虚拟电厂参与江苏电网辅助服务市场的探讨

杨梓俊，荆江平，邓 星，叶 婷，陈 辉，高 阳

（1.国网江苏省电力有限公司，南京 210024；2.国网江苏省电力有限公司 南京供电分公司，南京 210008；3.国网江苏省电力有限公司 常州供电分公司，江苏 常州 213003）

0 引言

近年来，我国电力行业电源结构、网架结构发生重大变化，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。同时，我国局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出，建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显［1］。江苏电网区外受电、风电光伏等新能源装机、核电机组并网容量不断增加造成江苏电网调峰压力不断增加，因此必须进一步挖掘电网调峰潜力［2］。2020年11月23日《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则（试行）》正式印发［3］，其中明确规定江苏电力市场用户根据电力系统运行需要，可聚合其内部分布式电源、自备电厂、充电站和储能等负荷侧资源组成虚拟电厂，向调度提供增加或降低负荷的服务。

虚拟电厂作为新能源机组参与电力市场运营的新形式，通过集中控制和优化策略，将分布式电源、储能系统、电动汽车、可控负荷等分布式能源集合在一起，统一参与电力市场调度运行，以实现对电网系统稳定的电能输出[4]。近年来，国内对虚拟电厂的研究主要集中在对电力单元的聚合管理方面，文献[5]、文献[6]进一步将虚拟电厂看成一个传统电厂，根据电网实际运行环境进行优化，确定虚拟电厂出力。文献[7]提出虚拟电厂内包含了风电、光伏发电等可再生能源，小型燃气轮机等常规分布式电源、储能系统以及可控负荷等，通过精细化管理，可参与外部电力市场。文献[8]则进一步提出虚拟电厂在资源聚合方式方面分为被动聚合和主动聚合2种:被动聚合主要是对区域中的资源进行聚合表达以获得单一聚合模型，包括基于参数辨识[9]、蒙特卡洛模拟[10]以及马尔科夫链等聚合方法；主动聚合是指根据经济指标、性能参数等进行资源选取和优化聚合，获得表征该区域负荷资源的一个或多个聚合模型[11]。

国外方面，文献[12]考虑了风力发电日前市场的风和价格的不确定性，通过预测并应用置信区间统计理论来解决不确定性问题，将基于高斯过程的机器学习用于估计和预测不确定变量，解决了虚拟电厂参与日前能源市场的问题。文献[13]提出一种用于评估传输系统运营商对整个电网影响的聚合模型，该模型可适应虚拟电厂的分布式发电机中所包含的最相关控制器的瞬态响应，通过与虚拟电厂的实时详细电磁瞬变模型进行比较，可以确认所提出的汇总模型的有效性，最后通过分析IEEE 39 总线系统的稳定性验证了所提出的聚合模型的准确性。文献[14]提出了一个适应市场价格、本地需求和可再生产出的不确定性的虚拟电厂框架，在本地网络约束下运行时，该框架分为3 个按顺序协调的优化问题:基于情景的鲁棒性优化，用于日前资源调度，具有线性化潮流；2 个后退层级优化，用于近实时调度。最后通过某个澳大利亚真实案例研究的结果表明，该框架如何在不确定的运营环境和技术限制内有效地部署虚拟电厂，并以最大程度地发挥其多服务价值为目标进行组合。

当前电网采用分层分区供电方式，按电压等级分为若干层次，在不同层次按供电能力划分若干供电区域以安排相应的电力供应，形成区域内电力供需平衡[11]。但已有研究一方面很少考虑聚合资源的地理分布及电网接入点，另一方面未对内部资源进行明确的分类上报，出力计划上报精度不高，造成调度难以有效调用。本文通过分析江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场的交易规则，提出了虚拟电厂参与市场运营的接入规范和实施流程，并以便于高效调度为目标，提出了虚拟电厂-虚拟机组的2级聚合管理和设计规范。

1 江苏辅助服务市场规则概述

1.1 市场成员

江苏辅助服务市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。

市场主体为参与江苏电力市场中长期交易的电力用户和售电公司。参与江苏电力中长期市场批发交易的一类用户可直接参与电力市场用户可调负荷辅助服务市场；参与江苏电力中长期市场零售交易的2 类用户，通过签约的售电公司参与电力市场用户可调负荷辅助服务市场。

市场运营机构包括电力调度机构（江苏电力调度控制中心）和电力交易机构（江苏电力交易中心有限公司）。

电网企业为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务，并向市场运营机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据。

