《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》政策解读 ！
2022-06-28 11:11 [政策导读] 来源于：风行测控 作者：风行测控
导读：6月21日，山西省能源局正式印发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，对建立现货背景下的虚拟电厂市场化运营机制提出了具体实施方案。作为全国推进电力市场改革的龙头省份，山西省再次以引领的态势，加速构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，为形成以新能源
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6月21日，山西省能源局正式印发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，对建立现货背景下的虚拟电厂市场化运营机制提出了具体实施方案。作为全国推进电力市场改革的龙头省份，山西省再次以引领的态势，加速构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，为形成以新能源为主体的新型电力系统增砖添瓦。
虚拟电厂的建立，将有利于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，有利于各类资源的协调开发和科学配置，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，有利于提升电力系统实时平衡和安全保供能力。
两类虚拟电厂五大不同
《方案》明确，按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同，将虚拟电厂分为两类。一类为“负荷类”虚拟电厂，另一类为“源网荷储一体化”虚拟电厂（以下简称“‘一体化’虚拟电厂”）。两类虚拟电厂主要有以下五点不同：
第一，聚合资源类别不同。负荷类虚拟电厂运营商聚合的是其绑定的具备用电负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、可控负荷、可中断负荷等）；一体化虚拟电厂是列入“源网荷储一体化”试点项目，建成后新能源、用户及配套储能项目通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场。
第二，参与市场形态不同。负荷类虚拟电厂作为一个整体，呈现负荷状态；一体化虚拟电厂作为独立市场主体参与电力市场。相较前者，后者并非单一的提供电网波动时的负荷，自身同时具备“源+储”的内部微网结构。
第三，提供服务类别不同。负荷类虚拟电厂仅能够提供负荷侧灵活响应调节服务，而一体化虚拟电厂原则上不需占用系统调峰能力，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。
第四，运营资格不同。负荷类虚拟电厂运营商是具有山西电力市场交易资格的售电公司或电力用户；一体化虚拟电厂运营商应是“一体化”项目主体或者授权代理商，并具有山西电力市场售电资格。
第五，参与的交易市场不同。市场建设初期，负荷类虚拟电厂参与中长期、现货及辅助服务市场；一体化虚拟电厂参与现货及辅助服务市场，后期视电力市场发展情况实时进行调整。特别是在参与现货市场时，虚拟电厂仅参与日前现货市场，实时现货市场中作为固定出力机组参与出清，待条件具备后，再参与实时现货市场。
对于虚拟电厂的技术要求，《方案》提出，虚拟电厂应具备发用电调节和需求响应能力，提供削峰填谷、调频、备用等服务，其聚合的资源应符合电网接入规范、满足电网安全技术要求。同时，虚拟电厂可基于省级智慧能源综合服务平台建设技术支持系统，也可以独立建设技术支持系统，但应接入省级智慧能源综合服务平台。
聚合资源调节能力要求明确
在市场参与主体关注的调节容量和响应时长方面，《方案》明确：调节容量初期不低于20MW，且不低于最大用电负荷的10%，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正；响应时长则要求具备按照调节容量要求持续参与响应不小于2小时的能力，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正。
在调节响应能力方面，《方案》对调节速率规定为不低于（调节容量*3%）/分钟，且不低于0.6兆瓦/分钟；在响应时间方面，《方案》要求虚拟电厂调节出力应与指令调节方向一致，且可以在 120 秒内跨出调节死区；调节精度则为以每15分钟为一个时段计算偏差率并进行考核，要求负荷类虚拟电厂不超过±15%。一体化虚拟电厂不超过±10%。偏差率=（实际电量-计划电量）/（日前申报调节容量×0.25 小时）×100%。
对于运行类数据，《方案》要求用户侧应具备实时有功、无功、电流、电压、遥信等运行类数据交互，仅参与中长期和现货交易的运行类数据交互频率不大于15分钟/次，参与辅助服务交易的运行类数据交互频次不大于1分钟/次。
同时，针对可能出现的省级电网无调节能力的极端情况，《方案》明确，电力调度机构可优先对一体化虚拟电厂在运行上下限范围之内采取出力控制，在执行调度指令过程中导致的清洁能源弃限电量及有序用电情况，不计入全省弃限电统计范围及有序用电统计范围，由此产生的后果由项目主体承担。
运营管理分门别类
在两种不同类型虚拟电厂具体的运营管理方面，也在交易时段划分、现货市场申报方式、市场运营费用分摊方式、结算电价确定方式等方面存在许多不同。
第一，交易时段划分存在不同。负荷类虚拟电厂全天24小时刚性负荷及响应调节能力变化较大，按照多各交易时段开展交易；一体化虚拟电厂申报3-10段发电递增量价曲线，作为全天24小时参与现货市场的出清依据。
第二，在现货市场的申报方式存在不同。负荷类虚拟电厂以“报量报价”方式参与现货市场，每日各交易时段分别申报用电负荷上下限以及递减的3-10段用电电力-价格曲线，按照“负发电”模式参与现货市场出清，形成现货运行日用电计划曲线；一体化虚拟电厂按照火电机组报价模式报价，需申报运行日用电负荷与发电负荷的最大值，以用电负荷最大值的负值作为运行下限，以发电负荷的最大值作为运行上限。
第三，市场运营费用分摊方面存在不同。负荷类虚拟电厂需要参照批发市场用户的结算细则参与成本补偿类费用、市场平衡类费用计算和分摊；参与中长期分时段交易缺额/超额申报回收费用、用户侧中长期曲线偏差回收费用的回收、分摊，暂不参与其他市场调节类费用的回收、分摊，不参与独立储能和用户可控负荷电力调峰交易费用的分摊；一体化虚拟电厂则不参与市场运营费用的回收和分摊。两者均需按照辅助服务市场规则参与各类辅助服务的共享与分摊。
第四，结算电价存在不同。负荷类虚拟电厂采用统一结算点进行点价结算，一体化虚拟电厂暂定采取发、用电分别计量、分别结算的方式，发电状态采用分时节点电价结算，用电状态采用统一结算点电价结算。
（编辑：东北亚） |
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