中國儲能網(wǎng)訊：虛擬電廠能否在我國電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用，除了需要完備的技術(shù)支撐體系，更需要完善的市場環(huán)境和商業(yè)模式。
目前國內(nèi)的虛擬電廠還處在商業(yè)模式的探索階段，從虛擬電廠的收益來源來說，已經(jīng)開展的虛擬電廠業(yè)務(wù)模式主要以邀約型需求響應(yīng)為主，盈利模式來源于響應(yīng)補貼。但是需求響應(yīng)屬于偶發(fā)交易，在電網(wǎng)供需調(diào)節(jié)存在困難時觸發(fā)，具有交易頻次不確定的特點，無法構(gòu)成虛擬電廠運營商主要盈利模式。
隨著中長期市場、現(xiàn)貨市場、綠電交易市場、輔助服務(wù)市場等逐步放開，虛擬電廠可作為一個市場主體全面參與到市場中，主要盈利模式除了需求響應(yīng)，還包括輔助服務(wù)交易、電力現(xiàn)貨交易等。
從虛擬電廠成本來說，除了平臺與設(shè)備建設(shè)等前期固定成本外，不同類型虛擬電廠運營模式對應(yīng)的運維成本差別較大。
由于虛擬電廠運營平臺一方面對接電力交易中心，另一方面對接各類資源聚合商，組織資源主體參與各類電力市場交易，并完成相關(guān)結(jié)算和利益分配。所以運營平臺對不同資源組合的定價機制、利益分配機制的設(shè)計與創(chuàng)新，是激發(fā)各類用戶側(cè)資源積極參與虛擬電廠，提高虛擬電廠整體效益的關(guān)鍵。
虛擬電廠盈利模式
受全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)等利好政策驅(qū)動，能源行業(yè)各發(fā)電集團、電網(wǎng)公司積極開展研究和試點，虛擬電廠市場機制銜接、技術(shù)規(guī)格標準化、商業(yè)模式研究等方面工作快速推進，“十四五”期間，虛擬電廠有望在供需緊張地區(qū)快速發(fā)展。
具體到區(qū)域、省市層面，目前各省發(fā)改委、能源局、經(jīng)信委、環(huán)資局等政府主管部門多在政策文件中提及虛擬電廠應(yīng)用，支持虛擬電廠參與電網(wǎng)互動。
經(jīng)政策收集與統(tǒng)計，區(qū)域政策層面，華北、東北、西北、南方區(qū)域以市場交易形式組織輔助服務(wù)申報，允許用戶側(cè)資源參與；華東、華中對用戶側(cè)調(diào)峰予以補償；西南暫不支持用戶側(cè)提供輔助服務(wù)。
省級政策層面，26 個?。ㄖ陛犑小⒆灾螀^(qū)）發(fā)布需求響應(yīng)文件；15 個省份單獨出臺政策支持用戶側(cè)資源參與調(diào)峰輔助服務(wù)，5 個省份沿用區(qū)域輔助服務(wù)政策，其中西藏以補貼形式引導(dǎo)用戶參與；12 個省份單獨出臺政策支持用戶側(cè)參與調(diào)頻輔助服務(wù)，其中重慶、西藏以補貼形式引導(dǎo)用戶參與，江蘇、山西、福建、四川、浙江、山東在輔助服務(wù)市場規(guī)則中明確，目前用戶側(cè)資源中僅儲能資源具備參與調(diào)頻輔助服務(wù)條件；山西對虛擬電廠開放電能量市場，允許虛擬電廠參與中長期交易和日前現(xiàn)貨交易，實時現(xiàn)貨市場中作為固定出力機組參與出清。
虛擬電廠參與市場化交易，尤其是現(xiàn)貨交易，為用戶獲取足夠的利益，是虛擬電廠發(fā)展的關(guān)鍵。
目前虛擬電廠可參與的交易品種主要以單邊的形式組織，未來可拓展雙邊協(xié)商、雙邊集中競價、掛牌交易等交易品種。
虛擬電廠參與市場的交易品種
1.需求響應(yīng)
