18:0020:0022:0024:00 时间 节点电价： 在满足当前输电网络设备约束条件和各类其他资源工作特点的情况下，在节点增加单位负荷需求时的边际成本。 优势 ： 有效反映电力商品时间、空间价值；在短期有效引导用电行为，在长期指引电网公司合理规划输电资源；节点电价机制是 最为成熟的考虑安全约束的价格机制。 节点边际电价 (LMP) 反映系统网损的价格，输配 电价中已考虑网损，节点电 价中不考虑网损。 价中不考虑网损。 电力现货市场的节点电价 不考虑阻塞与网络的情况下， 无约束最优调度的发电成本。 II 输电阻塞成本 反映输电线路阻塞对系 统发电成本的影响。 网络损耗成本 系统能量价格 十 十 母线 i 的 网损因子 =LF; 网损惩罚因子 (PF;)=1/(1-LF;) 母线 母线 母线 i 网损因子和网损惩罚因子 AM 注入 1 兆 瓦 有功出 力 到达参考母线 机组、 #2 机组中标电价 ? ◆ 如何确定负荷 A 、 负 荷 B 中标电价 ? √ 统一按 200 元 /MWh 出清结算，对 #2 机组不公平 √ 统一按 500 元 /MWh 出清结算，对负荷 A 不公平 √ 节点 1 按 200 元 /MWh 出清结算，节点 2 按 500 元 /MWh 出清结算 —— 问 题 —— 方 法 节点电价形成原理 容量： 200

（六）直接参与市场的电力用户、售电公司、代理购电用户等 应平等参与现货交易，公平承担责任义务；推动代理购电用户、居 民和农业用户的偏差电量分开核算，代理购电用户偏差电量按照现 货价格结算，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含 偏差电费），由全体工商业用户分摊或分享。 （七）省间市场逐步引入其他经营主体，放开各类发电企业、 用户、售电公司等参与交易；兼顾送受端利益，加强省间市场与省 （区、 数据，保证 数据交互的准确性和及时性。 （六）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等， 按时完成电费结算。 （七）保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社 区服务中心等公益性事业用户）、农业用电供应，执行现行目录销 售电价政策；单独预测居民、农业用户的用电量规模及典型用电曲 线。 （八）向符合规定的工商业用户提供代理购电服务。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 价、分区边际电价和系统边际电价等机制。 （一）节点边际电价包含电能量分量和阻塞分量。对于电网阻 塞程度较为严重、输电能力受限的地区，宜采用节点边际电价机制。 （二）当电网存在输电阻塞时，可按阻塞断面将市场分成几个 不同的分区，并以各分区内边际价格作为该分区电价。对于存在明 显阻塞断面的地区，宜采用分区边际电价机制。 （三）现货市场出清时，以市场内统一边际价格作为系统电价 的，可不区分节点或价区。

102206) 摘要 摘要：热电联产虚拟电厂(combined heat and power virtual power plant, CHP-VPP)聚合了各类电热出 力单元，可兼顾风光出力不确定性、动态电价、用户热舒适度等影响，实现整体出力的优化调度。 提出了两阶段分布鲁棒优化调度方法，第一阶段考虑计划调度，旨在保证CHP-VPP的收益最大； 第二阶段基于矩不确定分布鲁棒方法，构建风光出力的不确定性模糊集，引入用户热舒适度 ，引入用户热舒适度 HOMIE 模型，降低电热净负荷波动幅度，实现对 CHP-VPP 内部各单元实时出力的优化调整。针 对IEEE14节点模型进行算例研究，分析了不确定参数、不同优化方法以及动态电价对调度结果的 影响，结果表明：所提出的两阶段调度方法能够有效进行电热调度，实现系统的收益最大化和波 动最小化。 关键词 关键词：热电联产虚拟电厂；优化调度；矩不确定性；分布鲁棒优化；热舒适度 组和热泵 单元，在考虑供热特性的基础上，实现了 CHP- VPP调度电热收益最大化。 CHP-VPP 聚合了多种电热资源，通过优化调 度可助力高比例可再生能源消纳。与此同时，可 再生能源、电价等带来的不确定性 [6-7]也成为CHP- VPP 优化调度研究中的重点关注问题。其中，由 风光出力引起的不确定性 [8]是 CHP-VPP 优化求解 的关键，对这类不确定性的建模处理已有大量研