1.2 中长期可调负荷辅助服务市场组织

中长期可调负荷辅助服务市场以月度为交易中期，主要执行步骤如下。

（1）调度机构根据电网运行需要，向交易机构提供中长期可调负荷辅助服务的调用需求；

（2）市场主体分日期、时段申报最大、最小出力曲线、调节价格及执行日全天96 点的用电负荷曲线；

（3）采用集中竞价方式，按照调节价格由低到高确定执行日各个时段的中标用户名单及调节量；

（4）执行日，市场主体根据交易中标结果，自行调整用电负荷；

（5）交易机构按照交易出清时的基线平均负荷、申报的执行日用电曲线和实际用电情况对市场主体予以补偿和考核。

1.3 短期可调负荷辅助服务市场组织

短期可调负荷辅助服务市场在日前根据电网需要组织开展的次日短期可调负荷辅助服务交易，主要步骤如下。

（1）市场主体应每日（工作日）12:00前，向调度机构申报次日至下一工作日全天96 点分时用电电力预测曲线；

（2）工作日14:00 前，调度机构发布次日短时可调负荷辅助服务交易需求，包括需求量、需求时段等信息，同时告知市场主体次日基线；

（3）工作日15:00 前，市场主体申报可增加或减少用电电力、响应时段、申报价格；

（4）工作日16:00前，调度机构出清短期可调负荷辅助服务交易，发布经安全校核的市场出清结果；

（5）工作日17:00 前，市场主体做好用电预测安排以保证执行日实际执行效果；

（6）执行日，市场主体根据交易中标结果，自行调整用电负荷；

（7）调度机构根据市场主体上报的预测用电数据和实际用电数据，评估实际调节情况和有效调节电量，按日前市场出清价和有效调节电量对市场主体予以补偿。

2 江苏虚拟电厂参与辅助服务的市场环境

2021 年2 月，江苏能源监管办组织启动电力可调负荷辅助服务市场试运行，重点鼓励订单多、任务重的企业通过加班生产、降低燃煤电厂出力及用户侧储能等方式自主调控用电负荷，通过市场化手段引导具备条件的一类用户和售电公司等用户侧资源作为虚拟电厂参与提供辅助服务。

2.1 服务提供者

对于服务提供者，应确保调频服务提供者具备以下基本条件。

（1）位于江苏电网统一调频控制区，且按照国家和行业标准应具备自动发电控制（automatic generation control，AGC）功能的，由省级及以上调度机构调管的并网发电单元；允许第3 方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者。第3方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等。

现阶段，江苏省内抽水蓄能电站、建设—经营—转让（build⁃operate⁃transfer，BOT）电厂按有关规定提供调频服务，不纳入调频市场补偿范围。

（2）允许由省级及以上电力调度机构调管的独立第3 方辅助服务提供者作为调频服务提供者，相关规定另行制定。

（3）申请作为调频服务提供者的市场主体应在电力交易机构进行市场注册。

2.2 费用缴纳方

调频市场费用缴纳者包括以下各方。

（1）江苏省内省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的并网发电厂。

现阶段，江苏省内抽水蓄能电站、BOT电厂不纳入调频市场补偿费用缴纳范围。

（2）地调及以上电力调度机构直接调度且容量为30 MW 及以上风力发电场、10 kV 及以上并网的集中式光伏电站，容量为4 MW/h以上的电化学储能电站，自备电厂。

（3）位于特定区域内，以“点对网”方式向江苏送电并接入国家电网统一调频控制区的电源，按照江苏落地电量比例缴纳调频市场补偿费用。

（4）基于政府间框架协议的向江苏年度计划外的省间市场送电。

（5）按国家核定输配电价参与江苏电力市场化交易的电力用户。

（6）其他需要缴纳调频市场补偿费用的市场主体。

2.3 参与方式

对于参与江苏调频市场但不参与江苏现货能量市场的发电单元，在运行日全天的交易时段内，调频容量不进行补偿，调频里程补偿不参与市场定价，作为市场价格接受者。

对于同时参与江苏调频市场与现货能量市场的发电单元，在运行日全天的交易时段内，调频里程补偿参与市场定价，对调频容量及调频里程进行补偿。

此外，除了通过调频方式参与辅助市场，还可以通过旋转备用方式提供服务。旋转备用具体指保证可靠供电、可再生能源消纳，电力调度机构指定的并网机组（燃煤、生物质、燃气、燃油、核电、水电机组）通过预留发电容量所提供的服务，旋转备用必须在10 min 内能够调用。提供旋转备用辅助服务的发电厂在电力调度机构调用其备用容量时，应按电力调度指令调整出力，对于达不到最大出力的应如实报告电力调度机构，不按时报送的，受限时间按24 h 计算。达不到电力调度机构日前安排的最大可调容量时，根据规定的尖峰时段安排的最大可调容量与实际出力的差值，按照以下标准进行考核，考核电量=（最大可调容量-实际最大出力）×受限时间。