在參與需求響應(yīng)時，政府或電網(wǎng)向參與主體發(fā)出削峰或填谷響應(yīng)邀約，告知響應(yīng)量、響應(yīng)時段。響應(yīng)邀約下發(fā)至虛擬電廠，虛擬電廠進一步向臺區(qū)內(nèi)可調(diào)節(jié)資源下發(fā)調(diào)節(jié)指令。
具備響應(yīng)能力和意愿的虛擬電廠資源主體可在接收通知后按時進行響應(yīng)，主動改變常規(guī)電力消費模式。
以下以冀北公司對虛擬電廠參與需求響應(yīng)的管理情況為例。
政策依據(jù)：冀北需求響應(yīng)市場依據(jù)《河北省電力需求響應(yīng)市場運營規(guī)則》的通知，參與冀北需求響應(yīng)市場的負荷聚合商、虛擬電廠需要經(jīng)過各地市供電審核，報河北省發(fā)改委備案；
參與市場條件：按照河北需求響應(yīng)市場要求，參與需求響應(yīng)的用戶需要登陸網(wǎng)上國網(wǎng)、省級智慧能源平臺進行注冊，開展聚合申報，按月出清，數(shù)據(jù)頻率為15分鐘，通信滿足安全要求；
資質(zhì)：按照市場要求，參與需求響應(yīng)市場主體需要具備獨立法人資格，需求響應(yīng)負荷聚合商需要具有售電資質(zhì)或工業(yè)領(lǐng)域電力需求側(cè)管理服務(wù)機構(gòu)資質(zhì)；
認證：虛擬電廠聚合削峰能力不低于3000kW。
參與市場流程：需求響應(yīng)參與市場時，需在國網(wǎng)APP進行申報注冊，并在該平臺查看中標信息，申報時需要用戶報量報價，邊界出清。
結(jié)算：需求響應(yīng)市場按月組織出清，確定次月中標用戶價格及執(zhí)行序位。
分成及盈利：電網(wǎng)企業(yè)按照“以支定收”原則，不設(shè)置單獨賬戶，直接結(jié)算給用戶，再由用戶與虛擬電廠聚合商根據(jù)代理合同進行收益分攤，目前需求響應(yīng)市場中標價格為3元/kWh。
由于需求響應(yīng)通過行政化指令按需開展，審批流程審慎且周期較長，無法為市場參與者提供持續(xù)性收入，故而難以鼓勵虛擬電廠發(fā)展。
2.輔助服務(wù)
在輔助服務(wù)市場中，虛擬電廠可以根據(jù)市場需求在能源供需之間實現(xiàn)動態(tài)平衡，參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場交易是虛擬電廠重要的盈利方式。
常見的且容易量化的輔助服務(wù)項目包括調(diào)峰、（二次）調(diào)頻、慣量市場（一次調(diào)頻）、無功電壓調(diào)節(jié)、黑啟動。
作為一種新興電力市場主體，虛擬電廠從理論上可以參與以上全部的輔助服務(wù)市場。但受虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀與市場機制建設(shè)所限，目前我國虛擬電廠主要參與調(diào)峰市場和調(diào)頻市場兩類輔助服務(wù)市場。
參與調(diào)峰市場時，虛擬電廠可利用用戶用電彈性緩解峰谷時段供應(yīng)與消耗不平衡的情況參加需求響應(yīng)。在調(diào)峰市場下，虛擬電廠往往需要調(diào)用長時間、大容量的需求響應(yīng)資源，比如聚合可控負荷、儲能和充電樁等設(shè)備。
參與調(diào)頻市場時，虛擬電廠可通過靈活調(diào)控其內(nèi)部分布式電源使其整體外特性追蹤調(diào)度機構(gòu)下達的自動發(fā)電控制信號 (automatic generation control，AGC) 以提供調(diào)頻服務(wù)。其響應(yīng)速度要求更快，但作用時間相對較短，對聚合商的功率聚合水平提出要求。調(diào)頻市場虛擬電廠可聚合風、光、儲等分布式電源，或是通過控制策略安排電動汽車參與電網(wǎng)調(diào)頻。
