浙江试行新型主体市场化响应机制 虚拟电厂最高报价1200元/兆瓦撬动灵活调节资源

近日，浙江电力交易中心发布《浙江电力领域新型主体市场化响应方案（试行，征求意见稿）》、《浙江省虚拟电厂运营管理细则（试行，征求意见稿）》。

市场化电力响应的市场成员包括电力调度机构、电力交易机构、电网企业、新型主体等。其中，新型主体含虚拟电厂、负荷聚合商、分布式新能源聚合商。现阶段主要为虚拟电厂(负荷聚合商)，后续根据市场运行情况，扩大主体范围。

新型主体聚合总调节能力应不低于5兆瓦，可持续响应时间不低于1小时。

市场化电力响应包括正调节和负调节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。正调节报价范围为0~1200元/兆瓦；负调节报价范围为0~600元/兆瓦。

采用“集中竞价，边际出清”的模式，按照“价格优先”原则进行市场组织。

聚合总调节能力≥5MW/1h

浙江电力新型主体含虚拟电厂、负荷聚合商、分布式新能源聚合商。

新型主体以虚拟电厂形式参与市场化电力响应的新型主体聚合的电力用户立户时间应超过6个月，根据被聚合资源类型，分为分布式电源聚合、新型储能聚合、负荷侧资源聚合三大类，且不得为纳入电力调度机构调管范围的发电侧资源，新型主体聚合资源后，资源按照户号形成最小聚合单元，在条件允许下，可按照电网拓扑形成资源分层，现阶段可暂按照省-市-县（区）形成分层。注册资产总额不得低于2千万元人民币。

参与市场化电力响应的新型主体需满足以下技术准入要求:

聚合总调节能力应不低于5兆瓦；

可持续响应时间不低于1小时；

新型主体运营平台应具备聚合资源的资源接入、信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行能力。

具备和电力调度机构、电力交易平台、省电力负荷管理中心等进行数据交互的技术支持系统，并满足系统接入的基本要求；

所聚合的资源应具备电力、电量数据分时计量和传输，数据准确性与可靠性满足结算要求。

另外，《浙江省虚拟电厂运营管理细则（试行，征求意见稿）》指出：虚拟电厂运营平台应提供具有CMA（中国计量认证）或CNAS（中国合格评定国家认可委员会）认证资质的第三方检测机构出具的网络安全等级测评报告和信息安全等级保护三级测评报告，并按信息交互规范要求实现数据上送、聚合调节等功能。

正调节最高1200元/MW

负调节最高600元/MW

市场化电力响应包括正调节和负调节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。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50-200万千瓦范围内时，可以启用市场化电力响应。

图源：《浙江电力领域新型主体市场化响应方案（试行，征求意见稿）》

正调节：报价范围为0~1200元/兆瓦。

正调节需求在0至100万千瓦（含）时，申报价格≤800元/兆瓦；

在100至200万千瓦（含）时，申报价格≤1000元/兆瓦；

在200万千瓦以上时，申报价格≤1200元/兆瓦。

负调节：报价范围为0~600元/兆瓦。

负调节需求在0至100万千瓦（含）时，申报价格≤400元/兆瓦；

在100至200万千瓦（含）时，申报价格≤500元/兆瓦；

在200万千瓦以上时，申报价格≤600元/兆瓦

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。

对于参与主体的基线认定，方案规定：实施市场化电力响应正调节且执行日为工作日时，选取邀约日的前5个正常工作日（剔除历史执行日）组成基线参考日集合；响应日为周六、日时，选取邀约日的前3个周六、日作为基线计算参考日。

实际响应负荷响应率≥80%（实际响应负荷响应率=实际平均响应负荷/中标容量），方可认定为调节有效。正调节时，实际响应负荷=基线负荷-实际负荷；负调节时，实际响应负荷=实际负荷-基线负荷。

原文如下：