浙江新规释放新型主体市场红利——虚拟电厂市场化电力响应实践

虚拟电厂市场化电力响应实践 浙江电力交易中心2025年9月 背景及问题 目录CONTENTS 二、浙江新规：新型主体市场化响应 三、浙江市场化电力响应示例 四、浙江市场化电力响应的主要特色 五、意义及影响 六、市场化电力响应交易开展情况 七、下一步工作 近年来，虚拟电厂、负荷聚合商等各类新型主体快速发展，国家发改委、国家能源局陆续发布《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-一2027年）》《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见等文件，要求加强整合可调节负荷，深入挖掘负荷侧资源调节潜力，以市场化方式引导可调节负荷誉与电力运行调节 今年以来，浙江电力交易中心与各方通力协作创新新型主体市场化响应机制，深化虚以电广聚合管理，精准挖掘可调资源，创新实现现货市场环境下的新型主体市场化响应机制有效落地 7月8日开展首次交易浙江市场化电力响应交易迈入常态化运行阶段 背景及问题 （）国家层面大力推动新型主体参与市场 2025年3月27日 2025年1月 国家发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》 国家发布《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》 2024年11月 要求“优化需求响应机制，完善虚拟电厂与市场化需求响应机制，扩大聚合分散需求侧资源的规模，提升需求侧资源响应水平根据“谁服务、谁获利谁受益、谁承担”的原则，合理确定需求响应补偿标准，同步健全需求响应分摊机制 国家发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》 要求“加强对可调负荷的整合，深入挖掘负侧资源调节潜力，以市场化方式引导可调节负荷参与电力运行调节，以虚拟电厂负荷聚合商等方式规范化、规模化、常态化、市场化移与系统调节健全完兽负荷侧响应资源的调度运行机制和市场交易机制，以实现更高效的电力供需平衡” 鼓励新型经营主体通过资源聚合参与市场鼓励各类新型经营主体公平参与电力市场 背景及问题 （二）现货市场实际峰谷价差难以充分发挥调峰作用 现货市场峰谷价差较小 难以发挥现货市场理论上通过价格优化资源配置、引导削峰填谷的作用，电网仍旧面临浙负荷迎峰度夏度冬负高峰期间正备用不足、节假日新能源大发叠加负荷低谷导致负备用不足的双重矛盾。 依托市场化充分发挥需求侧调节能力，促进电力保供、新能源消纳，与现货市场衔接的市场化需求侧响应机制哑待突破 背景及问题 （三）新型主体入市呼唤常态化的市场机制和盈利手段 为新型主体提供稳定的参与市场途径和盈利手段，通过市场机制促进电力保供，保障新能源消纳，是新型电力系统市场机制建设面临的关键挑战。 背景及问题 目录CONTENTS 二、浙江新规：新型主体市场电力响应 三、市场化电力响应示例 四、浙江市场化电力响应的主要特色 五、浙江市场化电力响应的意义及影响 六、市场化电力响应交易开展情况 七、下一步工作 浙江新规：新型主体市场化电力响应 交易品种和市场衔接 需求预通知 交易品种 市场化电力响应包正调节（削峰）和负调节（填谷）2个品种，标的为运行日(D日）的尖峰（正调节）或低谷（负调节）的若干个半小时时段。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 交易品种和市场衔接 与现货市场衔接 组织流程 与负荷侧管理措施的衔接 电力响应出清和调用在D2日开展和D-1日的现货日前市场在时序上错开D-1日，市场主体根据电力响应的中标和调用情况，自行进行日前现货电能量申报，并按现货申报进入现货出清。 市场化电力响应预需求在D-3日提出，正式需求在D-2日根据系统运行和电力缺口情况确定：D2日下午根据正式需求，组织申报和出清，出清即调用响应执行在标的日D日进行，D日后，根据D日中标和实际执行情况进行结算，对响应不达标进行考核。 