的 反 务 2025.AJFichb CEN-TECH FesiTVBC 1. 高能耗与低能效：传统设备老旧、能源转换效率低；毛 能设备缺乏实时监控与运行策略优化，能源浪费严重。 2. 峰谷电价压力：用电峰谷差价大，缺乏灵活调节手段； 新能源使用比例低，需高价购电补充。 1. 碳排与环保压力：碳排放核算不透明，绿电消纳比例低， 难以满足政策要求。 2. 错失电力市场收益：缺乏虚拟电厂 / 实时需求响应 ● 收益案例 1 、根据现货价格降低用电成本：市场化后，电价将出现 较大波动，比如午时超低电价甚至负电价储能充电，部分 省市已出现负电价。高电价时储能放电及降低非必要负荷 , 节能降费。 2 、 提升分布式发电入市后收益：虚拟电厂通过聚合发电 、储能及可调负荷资源，内部消化或根据电价打包出售， 提升分布式发电收益。 ● 收益案例 1 、参与电网辅助服务： ( 二 ) 实时成交电价 最高电价 最长电价 平均电价 电价环比 发电侧 1447.5( 2200) 0(11:00) 37087 11.0336 燃煤 147 5 2200) 0(11:90) 36931 7.20% 燃气 1447.5(2200) 298.25 (12:00) 39431 7.24%6 ( 一 ) 日前成交电价 最高电价 最低电价 平均电价 电价环比 发电创 754

量约束，没有具体描述价格变化和用户响应行为的 关系[14]，无法体现用户的自主响应能力。针对这一 问题，现有文献分别从博弈论和弹性矩阵的角度开 展研究。文献[15]针对园区综合能源系统多主体联 合优化调度问题，通过电价型综合需求响应、激励 型综合需求响应和博弈的方法，实现系统多主体多 目标联合优化。文献[16]建立包含可转移可中断电 负荷、可转移不可中断电负荷、灵活的热负荷和冷 负荷等多类型负荷的综合需求响应模型，并通过主 节点能源价格刻画了用户与系统的互动关系，建立 了基于演化博弈的需求响应模型，通过算例对用户 响应行为进行推演并分析了用户的用能行为趋势 及其对系统节点能源价格的影响。文献[18]基于指 数弹性系数矩阵，构建了负荷变化量与电价改变量 呈指数关系的新型价格型需求响应机制，实现了源 网荷储协调优化。 综上所述，考虑综合需求响应的综合能源系统 优化问题方兴未艾，特别是在以下几个方面的研究 还不够深入：1）现有研究大多只建模描述能源供 求”中的耦合过程，对于用户参与综合需求响应时 不同能源“需求响应量”之间的耦合响应问题没 有研究。当前，分时电价政策及电力价格需求响应 已发展得较为成熟。因此，在价格弹性响应模型基 础之上，依据能源用途对用户多能负荷进行详细划 分，并结合综合能源系统需求侧多类型能源耦合关 系，进一步研究面向分时电价的多能需求响应的耦 合特性，具有重要的理论与实际意义。 本文首先构建了能源供需双侧同时存在耦合

能够提升系统可靠性 和需求响应能力，包括对智能逆变器和标准化通信协议做出要求。 • 实施缓解电网阻塞和指导新项目选址的机制，如透明的电网承载力评估 （以国家能源局的试点计划为基础）以及网络电价中的位置信号。对于阻塞 最严重的地区，可尝试灵活接入协议（FCA）；而在电力市场较发达的省 份，可考虑进行本地灵活性采购试点。 • 投资人员培训和机构能力建设，并促进跨省和国际经验交流，为电网运营 实际准入壁垒、调整竞标规则和市场产品。在省级市场制定和试行规则时， 确保这些规则能够使分布式能源提供多种服务，并在不影响系统可靠性的 情况下叠加收入。 • 鼓励小规模用户的需求侧灵活性，向更大范围推行分时电价和动态定价方 案。为实现这一目的，可利用中国广泛部署的智能电表，并以自愿的方式 引入这些方案，重点关注电动汽车和热泵等灵活负载的用户。 • 通过针对性的运营和报偿模式促进自发自用，特别是在电网容量有限的地 分布式能源、微电网和私人投资的增量配电网的非歧视性接入权，并建立平等 透明的输配电成本分摊机制。  优化输配电定价机制，以反映系统成本并鼓励高效利用。这包括借鉴各省将电 网成本纳入时变电价组成部分的经验，完善当前基于电压的定价，以进一步鼓 励本地消费，并在网络电价中引入动态因素。 中国的分布式能源融合发展 执行摘要 国际经验启示 10 IEA. CC BY 4.0.  在国家能源局的指导和

环境带来的高昂技术经济成本，以及并网与送出通道的瓶颈。智能微电网方面，其规模化 推广存在多重壁垒，如其发、配、用、储一体化的特性与当前分环节管理的监管体系存在 冲突，导致法律地位和管理职责不清；高昂的初始投资与现行电价机制下的价值回报不对 等；以及缺乏针对不同应用场景的差异化技术标准与运行经验。 为破解上述难题，本报告从四大维度提出协同化建议。 在健全统筹协调与规划管理体系方面，建议由福建省政府牵头，成立跨部门协调机制， 福建省新型电力系统建设关键问题研究 在优化重点领域政策与审批方面，针对海上风电，推行一体化联合审批，同时调整单 一以低电价为主的竞争模式，转向多维度合理竞争，并探索建立合理的投资分摊机制。针 对智能微电网，建议出台省级管理办法，明确其法律地位，并构建多元化价值实现机制， 如探索隔墙售电试点，支持其参与辅助服务市场，并出台容量电价或备用容量补偿政策。 在创新市场机制与价格信号引导方面，应大力发展绿电交易市场，使新能源环境价值 境价值 市场化。同时，健全辅助服务市场与成本疏导机制，建立“谁产生、谁承担，谁受益、谁 付费”的市场化循环。此外，通过拉大峰谷价差等方式，强化分时电价的价格信号引导作 用，鼓励用户侧储能发展。 在加强关键技术攻关与产业支撑方面，建议设立省级能源科技重大专项，通过“产学 研用”深度融合，支持超大型抗台风风电机组、柔性直流输电、海上风电制氢等关键技术 的研发与产业化。同时，培育壮大本土高端

