(二)近期提高灵活负荷资源响应能力的运作机制

1.灵活负荷资源与新能源发电定向交易灵活负荷资源参与新能源发电中长期交易机制

：清洁能源可与电力用户直接、或打捆开展月度、周度等交易。按照历史运行、预测出力情况，对不同发电类型设置不同出力曲线，作为交易标的，电力用户按照自身负荷可控情况选择不同曲线产品
，与发电侧开展带曲线的中长期交易。交易中心叠加计划曲线，按月对用户实际用电曲线进行偏差计量并实施考核。灵活负荷资源参与省内新能源弃电时段交易：以月度为周期
，制定下发新能源最大发电出力曲线。确定新能源在满足发电曲线考核约束的同时，实现最大发电收益的需求
、用户低成本用电需求，及确定有意参加交易的市场主体名单。调度
、新能源发电企业确定弃电时段，并计算弃电电量作为交易标的，在交易中心挂牌电量和电价
，由用户根据实际生产经营情况摘牌，也可通过双边协商方式达成
。

2.新能源电力绿色证书交易可实行绿色证书自愿认购机制。苹果公司

、宝洁公司等企业为实现其产品在中国全产业链零排放，主动认购新能源的需求较大
。可按照标杆电价或与新能源发电企业协商等方式
，直接购买新能源。非水可再生能源配额制配额总量目标设置及分配方面，以国家可再生能源发展的总量目标为依据
，按种类
、分区域制定具体的发展目标，保持逐年稳定的增长
。要求发电企业提供的电量中必须有规定的数量来自于可再生能源发电。配额制初期，主要开展物理量的电能交易。在考核期满时，对责任主体的配额完成情况进行考核。考核监督、监理处罚机制方面
，初期应该制定一个较高的惩罚标准，未来逐步降低标准。

3.灵活负荷资源参与辅助服务交易电力市场辅助服务设计中加入灵活负荷响应设计，包括蓄热
、电锅炉、自备电厂、储能等直接控制用户，以及售电公司或负荷集中控制机构(如车联网平台)打捆聚合的负荷等。要求交易主体
，原则上调控能力在1MW以上。以日前

、日内交易为主
，以调节成本最小为原则，按照价格从低到高对资源进行调用

。达成交易后提前1~2小时通知用户
，按照交易结果调度灵活负荷资源
，并根据辅助服务市场规则进行结算
。可考虑将可中断/削减负荷的购买费用纳入发电企业辅助服务的考核基金，由发电企业来承担相关费用。

4.电网侧储能虚拟电厂交易根据测算，对于建设成本200万元/MWh的常规电网侧储能项目，度电峰谷价拉大到0.9元后，内部收益率可提升至6%。当前现行峰谷电价水平下
，新增电网侧储能项目难有投资吸引力

。根据仿真结果，对于13MW的风电场，打捆4166辆电动汽车，采用虚拟电厂比单纯风电场的发电盈利高出20%。具体实施过程中
，可打捆风电场与电动汽车、或利用车联网平台聚合电动汽车组成虚拟电厂，基于次日风电出力
、各时段电动汽车可用容量情况，作为单一市场主体参与日前交易;同时
，动态优化决策参与日内实时市场，为了弥补对电动汽车电池损耗、折抵租赁费
，对电动汽车无偿充电。车联网平台作为负荷聚合商，结合平台设备数据分析
，基于价格机制和设备产权方用户签约，调控平台集合的电动汽车充电桩
、分布式储能等可控负荷参与响应。

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