若在电力响应调用之后后续需要启用负荷侧管理措施，市场化电力响应不热行不结算采用负荷侧管理措施的调用结算方式 浙江新规：新型主体市场化电力响应 需求确定 启动条件 市场化电力响应需求由电力调度机构参考新能源和负荷的历史和预测情况、外来电计划、机组预计发电能力等因素测算，根据系统供需、天然气顶峰、省间现货价格等情况，市场化电力响应的启用条件为：预计电网存在正负供需缺口、电网备用难以满足系统需求，预计缺口在50200万千瓦范围内。 预需求发布 D-3日16:00前电力调度机构发布市场化电力响应预需求，井准送给电力交易机构D-3日17:00前电力交易机构根据预需求向市场主体发布交易公告，包正负调节类型、需求容量、预需求时段等信息。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 需求确定 交易单元 预需求发布后，新型主体采用户号勾选的方式确定交易单元， 正式需求发布 D-2日16:00前电力调度机构确定市场化电力响应正式需求，包括正负调节类型、需求容量需求时段等信息（容量和时段需求以半小时为基本单位）并推送给电力交易机构，同步向市场主体发布。 D-2日16:15前电力交易机构根据电力调度机构确定的市场化电力响应正式需求，发布正式需求信息。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 交易组织 交易限价 交易申报 正调节（削峰）：报价范围为0-1200元/兆瓦 0至100万千瓦（含）时，申报价格≤800元/兆瓦100至200万千瓦（合）时，申报价格1000元/兆瓦200万千瓦以上时，申报价格1200元/兆瓦 D-2日16:30至17:00点新型主体根据市场化电力响应需求进行申报（容量和时段需求以半小时为基本单位，可以申报连续或者分散的若干个半小时，按照每半个小时进行申报和出清），每个时段最多申报一个量价 负调节（填谷）报价范用为0-400元/兆瓦 0至100万千瓦（含）时申价格≤300元/兆瓦100至200万于瓦（含）时，申报价格$350元/兆瓦200万千瓦以上时，申报价格=400元/兆瓦 申报容量上限不能超过认证的调节能力。申报容量单位为兆瓦，价格单位为元/兆瓦，均保留两位小数。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 交易组织 结果发布 出清 电力交易机构采用集中竞价，边际出清”模式，按照价格优先”原则，对新型主体申报价格由低到高排序对相应申报响应量依次成交直至达到市场化电力响应需求规模，形成市场化电力响应资源储备库，成交响应最后0.01兆瓦的申报价格为交易边际出清价格，若出清价格由两家及以上新型主体的报价确定，则按各家该时段申报容量比例分配出清量 D-2日17:30前，电力交易机构发布出清结果，原则上出清结果即为调用结果，同步推送给电力调度机构、电网企业和相应市场主体。 若出现系统平衡重大变化电力调度机构可终止调用市场化电力响应，出清结果不执行不结算，以保障电力系统安全稳定运行 中标客假慢暂按50%折扣纳入系统平衡，后期恨据响应实际热行到位情况，一评估纳入平的比例 浙江新规：新型主体市场化电力响应 响应执行 D-1日，市场主体根据电力响应的中标和调用情况，进行日前现货电能量申报容量，按照用户的申报进入现货出清 在D日，市场主体根据中标容量和调用通知，进行响应执行。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 费用结算 市场化电力响应月度总费用由各新型主体的补偿费用和孩费用组成，以每半小时时段为一个计算单位新型主体的月度补偿费用计算如下 价格与市场化电力响应出清价格三者中的最大值，单位为元/兆瓦时，现货市场统一结算点价格为一级限价前价格： Q：为新型主体在响应达标时段内的响应电量 实际响应电量低于中标容量和时间（半小时）乘积的，按实际响应电量结算。 