确定性会影响用户购电经济性及其负荷特性,不利于用户自身能量管理。如何降低电价不确定性对用户的影响,形成有效的购电决策,是电力大用户在电力市场管理风险的关键问题。现有研究多采用随机规划、模糊规划等优化方法对不确定参数建模,但建模过程较为复杂,难以制定精确的电价分布函数与模糊隶属函数。考虑到鲁棒优化方法对不确定性参数无分布假定的优点,本文采用鲁棒优化方法进行不确定性建模,以降低电价不确定性对电力大用户参与联营市场的影响。本文的主要研究内容总结如下:首先,分析需求响应（Demand Response,DR）基础理论,确定以DR中的分时电价（Time-of-use Pricing,TOU）机制进行电力大用户能量管理,并全面分析电力大用户的界定范围及其购电模式。在不考虑联营市场电价不确定性的情况下（即确定性策略）,建立包含联营市场购电、双边合同购电等六类模式下购电总成本最小的计及DR的电力大用户购电优化模型。然后,为进一步考虑模型中联营市场电价的不确定性,对比分析了随机规划、模糊规划和鲁棒优化三种优化方法处理不确定性问题的特点,确定以鲁棒优化方法对联营市场电价的不确定性进行建模。并详细分析了该问题下的鲁棒优化建模过程,通过引入鲁棒参数Γ0（Gamma）控制用户购电风险,基于确定性策略模型构建面向电价不确定性的鲁棒优化模型。最后,为验证所构建的电力大用户鲁棒优化模型的优越性,分析了实施需求响应计划（Demand Response Program,DRP）对确定性策略和鲁棒优化策略下电力大用户购电的影响。结果显示,由于考虑DRP的实施,电力大用户在两种策略下的购电总成本较无DRP时分别降低了8.22%和6.57%。此外,鲁棒优化过程中考虑了电价的不确定性,更符合市场的实际情况,能够为用户提供有效的购电决策,且鲁棒优化策略下的负荷曲线更为平滑,利于电力大用户的能量管理。