中國儲能網訊：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，已經開展的虛擬電廠業(yè)務模式主要以邀約型需求響應為主，盈利模式來源于響應補貼。但是需求響應屬于偶發(fā)交易，在電網供需調節(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，還包括輔助服務交易、電力現(xiàn)貨交易等。
從虛擬電廠成本來說，除了平臺與設備建設等前期固定成本外，不同類型虛擬電廠運營模式對應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，并完成相關結算和利益分配。所以運營平臺對不同資源組合的定價機制、利益分配機制的設計與創(chuàng)新，是激發(fā)各類用戶側資源積極參與虛擬電廠，提高虛擬電廠整體效益的關鍵。
虛擬電廠盈利模式
受全國統(tǒng)一電力市場體系建設等利好政策驅動，能源行業(yè)各發(fā)電集團、電網公司積極開展研究和試點，虛擬電廠市場機制銜接、技術規(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用，支持虛擬電廠參與電網互動。
經政策收集與統(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申報，允許用戶側資源參與；華東、華中對用戶側調峰予以補償；西南暫不支持用戶側提供輔助服務。
省級政策層面，26 個?。ㄖ陛犑?、自治區(qū)）發(fā)布需求響應文件；15 個省份單獨出臺政策支持用戶側資源參與調峰輔助服務，5 個省份沿用區(qū)域輔助服務政策，其中西藏以補貼形式引導用戶參與；12 個省份單獨出臺政策支持用戶側參與調頻輔助服務，其中重慶、西藏以補貼形式引導用戶參與，江蘇、山西、福建、四川、浙江、山東在輔助服務市場規(guī)則中明確，目前用戶側資源中僅儲能資源具備參與調頻輔助服務條件；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
在參與需求響應時，政府或電網向參與主體發(fā)出削峰或填谷響應邀約，告知響應量、響應時段。響應邀約下發(fā)至虛擬電廠，虛擬電廠進一步向臺區(qū)內可調節(jié)資源下發(fā)調節(jié)指令。
具備響應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，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的管理情況為例。
政策依據(jù)：冀北需求響應市場依據(jù)《河北省電力需求響應市場運營規(guī)則》的通知，參與冀北需求響應市場的負荷聚合商、虛擬電廠需要經過各地市供電審核，報河北省發(fā)改委備案；
參與市場條件：按照河北需求響應市場要求，參與需求響應的用戶需要登陸網上國網、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：按照市場要求，參與需求響應市場主體需要具備獨立法人資格，需求響應負荷聚合商需要具有售電資質或工業(yè)領域電力需求側管理服務機構資質；
認證：虛擬電廠聚合削峰能力不低于3000kW。
參與市場流程：需求響應參與市場時，需在國網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。
結算：需求響應市場按月組織出清，確定次月中標用戶價格及執(zhí)行序位。
分成及盈利：電網企業(yè)按照“以支定收”原則，不設置單獨賬戶，直接結算給用戶，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，目前需求響應市場中標價格為3元/kWh。
由于需求響應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
在輔助服務市場中，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，參與調峰、調頻等輔助服務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項目包括調峰、（二次）調頻、慣量市場（一次調頻）、無功電壓調節(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市場。但受虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀與市場機制建設所限，目前我國虛擬電廠主要參與調峰市場和調頻市場兩類輔助服務市場。
參與調峰市場時，虛擬電廠可利用用戶用電彈性緩解峰谷時段供應與消耗不平衡的情況參加需求響應。在調峰市場下，虛擬電廠往往需要調用長時間、大容量的需求響應資源，比如聚合可控負荷、儲能和充電樁等設備。
參與調頻市場時，虛擬電廠可通過靈活調控其內部分布式電源使其整體外特性追蹤調度機構下達的自動發(fā)電控制信號 (automatic generation control，AGC) 以提供調頻服務。其響應速度要求更快，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調頻。
目前，國內江蘇省能源監(jiān)管辦已發(fā)布《江蘇電力輔助服務 ( 調頻 ) 市場交易規(guī)則 ( 試行 )》，其中明確除各類統(tǒng)調發(fā)電企業(yè)外，儲能電站以及綜合能源服務商均可參加江蘇省調頻輔助服務市場，虛擬電廠以綜合能源服務商的身份參加調頻市場。
虛擬電廠參與輔助服務業(yè)務的業(yè)務流程圖
3.現(xiàn)貨市場
現(xiàn)貨市場方面，山西、山東省內電力交易規(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。
“源網荷儲一體化”虛擬電廠作為發(fā)電和用電的結合體，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節(jié)的電力、調節(jié)時間、調節(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)同調控過程復雜，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)市場應無歧視地對符合技術準入條件的虛擬電廠和其他電網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；政府部門也應在具體實踐中適時調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，靈活調整虛擬電廠整體聚合出力和價格以適應市場變化，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、風險偏好和反應行為深度影響合約定價，需要通過精細化管理服務平衡優(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。
虛擬電廠應考慮反映可調節(jié)資源經濟成本、用電舒適度損失成本、效用損失成本、內部交易成本等虛擬電廠成本構成及合約定價、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、綜合能源服務商的虛擬電廠運營商，還應考慮輔助服務市場合約與電能量市場套餐的耦合影響及結合綠電、綠證、碳市場的收益管理。
虛擬電廠資源配置應基于虛擬電廠目標參與的電能量、調頻、調峰、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經營的性能指標要求。虛擬電廠資源配置優(yōu)化目標包括經濟性成本如建設成本、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，調節(jié)性能包括調節(jié)容量、響應時間、爬坡率、調節(jié)偏差率，環(huán)境效益如碳排放量等。
在建設過程中，應考慮建設當?shù)貙嶋H的虛擬電廠服務準入政策，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節(jié)電量應不小于 30MWh、調節(jié)容量不小于10MW；上海市場要求調節(jié)容量應不小于 5MW。此外，對于參加上海實時調峰交易的虛擬電廠，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峰服務。在華北市場中虛擬電廠申報周期為日，需向調度機構申報聚合調節(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峰交易、日內調峰交易需上報調峰容量、價格，申報最小調峰容量單位為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 ( 調頻 ) 市場交易規(guī)則 ( 試行 )》，其中明確除各類統(tǒng)調發(fā)電企業(yè)外儲能電站以及綜合能源服務商均可參加江蘇省調頻輔助服務市場。虛擬電廠可以綜合能源服務商的身份參加調頻市場。
收益結算方面，上海市場為鼓勵虛擬電廠參與調峰市場，在建設初期并未規(guī)定具體偏差考核細則，在結算時也不考慮調峰性能僅根據(jù)實際執(zhí)行量與報價由調度機構按月結算調峰費用。
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度機構下發(fā)的運行曲線偏差超過30%，該時段調峰費用不予結算，調峰費用具體計算見下式：
其中：K 為市場系數(shù)取省網內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峰市場中標容量，單位為MW；t出清為調峰市場出清時間間隔，為0.25h；C出清為調峰市場邊際出清價格，單位為元 /(MW·h)。
