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

工商业电费浮动项构成、增加 高峰和低谷浮动比例、推动电网企业通过参与电力中长期市场和现货市场方式代 理购电等成为目前各地工商业电价政策调整的共同方向。电价政策的频繁调整将 使工商业储能项目经济性面临诸多不确定性。在 2025 年 1-10 月发布过工商业 电价新政/征求意见稿的 14 个地区中，共有浙江、江苏等 9 个地区的用户侧储 能项目连续 12 个月充放电套利的收益出现下降；天津、安徽、江西等 年提升 数据中心可再生能源利用率是绿色数据中心建设的重点任务之一，储能成为保障 数据中心绿电稳定供应的重要解决方案。 未来用户侧储能市场发展将面对风险与机遇并存的局面，如何摆脱对于工商 业电价政策的高度依赖，如何在用户侧主体和虚拟电厂全面入市、新能源与负荷 融合发展的大背景下寻找市场发展之机，都将成为影响未来用户侧储能市场走向 的关键。 本报告由寻熵研究院与派能科技、中车株洲所、奇点能源、晶科储能等企业 ......................................... - 8 - 第二章 分时电价变化趋势及其对项目投资的影响 ......................................... - 12 - 2.1 2025 年各地分时电价政策调整情况 ................................................ - 12

（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

空调、用户侧储能等资 源，并逐步拓展至换电站、数据中心、5G 基站等资源，形成分类分级的需求侧资源库， 逐步扩大需求侧资源规模。应以数字化赋能为基础，推动需求侧资源的规模化开发利用； 通过分时电价引导和市场激励，实现其常态化利用；在此基础上，形成可持续收入预期促 进需求侧资源的规模化开发、规模化开发反过来推动常态化利用机制完善的良性循环。 | 2 | 需求侧资源潜力评估与开发利用路径 年，开展了全省非工空调智慧调 控能力建设，实施了省域大规模车网互动应用，构建了需求响应“市场化竞价 + 合理补偿” 双轨机制，首创“容量 + 度电”两部制补偿模式。2025 年，进一步优化工商业分时电价 结构并试点电动汽车 V2G，鼓励电动汽车用户积极参与放电，缓解电网压力。 但目前需求侧资源规模化常态化开发利用方面还存在三大挑战。一是各类灵活性资 源差异大。灵活性资源在可开发潜力、建设条件、资源特性、成本效益等方面差异明显。 能发法改〔2024〕93 号）等政策陆续出台，为需求侧资源的聚合利用、相关市场主体的 入市以及分布式能源可控能力的增强创造了日趋完善的市场环境。江苏层面，积极落实国 家政策，出台了电动汽车充换电设施电价支撑政策、优化工商业分时电价政策等，推动江 苏电力现货市场转入了长周期试运行。 | 10 | 需求侧资源潜力评估与开发利用路径 3 江苏近中期需求侧 资源潜力分析 3.1 江苏需求侧资源特性及潜力

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

受端省份关于配套 调节电源容量电价分摊矛盾问题，建议建立跨省跨区调节资源交易市场；四、加快完善中 东部受端省份用户侧响应机制，逐步推动受端用户参与电力跨区交易；五、在全国统一电 | 2 | 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 力大市场下，建立并完善三层级市场协同体系；六、为保障双方利益，提升政府间协商效 率，建议送受端省份建立“保障小时数固定电价 + 增量部分市场价格”模式；七、逐步完 增量部分市场价格”模式；七、逐步完 善跨省跨区中绿电交易机制，保障中东部受端省份不断增长的绿电需求；八、建立与新能 源相对应的动态的输配电价机制，减少省间价格长期高于省内价格的不平衡问题。 提升区域电力互济能力 促进新能源高比例发展 | 3 | 1 研究背景 西北地区可再生能源资源丰富，风光资源可开发量超 160 亿千瓦 [1]，其中风电占全 国三分之一，太阳能达到全国近六成 [2]。“十四五”规划的全国九个大型清洁能源基地中， 跨省跨区中长期送电价格协商困难 目前，跨省跨区中长期交易价格多以政府间合作框架协议形式明确，一般以受端省省 内市场交易平均价或燃煤基准价扣减输电价格协商确定。但是，受供需情况、经济发展、 市场水平、电力曲线等多种因素的影响，存在市场价格协调形成困难的问题。同时，送受 端省份协商中长期送电价格通常参考受端燃煤发电基准价，由于煤电容量电价机制的建立 导致燃煤基准价有所调整，跨省跨区中长期交易电价格需要考虑此类因素，配套电源的调