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

浙江新规：新型主体市场化电力响应实践

背景及问题

• 国家层面大力推动新型主体（虚拟电厂、负荷聚合商等）参与电力市场，要求以市场化方式引导可调节负荷参与电力运行调节。
• 现货市场峰谷价差较小，难以发挥调峰作用，电网面临迎峰度夏/冬负荷高峰和节假日新能源大发叠加负荷低谷的双重矛盾。
• 新型主体入市呼唤常态化的市场机制和盈利手段。

浙江新规：新型主体市场化电力响应

• 交易品种：正调节（削峰）和负调节（填谷），标的为运行日的尖峰或低谷的若干个半小时时段。
• 市场衔接：与现货市场在D-2日出清调用，D-1日市场主体根据中标情况自行申报现货电量；与负荷侧管理措施衔接，若后续启用则市场化电力响应不调用不结算。
• 需求确定：由电力调度机构根据系统供需等因素测算，启用条件为预计电网存在50-200万千瓦正负供需缺口。
• 交易组织：D-3日发布预需求，D-2日发布正式需求，新型主体申报，采用集中竞价、边际出清模式。
• 响应执行：D-1日市场主体根据中标情况申报现货电量，D日执行响应。
• 费用结算：月度总费用由补偿费用和考核费用组成，补偿费用按中标价格与现货结算价格、出清价格三者中的最大值计算；考核费用对响应不达标时段进行考核。
• 结算到户：新型主体代理用户的市场化响应费用根据聚合套餐结算到户，采用比例分成方式。

市场化电力响应示例

• 虚拟电厂（聚合商）通过市场化响应获取收益，费用根据聚合套餐结算到户。
• 以正调节（削峰）为例，假设某虚拟电厂中标容量为10兆瓦，出清价格为800元/兆瓦时，其收益根据实际响应电量与中标容量和时间乘积计算。

浙江市场化电力响应的主要特色

• 全流程市场化机制：从注册聚合到结算考核，建立全流程市场化响应机制。
• 全年常态化触发启用：根据系统需求，全年均可开展，及时启用或时段性触发。
• 与现货市场边界清晰：D-2日出清调用，D-1日申报现货电量。
• 衔接负荷侧管理措施：坚持市场调节优先，避免结算重叠。

浙江市场化电力响应的意义及影响

• 促进新型主体常态化参与电力市场，挖掘用户侧资源调节潜力。
• 缓解电力保供压力：在迎峰度夏/冬时，通过市场化电力响应机制鼓励用户调增用电，缓解电网压力。
• 促进新能源消纳：在节假日负荷低谷和新能源大发时，激励用户调增用电，促进电力系统平衡和新能源消纳。
• 为新型主体提供盈利路径：发挥价格优化灵活调节资源的作用，为虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体提供市场路径。

市场化电力响应交易开展情况

• 7月份以来，累计组织开展10场市场化响应，参与户次达2.5万次，单日最大调节负荷92.4万千瓦，累计调节电量约1000万千瓦时。
• 最大出清容量79.43万千瓦，最大出清价格1000元/兆瓦时，累计结算电量908.7万千瓦时，结算费用852.2万元。

下一步工作

• 扩大市场化响应有效调节规模：力争2025年市场化可调节资源池规模达500万千瓦，最大有效单次调节能力达150万千瓦。
• 做好市场细则迭代优化：总结经验，召开新型主体会议听取意见建议，优化市场细则。
• 加快新型主体市场机制的顶层设计：建立分布式资源分类别、分层级聚合参与市场架构，推动新型主体规模化入市，助力新型电力系统和全国统一电力市场建设。