目前，國內(nèi)江蘇省能源監(jiān)管辦已發(fā)布《江蘇電力輔助服務(wù) ( 調(diào)頻 ) 市場交易規(guī)則 ( 試行 )》，其中明確除各類統(tǒng)調(diào)發(fā)電企業(yè)外，儲能電站以及綜合能源服務(wù)商均可參加江蘇省調(diào)頻輔助服務(wù)市場，虛擬電廠以綜合能源服務(wù)商的身份參加調(diào)頻市場。
虛擬電廠參與輔助服務(wù)業(yè)務(wù)的業(yè)務(wù)流程圖
3.現(xiàn)貨市場
現(xiàn)貨市場方面，山西、山東省內(nèi)電力交易規(guī)則明確虛擬電廠可以參與電力現(xiàn)貨市場，其交易形式和目的有所不同。
山西省虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場時僅參與日前市場，按照報量報價方式參與。在交易中，虛擬電廠視為單獨的市場主體，分為“負荷類”和“源網(wǎng)荷儲一體化”兩類。
“負荷類”虛擬電廠在交易中申報以“負發(fā)電”形式報量報價，利用出清差價獲取市場紅利。
“源網(wǎng)荷儲一體化”虛擬電廠作為發(fā)電和用電的結(jié)合體，以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，自主決策申報負荷狀態(tài)量價曲線和發(fā)電狀態(tài)量價曲線，以及發(fā)電運行出力上限和負荷運行用電上限。目前暫無“源網(wǎng)荷儲一體化”虛擬電廠注冊進入山西現(xiàn)貨市場。
山東虛擬電廠在參與現(xiàn)貨市場時，通過日前申報填谷和頂峰能力進行出清。虛擬電廠競價申報運行日調(diào)節(jié)的電力、調(diào)節(jié)時間、調(diào)節(jié)速率等信息，接受實時市場出清價格。目前山東虛擬電廠暫未實際參與電力現(xiàn)貨市場運行。
定價機制
虛擬電廠定價機制是虛擬電廠運營的重要組成部分，對虛擬電廠的經(jīng)濟效益和市場競爭力具有重要影響，需要考慮市場價格、成本價格、用戶行為、市場競爭、交易成本、風險溢價等多種不確定性因素并使其盡量可控。
虛擬電廠集群協(xié)同調(diào)控過程復(fù)雜，多元資源聚集的不確定性、多元市場交易品種耦合、低碳經(jīng)濟運行要求進一步增加了虛擬電廠的多階段協(xié)同定價難度。
虛擬電廠定價機制需要考慮批發(fā)市場定價、申報定價策略和代理合約定價三重價格形成環(huán)節(jié)及其聯(lián)動影響。
出于市場公平考慮，批發(fā)市場應(yīng)無歧視地對符合技術(shù)準入條件的虛擬電廠和其他電網(wǎng)互動資源主體進行出清并形成價格，并根據(jù)各地供需形勢，適當?shù)匾雰刹恐贫▋r方法；政府部門也應(yīng)在具體實踐中適時調(diào)整核定價格申報上下限要求。
虛擬電廠申報定價策略需考慮市場價格的波動性，靈活調(diào)整虛擬電廠整體聚合出力和價格以適應(yīng)市場變化，在市場價格上漲時提高出力并提高定價，從而最大程度地獲利；在市場價格下跌時，控制出力和降低定價以避免虧損。
在虛擬電廠代理合約定價環(huán)節(jié)，用戶的價格敏感度、風險偏好和反應(yīng)行為深度影響合約定價，需要通過精細化管理服務(wù)平衡優(yōu)化成本和收益。近似于電能量零售市場，虛擬電廠代理合約可分為固定價格套餐、比例分成套餐、階梯價格套餐、市場價格聯(lián)動套餐等類型。
虛擬電廠應(yīng)考慮反映可調(diào)節(jié)資源經(jīng)濟成本、用電舒適度損失成本、效用損失成本、內(nèi)部交易成本等虛擬電廠成本構(gòu)成及合約定價、考核措施、收益分成等合約約束對用戶參與互動的影響。
