相比概念的火爆、利好政策的频出，虚拟电厂的建设则略显冷清。截至目前，仅河北、上海、山东、浙江、河南、山西等省份开展了试点建设，总容量仅480万千瓦。多数虚拟电厂仅以邀约、投标等方式参与政策性需求响应，盈利来源依赖于政府部门的专项费用补贴。仅冀北、河北、山东虚拟电厂间歇性参与当地调峰辅助服务市场，市场规模相对较小。究其原因，是虚拟电厂的盈利能力存在较大不确定性，而盈利能力的关键之一在于虚拟电厂参与电力市场机制。
(资料图)
虚拟电厂参与市场交易
面临三重难题
“中发9号文”发布以来，我国电力市场化改革深入推进，省间（国家）市场与省内（区、市）/区域市场多层次市场格局初步形成。电力市场交易品种覆盖中长期、现货、辅助服务等多品种。市场主体注册数量大幅增加，市场化交易电量比重大幅提升。
国家发改委印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。”国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。”虚拟电厂能否“搭乘”市场的快车，将成为虚拟电厂推广的关键。目前虚拟电厂进入市场并实现盈利还面临以下几个难题：
一是虚拟电厂的市场定位和市场准入标准不明确。在市场定位方面，由于虚拟电厂聚合资源的多元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，因此，不同的市场定位决定了其参与市场的类型、策略，享受的权利义务完全不同。在市场准入方面，各地针对虚拟电厂准入辅助服务市场的规则仍不完善，虚拟电厂在容量规模、响应时间等方面尚缺乏统一标准。
二是电力市场对各类新兴主体的接纳程度不够。我国目前虽然已开展现货市场试点，基本建立省间+省内的两级市场架构，建立了中长期+现货的电能量市场和辅助服务的市场，但虚拟电厂等新兴市场主体的可参与性仍较为有限，目前虚拟电厂仅可参与调峰辅助服务市场。虚拟电厂具有发电、负荷两种特性，但多数省份的现货市场只是发电侧单边市场，虚拟电厂无法参与或只能以价格接受者参与，无法体现虚拟电厂的灵活调节价值。在参与中长期、容量补偿（市场）方面缺少相关机制。
三是我国辅助服务市场规模小、品种少，难以体现虚拟电厂价值。在市场规模方面，我国辅助服务市场总费用约占全社会总电费的1.5%，但国际普遍占比为3%。部分国家如英国的辅助服务费用占比高达10%以上。在产品类型方面，我国辅助服务市场交易品种以调峰为主，部分区域或省份开展调频和备用辅助服务缺少电压支撑、黑启动、爬坡、调峰容量等辅助服务品种，调频市场未针对响应速度进一步细分。
虚拟电厂参与电力市场
先要完善三个问题
首先，要差异化明确市场准入标准。
虚拟电厂以聚合模式参与中长期、现货、辅助服务等不同品种交易，均要建立相应的市场准入条件，且准入条件应依据技术指标、经济关系和具备的能力设定，不应考虑具体资源的类型。根据响应特性、响应时长、响应速度、响应性能、容量规模等指标和技术特征分类，差异化明确市场准入标准。
在参与中长期市场时，虚拟电厂作为电力产消者，需同时满足各地电力市场运营规则中对发电企业和售电公司的基本准入条件，包括但不限于具备独立法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任、注册资金、专业技术人员数量和比例要求等。同时，还需与电网企业签订供用电协议。此外，虚拟电厂需具备智能表计，其所聚合的各类分散可调资源主体需要具备精确的电力曲线记录功能，或虚拟电厂本身关口需具备以上条件；虚拟电厂还需要具备双向通信功能，能够向交易平台提交申报信息、接收交易平台或调度平台下发的市场交易信息和调度指令信息。
在参与现货市场时，虚拟电厂在满足基本准入条件的基础上，还需要满足调节速率要求、分时计量和具备技术支持系统接入条件等具体要求。一般而言，虚拟电厂聚合后的装机总容量/总负荷为所聚合的各类分布式电源的有效容量之和，且一般不低于1兆瓦。虚拟电厂还需具备参与现货市场申报的双向通讯条件，具备相应的技术支持系统。
在参与辅助服务市场时，需要在满足基本准入条件的基础上，根据调频、备用、转动惯量、爬坡等不同辅助服务交易品种在响应速度、调节速率、响应时间、响应时长等方面不同的技术要求，严格确定虚拟电厂需满足的技术条件。一般而言，虚拟电厂聚合各类分布式电源后的有效容量不少于5兆瓦，且灵活调节能力不低于1兆瓦，响应速度不低于15分钟，响应持续时长不低于1小时。
其次，要分市场类型明确参与路径。
在中长期市场中，近期，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与中长期市场。一方面，虚拟电厂的特点决定了其主要以参与调节性市场盈利，另一方面，虚拟电厂参与中长期市场相关规则还不完善。中远期，虚拟电厂为统一的市场以双边协商、集中交易等方式参与各类中长期交易品种。在中长期交易中需按照国家政策要求和中长期市场规则，明确交易价格、交易曲线、统一结算点、偏差处理等基本信息。
在现货市场中，近期，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与现货市场。原因是虚拟电厂兼具发电商、电力用户双重属性。用户侧参与现货市场机制不健全。而中远期，随着用户侧参与现货市场机制的逐步完善，虚拟电厂可参与包括日前、日内、实时等各时间尺度的电力现货市场集中竞价。虚拟电厂作为统一市场主体按照现货市场规则和配套细则，承担偏差结算责任和相关市场运营费用的分摊。
在辅助服务市场中，近期，虚拟电厂在满足辅助服务市场技术准入要求的前提下，可参与对应品种的辅助服务市场交易，主要以调峰、调频备用辅助服务为主。中远期，随着虚拟电厂灵活调节能力的提升，可进一步拓展和创新虚拟电厂参与辅助服务的交易品种，包括转动惯量、爬坡等辅助服务新品种。
在容量市场中，近期，由于电力市场机制尚不健全，容量补偿以固定价格的补偿机制为主。虚拟电厂按照能源主管部门核定的有效容量（可为正或负）分摊或分享容量费用。远期，随着容量市场机制的建立健全，虚拟电厂可基于核定的有效容量参与容量市场竞拍。
再次，要持续完善辅助服务市场。
一方面，要创新辅助服务品种，充分体现调节性资源价值。积极探索引入爬坡类产品、系统惯性、快速调频等新型辅助服务交易品种，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，充分体现调节性资源的价值。
另一方面，要扩大辅助服务市场主体参与范围，降低新兴市场主体参与门槛。为进一步挖掘电力系统灵活调节能力，应进一步降低和明确各类辅助服务的技术门槛，将新兴市场主体纳入参与范围，为新兴市场主体广泛参与辅助服务市场奠定坚实基础。
同时，要因地制宜推动辅助服务市场建设并加强与现货市场的统筹衔接。随着我国电力现货市场的建设，因地制宜设计辅助服务市场机制，并通过单独出清或联合出清的方式实现与电力现货市场的衔接，可有效激发灵活性调节资源参与辅助服务市场的意愿。
虚拟电厂参与电力市场不仅是完善我国电力市场体系的重要途径，也是虚拟电厂未来发展的关键。推动虚拟电厂参与市场需在市场定位、准入、参与市场类型等方面予以明确，结合虚拟电厂的聚合特性优化完善各类细分市场的交易机制并推动虚拟电厂以灵活方式参与各类市场化交易，充分激发虚拟电厂的自身活力创新商业模式，促进虚拟电厂的广泛运用和实践。(作者均供职于国网能源研究院)