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虚拟电厂中分布式储能的动态定价与交易

摘要

本报告系统研究了虚拟电厂环境下分布式储能资源的动态定价与交易机制，旨在

构建高效、公平、可持续的储能市场体系。报告首先分析了全球能源转型背景下虚拟电

厂与分布式储能的发展现状，指出了当前定价机制存在的静态化、信息不对称等问题。

在此基础上，提出了基于边际成本、供需平衡和风险补偿的多维度动态定价模型，设计

了分层交易架构与智能合约执行机制。通过数学建模与仿真验证，证明了该体系可提升

储能资源利用效率1520%，降低电网峰值负荷812%。报告还详细阐述了实施路径、风

险控制措施及政策建议，为我国新型电力系统建设提供了理论支撑与实践参考。研究成

果对促进可再生能源消纳、优化电力资源配置具有重要意义。

引言与背景

能源转型与电力系统变革

全球能源结构正在经历深刻变革，根据国际能源署(IEA)2023年报告，可再生能源

发电量占比已达到30%，预计2030年将突破45%。这一转型趋势推动电力系统从传统

集中式模式向分布式、智能化方向发展。我国”双碳”目标明确提出，到2030年风电、太

阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这种高比例可再生能源接入对电网稳定性

带来严峻挑战，亟需灵活调节资源。虚拟电厂(VirtualPowerPlant,VPP)作为聚合分

布式能源的创新模式，通过先进通信与控制技术，将分散的储能、光伏、风电等资源整

合为统一可控的”云电厂”，成为解决这一问题的关键途径。

分布式储能的战略价值

分布式储能系统(DistributedEnergyStorage,DES)作为虚拟电厂的核心组成部分，

具有地理位置灵活、响应速度快、部署周期短等优势。据国家能源局统计，截至2023

年底，我国新型储能装机规模已达31.4GW，其中分布式占比超过60%。这些储能资源

可提供调峰、调频、备用等多种辅助服务，其价值主要体现在三个方面：一是平抑可再

生能源波动性，提高电网接纳能力；二是参与电力市场套利，获取经济收益；三是增强

局部电网韧性，保障关键负荷供电。然而，目前储能资源参与市场仍面临定价机制不完

善、交易规则不明确等障碍，制约了其潜力发挥。

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研究意义与目标定位

本研究的核心意义在于构建适应虚拟电厂特性的分布式储能动态定价与交易体系，

解决现有市场机制中存在的价格信号失真、资源配置效率低下等问题。具体目标包括：

建立反映时空特性的储能价值评估模型；设计多时间尺度耦合的交易架构；开发基于区

块链的智能合约执行平台；提出促进储能投资的市场激励政策。通过这些创新，预计可

使储能项目内部收益率提升35个百分点，缩短投资回收期23年，从而推动分布式储

能产业健康发展，支撑新型电力系统建设。

研究概述

核心问题界定

当前虚拟电厂中分布式储能参与市场面临三大核心问题：一是定价机制静态化，传

统基于成本加成的定价方式无法反映储能资源的实时价值；二是信息不对称，聚合商与

储能业主之间存在利益分配不均；三是交易成本高，双边协商模式难以适应大规模资源

参与。这些问题导致储能资源利用率普遍低于30%，远低于理论潜力。以某省级电网为

例，其分布式储能平均每日充放电次数仅为1.2次，而优化调度下可达2.5次以上。因

此，亟需建立科学、高效的定价与交易机制，释放储能资源价值。

研究范围界定

本报告聚焦于以下四个维度：一是时间尺度，涵盖秒级调频、分钟级备用、小时级

调峰等不同服务类型；二是空间尺度，考虑区域电网约束与节点电价差异；三是市场结

构，包括能量市场、辅助服务市场及容量市场；四是技术实现，涉及通信协议、智能合约、

优化算法等。研究范围限定在并网型分布式储能系统，不包括离网应用。数据来源采用

某区域电年实际运行数据，涵盖500个储能站点，总容量1.2GW/2.4GWh。

研究方法体系

本研究采用理论建模与实证分析相结合的方法：首先构建基于随机优化的储能价

值评估模型，量化不同应用场景下的边际贡献；然后设计多代理仿真平台，模拟不同定

价机制下的市场行为；最后通过实际案例验证模型有效性。具体技术路线包括：数据采

集与预处理、模型构建与参数标定、算法开