实际响应电量高于中标容量和时间（半小时）乘积的，最高取中标容量与时间（半小时）乘积的1.2倍 浙江新规：新型主体市场化电力响应 费用结算 考核费用 L为新型主体在响应不达标时段的考核电量其数值等于中标容量和时间（半小时）乘积 考核费用是对新型主体响应不达标的时段进行费用考核，按月结算，其月度考核费用计算如下： M2 Q, ×P ；为该中标时段的市场化电力响应结算价格。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 结算与费用疏导 市场化电力响应实行日清月结，电力交易机构开展市场化电力响应的日清分和月度结算依据发布，包含新型主体及其代理用户的结算明细向电网企业提供结算依据。 ◆电网企业按月开展市场化电力响应费用结算 按发电侧与用户侧各承担50%的比例份摊。 ·发电侧分摊主体为参与电力现货市场的发电企业 ?用户侧由全体工商业用户疏导。 浙江新规：新型主体市场化电力响应 结算到户 新型主体代理用户的市场化响应费用根据双方在交易平台签订的聚合套餐结算费用结算到户新型主体与代理的聚合资源用户以月度为结算周期，半小时为考核结算基本单位采用比例分成方式形成的套餐进行约定 1.新型主体某一时段的市场化电力响应费用为正（响应达标）市场化电力响应成效费用为该新型主体 某一用户的响啦应成效系数根据该用户当前时段响应电量仅取正值，响应电是为负值不费与分配）占该新型主体当前乐段总时应电量比计算。新型主体当前时段总响应电型为其代理用户当前时取响应电塑仅取正值主的总和 2.新型主体某一时段的市场化电力购应费用为负（响应不达标）在市场初期暂由电网企业结算至新型主体 背景及问题 目录CONTENTS 二、浙江新规：新型主体市场电力响应 三、市场化电力响应示例 四、浙江市场化电力响应的主要特色 五、浙江市场化电力响应的意义及影响 六、市场化电力响应交易开展情况 七、下一步工作 市场化电力响应示例 虚拟电厂（聚合商）结算 假设某虚拟电厂（负荷聚合商）参与2025年某日的市场化电力响应，以正调节（削峰）为例，假定响应时段为2个小时（合计分成4个半小时），每个半小时的中标容量皆为10兆瓦，出清（结算）价格为800元/兆瓦时。其收益如下： 市场化电力响应示例 结算到户 市场化响应费用根据双方在交易平台签订的聚合套餐结算，费用结算到户 7月10日虚拟电厂（聚合商）A在10：0010:30时段中标容量为10MW.中标价格为230元/MWh，现货市场日前统结算点价格220元/MWh，实时市场统一结算点价格235元/MWh，实际响应电量8MWh 该时段电力用户x、y、z的响应电量分别量8,3，3MWh（响应电量为负值不参与分配） 电力用户x的响应系数=B/8+3)=0.73电力用户y的响应系数=3/（8+3)=0.27电力用户的响应系数-0电力用斤x结障费用-（1410*0.73）*0.8=-823.44元电力用户结码费用-（1410-027107-266.49元电力用户2结第用-（1410-0）0.75=0元 A聚合的三家电力用户x、y、z分成比例为 A和x约定按照20%和80%的比例分成A和y约定按照30%和70%的比例分成A和z约定按照25%和75%的比例分成 虚拟电厂（聚合商）A的结算费用-1410-823.44266.49-0=320.07元 背景及问题 目录CONTENTS 二、浙江新规：新型主体市场电力响应 三、市场化电力响应示例 四、浙江市场化电力响应的主要特色 五、浙江市场化电力响应的意义及影响 六、市场化电力响应交易开展情况 七、下一步工作 浙江市场化电力响应的主要特色 全流程市场化机制 市场化电力响应建立了现货市场下从注册聚合（聚合商、交易单元、聚合资源三级管理）套餐选择、能力验证、触发启用、申报出清、调用执行、效果评估、结算考核、信息披露等全流程市场化响应机制。通过“聚合交易、结算到户”机制，保障新型主体市场透明规范有序开展。 全年常态化触发启用 市场化电力响应全年均可开展，在迎峰度夏（冬）或节假日新能源大发期间，根据顶计出现的电力正负缺口及时启用；在供需相对宽松的季节，根据负荷预测和新能源情况、外来电计划、机组预计发电能力等因素评估电力供需缺口，常态化地时段性触发启用。 浙江市场化电力响应的主要特色