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为应对气候变化、保证能源安全、大力发展新能源、形成以高比例可再生能源为主的电力系统已成为国家能源转型的要求。中国《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》已明确中国2050年非化石能源占比将超过50%的目标[1],但随着间歇性、随机性和不确定性可再生能源的大规模接入,传统的以可控电源为基础的市场化机制难以完全适应未来高比例可再生能源并网的能源结构[2]。2019年英国的电网停电危险事故及2020年美国得克萨斯州遭遇有史以来最严重的功能危机均表明[3],不充裕的灵活调节资源及不合理的市场化机制将对电网的安全稳定运行带来风险[4]。
灵活性资源是指能够增加电力供需系统柔性、弹性、灵活性,服务于用能系统动态供需平衡的资源,可分布于电源侧、电网侧和用户侧[5]。其中,传统电力系统灵活性资源主要指电源侧的火电深度调峰和水电资源,以及电网侧的多能源汇聚互联互通网络及多级双向协调调度等资源。但随着电力系统各环节技术进步及管理水平的提升,包括需求响应和虚拟电厂在内的新型灵活性资源越来越多地参与到与电力系统的交互中,在电力系统中扮演着越来越重要的角色。
2022年1月,中国《“十四五”现代能源体系规划》提出“到2025年,灵活调节电源占比达到24%左右,电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%”的目标[6];2022年11月,国家能源局发布了《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》和《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》[7-8],明确了储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂的电力市场主体地位,提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”的任务部署。在此背景下,本文聚焦新型灵活性资源中的需求侧响应和虚拟电厂两类资源,对典型国家和地区的市场机制进行梳理和分析,从而为中国新型灵活性资源后继的市场化机制建设提供经验借鉴。
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需求响应(Demand Response,以下简称DR)指电力用户针对DR实施机构发布的价格信号或激励机制做出响应,并改变自身用电模式的市场化参与行为,有助于配合电网削峰填谷、消纳可再生能源[9]。按照不同的响应方式,可分为基于价格的DR资源和基于激励的DR资源[10]。基于价格的DR是指负荷端对零售电价的变化进行响应并调整用电需求,用户通过经济决策后自愿将用电从高峰时段调整至低谷时段,利用低电价实现减少电费支出的目的;基于激励的DR是指用户与DR实施机构签订合同,并明确基本负荷的消费量和负荷削减量计算方法,确定激励费率及不能履行合同进行响应的惩罚措施[11-12]。需求响应分类如图1所示。
截至2021年底,国网公司经营区内累计开展削峰需求响应191次,响应用户25.50万户,响应容量76.81 吉瓦;填谷需求响应85次,响应用户3.68万户,响应容量44.58吉瓦。统计分析结果显示,工业可调节负荷资源潜力巨大,2021年的削峰潜力、填谷潜力总容量分别为20.78 吉瓦、6.75 吉瓦,主要集中在水泥、石灰和石膏制造、钢压延加工、炼钢等领域;商业楼宇具有较高的需求响应能力, 2021年参与需求响应试点的签约户数为5 514户,可调节容量达到4.81吉瓦[13]。因此,DR正在成为一种至关重要的灵活性资源,能够让更多的可再生能源投入运行。
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虚拟电厂(Virtual Power Plant,VPP)是将分布式发电机组、可控负荷和分布式储能设施有机结合,通过配套的调控技术、通信技术实现对各类分布式能源资源进行整合调控的载体[14]。虚拟电厂对提升新型电力系统灵活性、促进可再生能源大规模消纳具有积极作用[15]。
虚拟电厂的发展以可调负荷、分布式电源和储能三类资源为前提,涉及工业、建筑、交通、居民等部门,呈现微网、局域能源互联网等形态[16]。虚拟电厂根据资源类型可调动资源潜力如表1所示。
表 1虚拟电厂资源类型及相应开发潜力
虚拟电厂发展可分为邀约型、市场型和自主型三个阶段[19]。邀约型阶段指在电力市场缺失情况下,由调度机构牵头组织、各虚拟电厂(聚合商)参与,共同完成邀约、响应和激励流程;市场型阶段同时存在邀约型模式,其邀约发出的主体是系统运行机构;自主型阶段中,虚拟电厂聚合的资源种类更多、数量更大、空间更广,形成包含可调负荷、储能和分布式能源等资源的“虚拟电力系统”,整合为微网、局域能源互联网。
