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虚拟电厂参与市场机制路径设计

结合虚拟电厂参与市场的关键问题、基本认识，虚拟电厂参与市场机制应从明确入市架构、建立准入机制、突出交易特色以及关注内部零售交易几方面着手。

（一）明确入市架构：以有效融入统一电力市场体系为目标，建立“虚拟电厂（运营商）-虚拟机组-被聚合资源”三级市场参与架构，明确各级主体功能定位

图 1 虚拟电厂参与市场基本架构

虚拟电厂运营商：以独立法人身份注册的市场主体，可参与批发市场交易，组织内部零售交易（未来条件允许时，具体解释见第（四）条），执行市场出清结果、接收系统调节指令、承担偏差考核责任，是市场交易具体组织和责任主体。

一个运营商可以运营多个分布在不同交易节点的虚拟机组，即虚拟电厂运营商可以在多个省份注册开展交易业务，没有地域限制，但其虚拟机组作为基本的交易单元，则有地域范围限制。例如，某虚拟电厂运营商可分别在浙江、河北的电力市场注册参与市场交易、开展业务，但其聚合的资源按地域分别在浙江、河北形成不同的机组。

虚拟机组：虚拟机组是虚拟电厂与电力交易机制耦合的关键环节，尤其是现货市场具有时空特性，通过交易节点与电网拓扑形成映射关系，而虚拟电厂运营商的业务可分布在多个省份，因此为了耦合交易机制，需要虚拟电厂将其资源划分成多台虚拟机组，每台机组聚合资源的最大范围不宜超过一个交易节点（当前交易节点对应电网220千伏变电站节点），此方案一方面解决了业界探讨的虚拟电厂到底聚合多大资源范围的问题，即虚拟电厂聚合商可以跨多个省份开展业务，但其具体参与市场交易和调度运行的虚拟机组需要与交易节点耦合，以实现与现有机制的融通衔接。另一方面，虚拟电厂运营商管理的对象变成多个虚拟机组，可对聚合对象结合地理位置开展集约化管理。

被聚合资源：各类分布式电源、可调节负荷、用户侧储能，这些资源可以隶属于不同的主体，通过聚合合同与聚合商建立代理参与市场的关系，根据参与不同的市场类型分别满足相应的计量测控条件。其与虚拟电厂聚合商建立关系后，由运营商根据资源的总体情况，安排至对应的虚拟机组，参与市场交易。

（二）建立准入机制：建立面向电能量、辅助服务市场的虚拟电厂差异化市场注册准入机制，探索电网企业、运营商、聚合资源的责权利体系要点

一是基本资质上参照售电公司。虚拟电厂运营商是注册市场主体，其资质上应参考售电公司设计，包括独立法人、最低资产要求、信用要求等细则。满足资质要求的虚拟电厂运营商应在交易中心办理注册手续，虽可作为整体注册，但仍需将其聚合资源的户号等信息同步提供，明确聚合绑定关系并在变更后同步告知管理机构。

二是技术要求上针对不同交易类型构建差异化标准体系。首先是有关资源聚合的门槛，当前各省聚合资源最低标准不一，在5-20兆瓦之间，而德国要求的是1兆瓦。建议以5兆瓦为基本准入要求，各地根据实际探索调整。此外，结合调频、备用等各类市场的实际需求，具体就调节速率、连续响应时间、调节能力上下限构建相应标准。

三是从公平服务、信息共享、运行安全三方面构建责权利体系。在公平服务方面，电网企业应无歧视地为虚拟电厂提供公平接入服务，虚拟电厂也要按合同约定为被聚合资源提供代理调节、市场交易等服务。信息共享方面，虚拟电厂运营商要对自身的运行情况、调节能力等关键信息按规则及时告知调度、交易机构，将费用结算、运行计划等关键信息向被聚合资源公开；电网企业也需要将其运行调节所必需的通道可用容量等信息提供给虚拟电厂运营商。运行安全方面，虚拟电厂运营商和被聚合资源要配合电网统一调度，签订协议承担应尽义务，共同确保电力系统安全。

（三）突出交易特色：电能量市场机制中探索分时价格、报量报价引导虚拟电厂挖掘相对长时间尺度调节价值的点，在辅助服务市场中探索其参与调频、备用辅助服务的路径

虚拟电厂相较于售电公司突出的特点是其可调节性，在交易机制设计中应予以突出：

一是参与电能量市场时申报分时曲线价格、报量报价参与。在中长期市场，各类聚合体参与中长期分时段交易，申报分时段曲线和价格，通过分时价格引导长期用电行为。在现货市场，“报量报价”参与申报，通过市场出清形成用能计划曲线并跟踪执行，接受偏差考核，不像传统的负荷类主体等仅接受价格或只报量。

二是探索参与调频、备用等辅助服务。在虚拟电厂聚合较高比例用户侧储能、换电站资源时，完全具备参与频率响应的快速性要求，在前期可探索放宽考核条件、适当通过予以高速通信控制设备改造补贴等方式鼓励虚拟电厂运营商积极参与。针对备用服务则需要研究明确虚拟电厂可信备用容量的方法，从而给出合理的备用价格核算区间，以及确保其关键时刻能够可靠调用。

（四）关注内部零售市场：由于我国分布式发电市场化交易机制尚不完善，虚拟电厂内部零售市场交易是未来需要探索的重点

近期，将虚拟电厂中的分布式光伏等发电资源作为“发电型虚拟机组”，用电负荷作为“用电型虚拟机组”，参与电能量交易时分开出清结算能够更好地耦合当前交易机制，针对发用电资源应该承担的不同费用类型可以清晰地予以区别。

远期，未来分布式发电交易政策成熟时可以仿效德国等虚拟电厂交易模式，过渡到整体净电量交易结算，即内部资源先行完成分布式电力交易实现内部平衡，净电量可继续参与批发市场交易，内部交易的电量也应该公平合理界定应该承担的输配电费、交叉补贴、政府基金等费用，确保市场公平。

原标题：深度 | 虚拟电厂如何闯关电力市场？——基于“特征剖析”的虚拟电厂参与电力市场交易路径设计

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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