近年来，虚拟电厂概念火爆，政产学研各界参与建设的热情高涨，但实际进展却较为缓慢。关键原因之一在于虚拟电厂作为新型市场主体参与电力市场机制尚不完善，难以获取支撑常态化运营的稳定收益。针对这一现状，国网能源院虚拟电厂研究团队开展了深度调研分析，提出了虚拟电厂参与市场机制的实施路径。
（来源：电联新媒 作者：国网能源院能源互联网所 吴潇雨 曹雨晨 张希凤 黄碧斌）
虚拟电厂需要参与市场为其“常态化”运营提供有力支撑
在发展规模方面，我国开展虚拟电厂业务的运营商大幅增加，全国范围内规模体量达到数千万千瓦，但受限于参与市场途径不畅，收益水平有限。据不完全统计，截至2024年底全国在运虚拟电厂调节能力在千万千瓦级，规模可观。但由于参与市场途径不畅，虚拟电厂收益普遍不足，经笔者调研重点省份多个典型项目，其中大部分业务收入水平较低，回收期较长。
在市场机制方面，山东、山西、宁夏、广东、陕西等省（区）颁布了相关政策或市场规则，对虚拟电厂参与市场的机制进行了积极探索，但仍处于起步阶段。2022年6月，山西出台了《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，重点规定了虚拟电厂的入市基本流程规范。2023年12月，宁夏出台了《宁夏回族自治区虚拟电厂运营管理细则》，提出了虚拟电厂建设、接入、交易、运行、结算等流程管理基本框架。2024年4月、11月，山东、广东分别出台《山东电力市场规则（试行）》《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》，针对虚拟电厂参与中长期市场、现货市场、辅助服务市场的基本规则进行探索实践。以上政策从虚拟电厂参与电能量市场、辅助服务市场的机制模式建立上做出了有益探索。
总的来说，虚拟电厂参与市场交易的热情很高，对于完善的市场机制需求迫切。但是，仍需要考虑虚拟电厂这一新型主体的特殊性，有针对性地开展参与市场机制设计。
虚拟电厂具有“源荷特性兼备”“聚合资源分散”等特殊性，为其参与市场机制设计带来挑战
通过调研分析，虚拟电厂在市场机制设计上存在难点的原因与其“源荷特性兼备”“资源分布广无明确边界”等特征有直接关系，导致其在现有市场主体中没有可直接参考借鉴的对象。因此，需要清晰虚拟电厂的特质，设计相匹配的参与市场机制，确保适应和发挥虚拟电厂特点。
（一）虚拟电厂的特征内涵辨析
虚拟电厂是指利用先进通信控制技术和管理手段，将一定区域内地理位置相对分散、难以直接调度的电力需求侧资源（分布式电源、用户侧储能、可调节负荷等）进行聚合优化，形成能够根据市场价格和控制信号参与电力市场交易和电力系统运行的新型市场主体。具有多元性、整体性、灵活性和类似传统发电厂技术特性（类电厂特性）等主要特征：
多元性：虚拟电厂聚合的不仅是电力需求侧的负荷资源，还可包括各类分布式电源、用户侧储能，因此其外特性可在电源、负荷间切换。
整体性：虚拟电厂所聚合资源分散在一定范围内不同的地理位置和电压等级，运营商通过协调各类资源的发用电计划和利益关系形成有机整体，集中参与市场交易和系统运行。
灵活性：虚拟电厂可以根据参与交易品种的准入要求、市场价格信号的变化情况，灵活调整其聚合资源类型以达成相应要求或实现收益提升。
类电厂特性：虚拟电厂在数字化、智能化技术的支撑下，在外特性上可具备爬坡速率、调节容量、调节精度等与常规电厂相似的技术指标。
（二）虚拟电厂主体的特殊性引发市场机制设计“四大关键问题”
一是虚拟电厂聚合对象包括发电、负荷资源，因发用资源适配的市场机制、责任体系差异大，聚合为“整体”后直接参与市场在当前还存在制约。被聚合的电源、负荷在电力系统管理机制中适用的是完全不同的两套体系，电源在系统安全运行和平衡保障中承担更大责任，例如需要遵从较严格的监测调控规则、在电力供需出现问题时需要优先调整、受到严格的偏差考核管理、需要承担辅助服务费用等。而负荷是电力系统供应保障的对象，接受市场价格、分担部分系统运行费用，聚合了发用资源的虚拟电厂介于二者之间，电力市场交易和价格机制需要灵活适应。