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1. 需求响应参与电力市场的主体及准入门槛
各国需求响应的市场参与主体主要包括工商业用户和居民,其中小型的用电单元可通过负荷聚合商整合后参与市场。在市场准入方面,尽管各国对纳入市场的DR项目规模要求不尽相同,但都呈现出逐步放宽准入门槛的趋势,以加快对中小用户的培育[20]。例如,美国PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection)电力市场要求响应资源提供者至少具有 100 千瓦的负荷潜力,并定期接受考核[21];加州可中断服务项目要求用户在过去1年中最少有1个月的夏季、冬季高峰负荷超过100 千瓦;部分未提出准入要求的市场,可通过自愿参与或投标竞价的方式确定市场参与对象[22]。
2. 典型国家DR参与市场机制的特征
DR项目形式多样,根据相应信号类型可分为经济型DR、紧急DR和需求侧辅助服务,分别参与能量市场、容量市场和辅助服务市场[23]。典型市场中需求响应参与市场机制总结如表2所示[24]。
表 2典型国家需求响应参与市场机制的特征
市场 参与主体 参与市场 具体响应服务 定价机制 加州 住宅、商业、农业、工业用户以及聚合商 能量市场、容量市场和辅助服务市场 削峰;容量削减、可中断负荷 边际电价、双边协议、投标竞价 PJM 售电公司、中大终端用户、聚合商 能量市场、容量市场和辅助服务市场 实时或日前提交意向负荷削减量;容量削减、可中断负荷;调频、备用 边际电价;市场出清价格 德州 工商业用户、居民 能量市场和辅助服务市场 需求侧竞价、紧急需求响应;调频、备用 边际电价;投标竞价 英国 主要是大型工商业用户、中小型企业或负荷聚合商 能量市场、容量市场和辅助服务市场 削峰;可中断负荷;调频、备用 边际电价、双边协议、投标竞价 德国 工业、第三产业和居民 能量市场和辅助服务市场 削峰;可中断负荷;调频、备用 边际电价、双边协议、投标竞价 在能量市场中,美国建立了固定费率补偿与市场交易机制相结合的需求响应补贴机制。响应主体的经济收益取决于市场具体执行的固定补偿费率和实际需求响应规模;也可通过集中竞价出清等方式确定常规响应价格,结合实际需求响应规模确定经济收益[25-26]。法国制定了“红白蓝三色电价”政策,根据天气、系统运营及负荷情况设置电价,电网公司每天下午5时左右公布次日电价颜色,引导电力用户优化响应安排[27]。
容量市场中,需求响应提供服务的方式主要为容量削减和可中断负荷,通常响应主体必须在30 分钟内达到合同规定的削减负荷量。各国对于项目可响应中断次数、响应时间、最大可中断时间的要求不同,采用的定价机制也不同[28]。德州尽管没有需求响应项目参与的容量市场,但会通过竞争性投标购买少量紧急容量资源。
在辅助服务市场中,各国需求响应提供的服务主要包括调频和备用,表现为需求侧资源短时间快速响应的能力。辅助服务项目均属于激励型需求响应,其定价方式在不同市场中存在差异。例如,PJM以市场出清价格进行结算,德州提供可靠的备用费用[29-30],英国则通过双边协议和投标竞价的方式确定补偿。
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虚拟电场的组成主要包括分布式电源、储能以及需求侧负荷资源,通过聚合商的形式提供服务,因此其提供服务的能力与其构成密切相关。根据各地建设虚拟电场的目标,其市场机制建设也各有侧重。欧洲的目标是提高分布式电源并网和智能互动性,打造持续稳定的商业发展模式;北美旨在通过自动需求响应和能效管理,提高综合能源的利用效率;澳大利亚则致力于降低用电成本,为电网提供调频辅助服务[31]。因此,虚拟电厂在美国和英国可参与能量市场、容量市场和辅助服务市场,而在澳大利亚目前仅参与辅助服务市场[18]。根据对部分发达国家典型电力市场虚拟电厂参与情况的调研,其相关市场机制可总结如表3所示。
表 3典型国家虚拟电厂参与电力市场机制对比
