虚拟电厂定价机制介绍

虚拟电厂定价机制是虚拟电厂运营的重要组成部分，对虚拟电厂的经济效益和市场竞 争力具有重要影响，需要考虑市场价格、成本价格、用户行为、市场竞争、交易成本、风 险溢价等多种不确定性因素并使其尽量可控。

虚拟电厂集群协同调控过程复杂，多元资源聚集的不确定性、多元市场交易品种耦合、低碳经济运行要求进一步增加了虚拟电厂的多 阶段协同定价难度。 虚拟电厂定价机制需要考虑批发市场定价、申报定价策略和代理合约定价三重价格形 成环节及其联动影响。出于市场公平考虑，批发市场应无歧视地对符合技术准入条件的虚 拟电厂和其他电网互动资源主体进行出清并形成价格，并根据各地供需形势，适当地引入 两部制定价方法；政府部门也应在具体实践中适时调整核定价格申报上下限要求。虚拟电 厂申报定价策略需考虑市场价格的波动性，灵活调整虚拟电厂整体聚合出力和价格以适应 市场变化，在市场价格上涨时提高出力并提高定价，从而最大程度地获利；在市场价格下 跌时，控制出力和降低定价以避免亏损。

在虚拟电厂代理合约定价环节，用户的价格敏感度、风险偏好和反应行为深度影响合 约定价，需要通过精细化管理服务平衡优化成本和收益。近似于电能量零售市场，虚拟电 厂代理合约可分为固定价格套餐、比例分成套餐、阶梯价格套餐、市场价格联动套餐等类 型。虚拟电厂应考虑反映可调节资源经济成本、用电舒适度损失成本、效用损失成本、内 部交易成本等虚拟电厂成本构成及合约定价、考核措施、收益分成等合约约束对用户参与 互动的影响。虚拟电厂通过和用户执行代理合约套餐，在不同用户、多种合约间实现博弈 竞合，降低了用户的交易成本，缓冲市场风险。对于同时作为售电公司、综合能源服务商 的虚拟电厂运营商，还应考虑辅助服务市场合约与电能量市场套餐的耦合影响及结合绿电、 绿证、碳市场的收益管理。 虚拟电厂资源配置应基于虚拟电厂目标参与的电能量、调频、调峰、备用等不同场景 需求，满足电力规划或虚拟电厂运营商自身生产经营的性能指标要求。虚拟电厂资源配置 优化目标包括经济性成本如建设成本、运行成本、年化综合成本、年化净收益，发电规模 包括发电容量、年发电量，调节性能包括调节容量、响应时间、爬坡率、调节偏差率，环 境效益如碳排放量等。

在建设过程中，应考虑建设当地实际的虚拟电厂服务准入政策，包括准入门槛和准入 市场。例如，华北市场要求虚拟电厂聚合的调节电量应不小于 30MW·h、调节容量不小于 10MW；上海市场要求调节容量应不小于 5MW。 此外，对于参加上海实时调峰交易的虚拟电厂，额外要求其用电信息采集时间周期不大于 15min，响应时间不超过 15min，持续 时间不小于 30min [16]。

另外，市场准入方面，华北市场和上海市场开放虚拟电厂调峰服务。在华北市场中虚 拟电厂申报周期为日，需向调度机构申报聚合调节容量 (MW·h)、最大聚合充放电功率 (MW)、 充电时间及时间范围 (h)、日最大充放电次数 ( 次 )、聚合功率调节速率 (MW/min)、基准 运行曲线。在上海市场中，虚拟电厂参与日前调峰交易、日内调峰交易需上报调峰容量、 价格，申报最小调峰容量单位为 0.01MW， 申报价格从 0 开始以 5 元 /(MW·h) 递增，报 价上限为 100 元 /(MW·h)。江苏省能源监管办于 2020 年 7 月正式发布《江苏电力辅助服 务 ( 调频 ) 市场交易规则 ( 试行 )》，其中明确除各类统调发电企业外储能电站以及综合能 源服务商均可参加江苏省调频辅助服务市场。虚拟电厂可以综合能源服务商的身份参加调 频市场。 收益结算方面，上海市场为鼓励虚拟电厂参与调峰市场，在建设初期并未规定具体偏 差考核细则，在结算时也不考虑调峰性能仅根据实际执行量与报价由调度机构按月结算调 峰费用。