”目标的重要路径，其核心在于通过价格 信号传导与政策协调，推动电力系统向低碳化发展。文福拴教授提出的“价格信号传导”理论指 出，碳市场通过碳价格将碳排放成本内化到电力生产环节，进而影响电力市场的电价形成机 制。当碳价上升时，高碳发电企业的发电成本增加，在电力市场竞争中其报价相应提高，这一 方面促使电力系统优先调度低碳电源，另一方面也推动高碳机组进行技术改造或逐步退出市 场，从而实现电力结构的低碳转型。 电碳市场协同的发展路径是怎样的？ 汤奕教授的“发展路径”研究强调，电碳市场协同需经历从初级联动到深度融合的演进过程。在 初级阶段，主要通过碳成本直接计入发电企业财务核算实现初步联动，此时碳价对电价的影响 较为线性；随着市场成熟度提升，需建立更为复杂的协同机制，包括将碳因素纳入电力市场中 长期交易、辅助服务市场及容量成本回收机制等。例如，在电力市场设计中引入低碳优先的调 度规则，或在容量 政策叠加效应。例如，若电力市场实施过度 的价格管制，可能会削弱碳价信号对电价的传导效果，导致碳市场减排作用被抵消；反之，若 碳市场配额分配过于宽松，碳价过低则无法有效激励电力企业减排。因此，需建立跨部门的政 策协调机制，确保电力市场改革与碳市场建设的节奏同步、目标一致。同时，还需完善电力市 场的价格形成机制，使电价能够充分反映碳成本、资源稀缺性及环境外部性，为电碳市场协同 提供基础条件。

成本，新 能源平价上网不等于平价利用。能够充分挖掘调节能力和反映调节价值的市场、价格机制 尚不完善。 ● 2010 年至 2019 年，德国新能源发电量占比由 3% 提升至 23%, 居民电价上涨 90% 。 ● 我国煤电从主体电源向保障性、调节性电源转变，虽利用小时数下降，但持续发挥关键作用。 灵活性改造成本：为提高系统灵活性而增加的火电灵活性改造、 抽蓄和电化学储能投资及运维成本。 现货市场建设总体历程 针对上述挑战，需要充分发挥现货市场作用，助力“保供应、促消纳、稳价格”。 中 发 9 号文以来，“管住中间、放开两头”的体制改革实现电网公平开放，三轮输配电 价 改革降低市场化交易成本，燃煤电价改革、电网代理购电进一步提升发用两侧市场化 交易水平，相关改革成果为推动电力现货市场建设奠定坚实基础。 五大发电集团 各类责木发电 五大发电集国 发电厂 电 厂 家 十期性用 市场化用电： Inm 户 市场化用户 计划性发电、输配电价、计划性用电，由政府定价 市场化发电、用电价格，由市场形成 全面放开燃煤上网电价、取消工商业用户目录电价 2002

负荷削减来维持系统频率标准。  实现经济优化与市场参与  VPP 的控制过程涵盖了市场相关问题（商业 CVPP）、性能和功能问题 （技术 TVPP）以及两者的结合。具体包括网络状态、发电/需求信息 和预测、出价、电价、故障排除、发电/需求控制、能量平衡管理、电 价更新、客户控制、网络稳定性控制、与其他 VPP 的通信（OpenADR） 以及气象站和 BESS 储能控制等。  VPP 尤其活跃于平衡电力辅助服务市场，包括自动辅助频率调节 电力。上述市场变化也带来能源互联网表后灵活性投资的热潮。 5 图 2 风险投资活动&并购 2020-2024 From：VC@EDF 当前能源互联网正在经历两轮浪潮： 2020 年～2025 年：批发电价到家庭终端用户。 2025 年～2030 年：P415 BTM 表后灵活性市场。 第一轮浪潮：5 年时间成就了估值 150 亿美金的 Octopus.energy，也成就 了目前英国第四大能源公司 系统运营商引入了 调峰产品，以便在价格飙升期间抑制需求。此外，它还通过降低投标规模（批 发市场中 100 千瓦或更低）来赋能需求侧资源，使小型电力公司能够参与其中。 配电系统运营商（DSO）的电价设计现在必须考虑运营支出，激励他们采购能 够降低电网成本的灵活性服务（需求响应）。成员国将定期评估和报告灵活性 需求（自 2025 年起每两年一次），并设定到 2026 年实现非化石能源灵活性