市场 VPP组成 参与市场 市场准入 定价机制 结算细节 加州 需求侧资源、分布式发电和储能 能量市场容量市场辅助服务市场 作为需求响应资源参与能量市场竞标容量应达到100 千瓦,参与辅助服务市场竞标容量须达到500千瓦,且持续时间应达到30分钟作为能量供应资源时所聚合的最小容量应达到500千瓦,跨越多个定价节点时聚合容量须小于20 兆瓦[2] 边际电价、投标竞价 日前能量市场按每1小时进行结算实时能量市场与辅助服务市场按每5分钟进行结算备用市场结算费用由中标容量与调用电量两部分组成,当VPP实际响应量小于中标容量的90%时,会取消VPP的容量结算费用并提出警告 PJM 分布式发电和储能、负荷资源 能量市场容量市场辅助服务市场 单个DER资源不能超过5 兆瓦,但VPP整体聚合规模的大小没有限制[32] 边际电价、投标竞价 — 澳大利亚 屋顶光伏、分布式储能、可控负荷 辅助服务市场 试点阶段,通过申请加入 价格接受者 仅申报容量不申报价格VPP根据中标容量以边际出清价格每 5 分钟清算[33] 德国 可再生能源电厂、灵活性负荷、储能等[34] 能量市场辅助服务市场 与市场其他主体相同,需满足基本性能指标并通过资格预审测试 边际电价、投标竞价 利用每15 分钟,每天96次的电力市场价格波动调节分布式电源出力、需求响应频率控制备用以边际出清价格对中标容量结算频率恢复备用根据报价对中标容量与调用电量结算 在市场准入方面,各电力市场中虚拟电厂的准入要求通常与其提供服务的类型相关。美国加州电力市场中,要求虚拟电场参与能量市场的竞标容量达到100 千瓦,与其对用户参与可中断负荷的需求响应项目的要求一致,即要求用户过去1年最少有1个月的夏季和冬季高峰负荷超过100千瓦;德国市场对虚拟电厂市场准入的要求为满足基本性能指标并通过资格预审测试。此外,考虑到虚拟电厂对分布式能源的整合,也有市场对于单个DER的准入有所要求,如PJM电力市场中要求单个DER资源不超过5兆瓦,但对虚拟电场整体聚合规模没有上限约束。
在定价与市场出清机制方面,虚拟电厂通常与其他市场主体遵从同样的定价机制。例如,美国加州市场中,虚拟电场可通过代理需求响应资源市场机制和分布式能源供应商市场机制参与能量市场、旋转备用与非旋转备用市场[35],与其他市场主体一起进行投标竞价,并通过市场出清价格或报价进行结算。澳大利亚电力市场中,虚拟电场仅申报容量不申报价格,根据中标容量以边际出清价格每5分钟进行结算。此机制设计的目的是将虚拟电场作为非调度资源来观察虚拟电场参加实时市场对实时电价的影响,研究其为电网提供服务的能力。
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2021年12月,国家能源局发布了《电力并网运行管理规定》[36]与《电力辅助服务管理办法》[37],首次在国家层面正式明确用户可调节负荷与新型储能的并网主体地位,新的辅助服务提供主体包含了新型储能以及用户侧可调节负荷(包括以虚拟电厂、聚合商等形式聚合的可调节负荷),电力辅助服务市场主体日趋多元化,源网荷储侧灵活性资源的参与必将成为趋势[38-39]。
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1. 需求响应的价格机制现状
中国电力需求响应价格机制可分为基于时间的价格机制(分时电价)和基于激励的价格机制(可中断负荷电价)。2021年7月国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》,对优化分时电价机制提出了明确的指导意见[40]。基于此,各省区普遍开始执行峰谷电价机制,范围包括大工业和一般工商业,部分省份涵盖了居民用电和农业用电。同时,江苏、山东、广东、浙江、上海等地实施了可调节负荷价格机制,两种制度的主要特点如表4所示[41]。
表 4需求响应价格机制特征
市场要素 基于时间的价格机制 基于激励的价格机制 价格形成机制 固定价格机制:根据需求响应的类型、响应速度等因素,事先确定DR补偿标准 市场化价格机制:基于不同的需求响应类型,按照“单边报量保价、边际统一出清”或“双边报量报价,边际统一出清”的方式确定DR补偿标准 价格水平 阶梯式价格:基于DR类型、响应速度、响应时长、响应程度确定不同水平的补偿价格标准 执行周期 按年定价:以年度为结算周期 按次数定价:以每次DR为周期进行补偿 补偿机制 单一补偿机制:单一容量补偿机制,或以申报的出清价格为标准的单一电量补偿机制 两部制的补偿机制:同时进行电量补偿和容量补偿容量补偿:固定价格或以申报出清价格为标准电量补偿:固定价格或与现货市场联动 需求响应收益上限具有较大的地区差异,以响应能力1兆瓦、单次响应时长2.5小时、每月响应两次的需求响应资源计算,全年需求响应收益上限为0.8万~84万元,其中山西、河南、湖北等地因为需求响应单价较高(陕西最高可达35元/千瓦)使得总收益上限较高,而湖南由于全年仅有两个月份可参与需求响应导致其响应次数较少,且单价较低(2元/千瓦),因此收益上限较低。而如果响应功率和次数不变,响应资源单次响应时长仅为1小时,根据响应电量获得收益或者存在响应时长调节系数的省份,需求响应资源可获得的收益上限将大幅下降,例如在陕西可获得的收益上限将由84万元下降至60万元,而对于其他根据响应功率获得收益的省份,需求响应资源可获得的收益上限则不变。因此对于响应时间长的需求响应资源,部署在收益考虑响应时长系数的地区可能比部署在不考虑响应时长系数的地区更加有利。
2. 新型电力系统中需求响应价格机制面临的新要求