二是虚拟电厂聚合资源的分布范围相对广，没有明确的边界和并网点，然而现货市场的节点电价交易机制与电网物理拓扑耦合对应，虚拟电厂如何嵌入是重要问题。在电能量市场的建设中，为缓解输电网的阻塞，采用节点电价理念，节点下的各类资源沿用统一价格，从而使虚拟的电力市场与实体的电网拓扑架构映射耦合起来，有利于电力平衡。对于微电网、源网荷储一体化项目来说，以并网点电气位置归集到对应的交易节点，可以明确节点电价。然而，虚拟电厂没有并网点且聚合资源可分布在较广地域，资源可能分布在多个不同的220千伏节点下，在价格测算上需要统一规范。
三是被聚合资源仅将交易调节权而非资产所有权归属虚拟电厂，其基本供电服务与用电安全仍由其实际接入的电网企业负责，因此在参与市场时被聚合资源、电网企业、虚拟电厂运营商之间的责权利关系容易出现错位。虚拟电厂由于不运营配电网且不拥有被聚合资源的资产，没有明确的物理边界，导致虚拟电厂无法像微电网或源网荷储一体化项目做到安全责任边界和物理边界有机统一。例如虚拟电厂运营商为了实现整体运行效果调节了其聚合的某个资源，但却引发了这一资源接入配电网的平衡问题，这一责任当前还没有明确的归属机制。
四是虚拟电厂并非如售电公司仅代理电能量交易，其具有对被聚合资源更强的控制调节能力，因此其参与哪些交易品种社会各界存在不同认识。传统的售电公司组织用户参与电能量交易，侧重于了解代理用户的用能行为习惯从而制定较好的交易策略。而虚拟电厂在该基础上更进一步，借助先进通信技术、优化控制技术，具有对用户资源实现引导调节、甚至实时在线连续调节的能力，例如安徽合肥5G+量子虚拟电厂可以实现对所聚合的换电站资源的秒级在线调节，所以其参与的市场必然远远不局限于电能量市场，其所能参与的丰富市场类型值得进一步探讨。
虚拟电厂参与市场机制的几点基本认识
针对上述问题，结合国内外经验现状，我们研究认为虚拟电厂参与市场机制建设不是平地起高楼，不是要为其建立单独的聚合市场，而是要结合虚拟电厂的特征将其嵌入我国的电力市场机制体系中，实现融通衔接，围绕这一根本定位，得出以下几点基本认识：
一是虚拟电厂具有概念兼容性，负荷聚合商、电源聚合商等聚合型概念可归集为虚拟电厂的技术形态之一，设计一套参与市场机制即可，不应再创设新概念。当前在部分省份政策市场规则中出现了电源聚合商、负荷聚合商、虚拟电厂多种概念并行的情况，给广大市场主体参与市场造成了混淆，也增加了不必要的管理负担。考虑到负荷聚合商、电源聚合商本质上即可划入单一聚合资源类型的虚拟电厂，因此可在虚拟电厂参与市场机制框架下分类管理即可，避免电力需求侧各类新概念多元化、碎片化发展。
二是要建立虚拟电厂参与市场的分级架构，将聚合资源范围与电网节点挂钩，实现与基于节点电价的现货市场机制的有效衔接。借鉴美国、德国成熟市场的先进经验，对虚拟电厂聚合的分散资源划分交易单元，确定交易单元的分布范围上限，从而将分布边界很广的虚拟电厂与考虑网架的现货市场有机衔接。
三是要在被聚合资源、虚拟电厂运营商、电网企业等关联主体间建立清晰的责权利关系，让各方主体获益的同时承担相应的系统安全责任。虚拟电厂的市场交易出清结果，直接关系其后续实际的调节行为。应关注虚拟电厂业态的特殊性，认识到其本质上仅依赖通信手段调节资源，而聚合资源的基本供电服务、安全仍需要电网企业兜底。责权利设计应该匹配这一特质，在公平服务、信息共享、运行安全等方面确定关键要点，共同促进市场公平和系统安全。
四是不限制虚拟电厂可参与交易品种的类型，秉承能力原则和代理一体原则鼓励虚拟电厂自主选择。一方面，虚拟电厂的响应时间、响应能力高度依赖技术投入和聚合资源选型，从实际项目来看既有可以参与系统调频的、也有参与现货电能量市场的，国外虚拟电厂也并未设置参与市场类型的限制，而是规定其能力测试达到准入条件即可参与对应市场。另一方面，虚拟电厂为用户提供一揽子能源服务是发展的趋势，因为代理电能量交易和代理调节能力交易是耦合的，例如调节市场电量的变化会影响中长期电量采购合同的执行。
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
