中国储能网讯：《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则（试行）》（以下简称《细则》）经浙江电力市场管理委员会审议和政府审定通过，于4月30日发布。《细则》的发布，标志着新型市场主体可以常态化参与电力市场响应，通过市场唤醒海量可调节资源，有效发挥负荷侧资源在提高电力系统调节能力、促进可再生能源消纳、保障电力安全供应等方面的作用。

《细则》给新型市场主体带来了实实在在的好消息，标志着他们可以常态化参与电力市场、获取收益的通道正式打通了！

新型市场主体登上电力市场舞台

随着浙江能源结构转型加快与时段性供需矛盾不断凸显，利用市场化手段充分释放负荷侧资源调节潜力，逐步成为维持电力系统平衡的重要工具之一。

目前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、引导削峰填谷作用，浙江电网也面临负荷高峰期间正备用不足、低谷期间负备用不足的双重矛盾。如何通过多样方式提高系统负荷率，同时保障新能源消纳，成为新型电力系统建设绕不开的话题。

近几年，随着虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体的快速发展，其参与市场的意愿日益强烈，但国内新型市场主体以调用可调节资源的方式参与市场化响应尚未找到一个有效的解决途径。

“新型市场主体存在体量小等特征，其参与市场面临多方面制约，无法与传统的经营主体享有平等的市场地位，同时在一些场景下也没有承担与传统的经营主体一致的社会责任。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所韩雪表示。

2024年11月，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》，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。

2025年1月，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）》，要求“加强对可调负荷的整合，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、市场化参与系统调节，健全完善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”。

2025年3月27日，国家发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，要求“优化需求响应机制，完善虚拟电厂参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”。

一系列政策的出台，让新型市场主体拥有了平等参与电力市场的机会。但也给电网企业带来了新的挑战。

“电网不仅要管理传统的发电资源，还要与新型市场主体合作确保分布式电源、虚拟电厂等能够无缝接入电网，参与市场交易。这要求电网企业提升技术服务水平，建立更加高效的接入、调度和管理机制。”相关业内人士表示。

新型市场主体入市带来哪些影响？

《细则》通过市场化方式充分调动充电桩、空调负荷等用户侧资源调节潜力，对构建新型电力市场体系、推动浙江新型市场主体培育发展、保障分布式新能源消纳和缓解电力系统供需平衡压力将起到积极作用。

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、新型市场主体等。新型市场主体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。

《细则》为新型市场主体创造了更好的市场环境。市场化电力响应包括正调节和负调节两类交易品种，正调节主要针对尖峰负荷时段，负调节针对低谷负荷时段。在电力供应紧张和新能源消纳困难时，根据电网供需正负缺口情况，常态化触发启用，解决新型市场主体常态化入市问题。

新型市场主体常态化参与电力市场交易，一定程度上可缓解电力保供压力。在迎峰度夏（冬）等电力供需紧张，电力系统面临正备用不足、可能需要采用负荷侧管理措施时，通过市场化电力响应机制鼓励新型市场主体科学管理、合理规划用能，缓解浙江省电力安全可靠供应压力。

当然，新型市场主体入市也一定程度缓解了新能源消纳难题。在节假日负荷低谷和新能源大发时，电力系统负备用不足、面临弃风弃光等新能源消纳困难的情况下，通过市场化电力响应机制激励用户调增用电，促进电力系统平衡和新能源消纳。

《细则》为新型市场主体获取市场红利打通了路径。当前，国内部分省份开展了新型市场主体参与现货电能量市场的探索，由于峰谷价差较小等原因，市场盈利空间有限。新型市场主体市场化电力响应，更好地发挥价格在优化灵活调节资源的作用，与现货市场做好衔接，按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，为虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体提供了挖掘自身灵活调节能力、获取盈利的市场路径。

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（降低负荷）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：

第1个半小时，实际响应9兆瓦的用电容量，达到标准，结算费用为3600元；第2个半小时，实际响应13兆瓦的用电容量，达到标准，其结算费用为4800元；第3个半小时，实际响应7兆瓦的用电容量，达到标准，结算费用为2800元；第4个半小时，实际响应5兆瓦的用电容量，未达到标准，结算费用为-4000元。

因此，该聚合商参与此次市场化响应交易的总收入为3600元+4800元+2800元-4000元=7200元。

如图所示：

市场化电力响应的主要特色

《细则》的发布一方面是为了适应新型电力系统建设的需求，另一方面也进一步完善了电力市场机制，为行业的发展注入了一剂强心针。市场化电力响应有以下主要特色：

全流程市场化机制。市场化电力响应建立了从注册聚合、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机制。

全年常态化触发启用。市场化电力响应全年均可开展，特别在迎峰度夏（冬）或节假日新能源大发期间，根据预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。

与现货市场边界清晰。电力响应在运行日前两天出清调用（原则上出清即调用，出清容量暂按50%纳入电力平衡）。现货电能量市场在运行日前一天及之后开展，在时序上与电力响应错开：市场主体在运行日前一天上午，根据上一天的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，按市场主体的现货申报进入现货出清。

有效衔接负荷侧管理措施。坚持“市场调节优先、需求响应保障、有序用电保底”的原则，若在电力响应出清调用之后，后续需要启用负荷侧管理措施，为避免结算重叠，市场化电力响应不调用不结算，采用负荷侧管理措施的调用结算方式。

为满足市场交易和电网运行要求，新型市场主体也还需加强四个方面的能力建设:

提高资源整合能力，加强用户可调资源聚合整合，整合不同类型和层级的可调节资源，扩大可调资源聚合规模。

提高响应执行能力，实现资源实时监测、调度控制和数据交互，提高响应执行到位水平。

提高数字化能力，与相关售电公司做好信息交互，虚拟电厂（负荷聚合商）应该将在市场化电力响应中中标的用户调节容量及时地发送给相关的售电公司，以便其在现货电能量市场申报中进行考虑。

加强与市场运营机构的数据交互能力，加强与电网企业、电力调度机构和交易机构的数据交互，确保调节能力认证和响应效果评估合规。