在新型电力系统中,间歇性新能源出力将增强系统的波动性,对于需求响应资源调节的灵活性将提出更高要求,其价格机制也将面临新的需求。首先,DR资源参与电力市场的价格应由市场供需水平决定,而不是被动接受政府和电力公司的补贴价格,从而精确传达电价信号,激发DR资源参与市场的积极性[42]。其次,随着新能源渗透率的不断提升,有限次数的邀约型需求响应将难以满足更高频次平抑可再生能源间歇性和维持系统功率平衡的要求,需求响应资源申报参与竞价将更能满足系统的高频调节需求。再次,为应对新能源出力的随机性、间歇性,需求响应的频率也将进一步提高,因此需要考虑不同地区电力市场化程度和DR资源的差异性,开展具有差异化的试点。
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虚拟电厂是随着新能源、分布式电源的发展出现的新型业态,目前国内尚无针对虚拟电厂的特定政策[43],但部分地区正在建立虚拟电厂参与调峰、调频转动惯量、爬坡等规则。冀北、上海、江苏等地电力市场已明确虚拟电厂可作为独立主体参与调峰市场[44-46];江苏、重庆等地的虚拟电厂可参加省调频辅助服务市场;南方区域积极推动虚拟电厂等市场主体纳入考核补偿管理,研究增加转动惯量、爬坡等新的辅助服务品种[47]。从市场组成、市场准入、报价出清、结算四个方面对比华北、上海两地市场机制的异同(表5),两地虚拟电厂参与调峰的市场组成存在较大差异[48],但均处于实践摸索阶段。
表 5虚拟电场参与华北、上海调峰市场的特征比较
要素 华北 上海 市场组成 虚拟电厂作为独立主体参加省内调峰调度机构根据出清结果向虚拟电厂下发次日96点的电力曲线 虚拟电厂参与日前、日内和实时省内调峰交易调度机构分别下达次日24 小时(96点)、未来3~4 小时(8点)、未来15 分钟(1点)的调峰指令 市场准入 虚拟电厂聚合的调节容量不小于2.5 兆瓦·时、聚合充放电功率不小于5 兆瓦 虚拟电厂聚合的调节容量不小于1 兆瓦·小时;参与实时调峰交易的虚拟电厂,用电信息采集时间周期不大于15 分钟,响应时间不超过15 分钟,持续时间不小于30 分钟 结算 若由于虚拟电厂自身原因,某时段的实际运行曲线与调度机构下发的运行曲线偏差超过30%,该时段调峰费用不予结算 未规定具体偏差考核细则,在结算时不考虑调峰性能,仅根据实际执行量与报价由调度机构按月结算调峰费用 报价出清 虚拟电厂根据目前发电与计划在出清价格、最高时段提供调峰服务 虚拟电厂调峰不与深度调峰共同报价出清,虚拟电厂提供的调峰需求量由调度机构决定日前与日内调峰报价上限为100元/(兆瓦·时),实时调峰报价上限为400元/(兆瓦·时) 截至2021年底,全国最大负荷约1 200 吉瓦,按照2021年规定的5%的可调节能力测算,可调负荷能力规模约为60 吉瓦。目前各省响应能力参差不齐,但不足以应对未来的极端峰谷差异,备用容量缺口亟需弥补,对虚拟电厂的建设提出新的需求。
Study of Market Mechanisms for New Flexibility Resources
——Towards a High Percentage Renewable Power System
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摘要:高比例新能源电力系统的建设是应对气候变化、完成“双碳”目标的必然选择,能够平抑新能源波动性的灵活性资源将在其中扮演着越来越重要的角色,而目前中国电力市场处于初级阶段,缺少适应新型灵活性资源参与交易的市场机制,难以充分发挥其作用。为此,概述包括需求响应和虚拟电厂在内的新型灵活性资源的特征、分类和目前的发展规模,并以美国、英国、德国和澳大利亚电力市场为例,从参与主体范围、市场准入门槛、定价机制、提供服务类型和结算方式等方面,对需求响应和虚拟电厂参与电力市场的机制进行分析,并进一步分析完善中国新型灵活性资源参与电力市场机制的机遇与挑战。分析表明,中国应在相关标准和规范中明确新型灵活性资源市场主体地位;根据灵活性资源参与市场的成熟程度因地制宜、因时制宜地调整市场准入门槛;推动市场竞价机制,不断完善市场出清模型,从而充分发挥市场整合优化资源配置的作用,促进新型灵活性资源参与电力市场,提高电力系统的灵活性。