虛擬電廠通過和用戶執(zhí)行代理合約套餐，在不同用戶、多種合約間實現(xiàn)博弈競合，降低了用戶的交易成本，緩沖市場風險。對于同時作為售電公司、綜合能源服務(wù)商的虛擬電廠運營商，還應(yīng)考慮輔助服務(wù)市場合約與電能量市場套餐的耦合影響及結(jié)合綠電、綠證、碳市場的收益管理。
虛擬電廠資源配置應(yīng)基于虛擬電廠目標參與的電能量、調(diào)頻、調(diào)峰、備用等不同場景需求，滿足電力規(guī)劃或虛擬電廠運營商自身生產(chǎn)經(jīng)營的性能指標要求。虛擬電廠資源配置優(yōu)化目標包括經(jīng)濟性成本如建設(shè)成本、運行成本、年化綜合成本、年化凈收益，發(fā)電規(guī)模包括發(fā)電容量、年發(fā)電量，調(diào)節(jié)性能包括調(diào)節(jié)容量、響應(yīng)時間、爬坡率、調(diào)節(jié)偏差率，環(huán)境效益如碳排放量等。
在建設(shè)過程中，應(yīng)考慮建設(shè)當?shù)貙嶋H的虛擬電廠服務(wù)準入政策，包括準入門檻和準入市場。例如，華北市場要求虛擬電廠聚合的調(diào)節(jié)電量應(yīng)不小于 30MWh、調(diào)節(jié)容量不小于10MW；上海市場要求調(diào)節(jié)容量應(yīng)不小于 5MW。此外，對于參加上海實時調(diào)峰交易的虛擬電廠，額外要求其用電信息采集時間周期不大于15min，響應(yīng)時間不超過15min，持續(xù)時間不小于 30min。
另外，市場準入方面，華北市場和上海市場開放虛擬電廠調(diào)峰服務(wù)。在華北市場中虛擬電廠申報周期為日，需向調(diào)度機構(gòu)申報聚合調(diào)節(jié)容量 (MW·h)、最大聚合充放電功率 (MW)、充電時間及時間范圍 (h)、日最大充放電次數(shù) ( 次 )、聚合功率調(diào)節(jié)速率 (MW/min)、基準運行曲線。在上海市場中，虛擬電廠參與日前調(diào)峰交易、日內(nèi)調(diào)峰交易需上報調(diào)峰容量、價格，申報最小調(diào)峰容量單位為0.01MW， 申報價格從0開始以 5 元 /(MW·h) 遞增，報價上限為 100 元 /(MW·h)。江蘇省能源監(jiān)管辦于 2020 年 7 月正式發(fā)布《江蘇電力輔助服務(wù) ( 調(diào)頻 ) 市場交易規(guī)則 ( 試行 )》，其中明確除各類統(tǒng)調(diào)發(fā)電企業(yè)外儲能電站以及綜合能源服務(wù)商均可參加江蘇省調(diào)頻輔助服務(wù)市場。虛擬電廠可以綜合能源服務(wù)商的身份參加調(diào)頻市場。
收益結(jié)算方面，上海市場為鼓勵虛擬電廠參與調(diào)峰市場，在建設(shè)初期并未規(guī)定具體偏差考核細則，在結(jié)算時也不考慮調(diào)峰性能僅根據(jù)實際執(zhí)行量與報價由調(diào)度機構(gòu)按月結(jié)算調(diào)峰費用。
華北市場規(guī)定了較為明確的偏差考核方法，若由于虛擬電廠自身原因，某時段的實際運行曲線與調(diào)度機構(gòu)下發(fā)的運行曲線偏差超過30%，該時段調(diào)峰費用不予結(jié)算，調(diào)峰費用具體計算見下式：
其中：K 為市場系數(shù)取省網(wǎng)內(nèi)火電機組平均負荷率的倒數(shù)；P、P中標分別為虛擬電廠的實際充電功率與在調(diào)峰市場中標容量，單位為MW；t出清為調(diào)峰市場出清時間間隔，為0.25h；C出清為調(diào)峰市場邊際出清價格，單位為元 /(MW·h)。