Abstract:The construction of a high percentage renewable energy power system is an inevitable choice to cope with climate change and achieve the “dual carbon” goals. Flexibility resources that can smooth the variability of renewable energies play an increasingly important role in the power system. However, China’s electricity market is currently in its infancy, lacking market mechanisms to accommodate the participation of these new flexible resources, making it difficult to give full play to its role. To this end, this paper outlined the characteristics, classification and current development scale of new flexibility resources represented by demand response and virtual power plants, and presented the current status of mechanisms for new flexibility resources to participate in the electricity market, using the US, UK, German and Australian electricity markets as examples. This paper analyzed the current status of participation of electrochemical energy storage, demand response and virtual power plants in typical foreign electricity markets in terms of the scope of participating entities, market entry threshold, different pricing mechanisms in energy market, capacity market and ancillary service market, types of services provided, and settlement methods. And on the basis of describing the policy objectives, current market mechanisms of new flexibility resources in the electricity market of China, and the analysis results of typical foreign electricity markets, the opportunities and challenges for further improving the participation mechanism of new flexibility resources in the electricity market in China were pointed out. The analysis shows that China should clarify the status of market subjects of new flexibility resources in standards and specifications, adjust the market access threshold according to the maturity of flexibility resources’ participation in the market according to local conditions and time, and promote pricing and settlement through the market mechanism, while continuously improving the market clearing model. So as to give full play to market mechanism’s ability to integrate and optimize the allocation of flexibility resources, promote the participation of new flexibility resources in the electricity market, and improve the flexibility of the power system.
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表 1虚拟电厂资源类型及相应开发潜力
表 2典型国家需求响应参与市场机制的特征
市场 参与主体 参与市场 具体响应服务 定价机制 加州 住宅、商业、农业、工业用户以及聚合商 能量市场、容量市场和辅助服务市场 削峰;容量削减、可中断负荷 边际电价、双边协议、投标竞价 PJM 售电公司、中大终端用户、聚合商 能量市场、容量市场和辅助服务市场 实时或日前提交意向负荷削减量;容量削减、可中断负荷;调频、备用 边际电价;市场出清价格 德州 工商业用户、居民 能量市场和辅助服务市场 需求侧竞价、紧急需求响应;调频、备用 边际电价;投标竞价 英国 主要是大型工商业用户、中小型企业或负荷聚合商 能量市场、容量市场和辅助服务市场 削峰;可中断负荷;调频、备用 边际电价、双边协议、投标竞价 德国 工业、第三产业和居民 能量市场和辅助服务市场 削峰;可中断负荷;调频、备用 边际电价、双边协议、投标竞价 表 3典型国家虚拟电厂参与电力市场机制对比
市场 VPP组成 参与市场 市场准入 定价机制 结算细节 加州 需求侧资源、分布式发电和储能 能量市场容量市场辅助服务市场 作为需求响应资源参与能量市场竞标容量应达到100 千瓦,参与辅助服务市场竞标容量须达到500千瓦,且持续时间应达到30分钟作为能量供应资源时所聚合的最小容量应达到500千瓦,跨越多个定价节点时聚合容量须小于20 兆瓦[2] 边际电价、投标竞价 日前能量市场按每1小时进行结算实时能量市场与辅助服务市场按每5分钟进行结算备用市场结算费用由中标容量与调用电量两部分组成,当VPP实际响应量小于中标容量的90%时,会取消VPP的容量结算费用并提出警告 PJM 分布式发电和储能、负荷资源 能量市场容量市场辅助服务市场 单个DER资源不能超过5 兆瓦,但VPP整体聚合规模的大小没有限制[32] 边际电价、投标竞价 — 澳大利亚 屋顶光伏、分布式储能、可控负荷 辅助服务市场 试点阶段,通过申请加入 价格接受者 仅申报容量不申报价格VPP根据中标容量以边际出清价格每 5 分钟清算[33] 德国 可再生能源电厂、灵活性负荷、储能等[34] 能量市场辅助服务市场 与市场其他主体相同,需满足基本性能指标并通过资格预审测试 边际电价、投标竞价 利用每15 分钟,每天96次的电力市场价格波动调节分布式电源出力、需求响应频率控制备用以边际出清价格对中标容量结算频率恢复备用根据报价对中标容量与调用电量结算 表 4需求响应价格机制特征
市场要素 基于时间的价格机制 基于激励的价格机制 价格形成机制 固定价格机制:根据需求响应的类型、响应速度等因素,事先确定DR补偿标准 市场化价格机制:基于不同的需求响应类型,按照“单边报量保价、边际统一出清”或“双边报量报价,边际统一出清”的方式确定DR补偿标准 价格水平 阶梯式价格:基于DR类型、响应速度、响应时长、响应程度确定不同水平的补偿价格标准 执行周期 按年定价:以年度为结算周期 按次数定价:以每次DR为周期进行补偿 补偿机制 单一补偿机制:单一容量补偿机制,或以申报的出清价格为标准的单一电量补偿机制 两部制的补偿机制:同时进行电量补偿和容量补偿容量补偿:固定价格或以申报出清价格为标准电量补偿:固定价格或与现货市场联动 表 5虚拟电场参与华北、上海调峰市场的特征比较
要素 华北 上海 市场组成 虚拟电厂作为独立主体参加省内调峰调度机构根据出清结果向虚拟电厂下发次日96点的电力曲线 虚拟电厂参与日前、日内和实时省内调峰交易调度机构分别下达次日24 小时(96点)、未来3~4 小时(8点)、未来15 分钟(1点)的调峰指令 市场准入 虚拟电厂聚合的调节容量不小于2.5 兆瓦·时、聚合充放电功率不小于5 兆瓦 虚拟电厂聚合的调节容量不小于1 兆瓦·小时;参与实时调峰交易的虚拟电厂,用电信息采集时间周期不大于15 分钟,响应时间不超过15 分钟,持续时间不小于30 分钟 结算 若由于虚拟电厂自身原因,某时段的实际运行曲线与调度机构下发的运行曲线偏差超过30%,该时段调峰费用不予结算 未规定具体偏差考核细则,在结算时不考虑调峰性能,仅根据实际执行量与报价由调度机构按月结算调峰费用 报价出清 虚拟电厂根据目前发电与计划在出清价格、最高时段提供调峰服务 虚拟电厂调峰不与深度调峰共同报价出清,虚拟电厂提供的调峰需求量由调度机构决定日前与日内调峰报价上限为100元/(兆瓦·时),实时调峰报价上限为400元/(兆瓦·时) -
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