3 基于需求响应虚拟电厂的主辅联营模型

本章考虑需求响应虚拟电厂的影响。由于用户没有及时关注电价改变、通信延时、用户自身的用电行为等不确定性原因，基于电价的需求响应虚拟电厂实际的价格弹性系数在本质上是不确定的。对于一定的分时电价，用户的电力需求具有随机性，而当分时电价发生改变时，用户电力需求量的变化量也具有一定的随机性；基于激励的需求响应虚拟电厂，由于零售商与用户签订了需求响应合同，此时用户可看作可中断负荷，因此基于激励的需求响应不确定性较低。旋转备用的提供为了针对电网的不确定性本身就有一定的备用容量，若使用不确定性较高的基于电价需求响应则可能导致电网发生严重的安全性问题。故本文仅使用基于激励的需求响应虚拟电厂来参与辅助服务市场，基于电价的需求响应虚拟电厂不再参与辅助服务市场。

（1）目标函数

发电的总成本需要包括虚拟电厂的成本，表达式为

IBDR⁃VPP的能量成本，需要补充

发电机组的旋转备用成本包括虚拟电厂的成本为

IBDR⁃VPP的旋转备用成本，需要补充

（2）约束条件

电能平衡约束和旋转备用需量约束需要考虑虚拟电厂，表达式为

另外需要补充IBDR⁃VPP自身约束条件，IBDR⁃VPP 的削减量大小约束需要考虑其提供旋转备用，表达式为

IBDR⁃VPP的削减量爬坡速率约束为

4 市场运营机制设计

虚拟电厂虽然可以聚合用户侧资源参与电力辅助服务市场，但具有2 个不同于传统电厂的显著特点:分布较散难以确定物理电源点、代理资源不确定性大机组参数变化。因此，虚拟电厂参与辅助服务市场必须进行相应的规范。

4.1 运营架构

根据市场细则，结合虚拟电厂规范管理的需要，江苏可调负荷辅助服务市场的整体运营架构如图1所示。

图1 江苏可调负荷辅助服务市场运营架构Fig.1 Adjustable load auxiliary service market operation framework of Jiangsu

平台运营层包括电网企业相关管理与服务部门、电网调度机构和交易机构及其相关的支持系统；虚拟电厂层主要指作为虚拟电厂运营商的售电公司、可参与江苏电力中长期批发市场交易的一类用户及虚拟电厂运行控制平台；资源聚合层主要指参与江苏电力中长期市场零售交易的2 类用户、其他用户及其客户侧能源管理系统。

4.2 运营角色

电网企业相关管理与服务部门的运营职责包括:①对虚拟电厂的用户代理协议、聚合用户分布等进行审核，核心是虚拟电厂运营商所代理用户负荷调控服务的最低电压等级和分区分布，以进行规范管理；②向市场主体提供计量抄表、决策咨询等供电和增值服务。

调度机构的运营职责主要是发布市场调用需求、调用虚拟电厂服务、市场出清等。

交易机构的运营职责主要是对通过电网企业审核的市场主体进行注册管理，提供市场交易结算依据、通知市场主体执行服务、向调度机构提供市场交易结果和调用结果。

5 虚拟电厂调度运行设计

由于虚拟电厂涉及用户聚合，为便于调度运行管理，避免层级过多，售电公司应将所代理的资源聚合为虚拟电厂-虚拟发电机组2级，对于所聚合的具体用户，由售电公司自行管理和协调控制。

5.1 调度静态档案管理

调度机构应管理聚合的虚拟电厂及虚拟机组基础档案，具体要求如下:①虚拟电厂基础档案信息包括电厂名称、运营商名称、并网电压等级、所属电网分区、可调资源总容量、机组数量及各机组可调容量等信息；②虚拟机组基础档案信息包括机组编号、并网电源点、聚合用户列表、聚合资源列表、可调资源调节容量、资源分类及各类资源的调节容量和调节速率。

5.2 市场申报

虚拟电厂运营商可以向调度机构申报如下信息:①参与中长期市场时，向调度机构申报指定日期、时段的最大和最小出力曲线、调节价格及执行日全天96点的用电负荷曲线；②参与短期可调负荷市场时主要向调度机构申报次日96点分时用电出力曲线。

5.3 调度运行监测

调度机构应能对虚拟电厂的运行状态进行实时监测，以便于掌握各分区电网的可调资源情况。

可监测的具体核心内容如下:①虚拟电厂运行监测，包括各分区电网下各虚拟电厂总实时出力曲线、上调节曲线、下调节曲线，以及分类可调资源的实时出力曲线、上调节曲线、下调节曲线；②虚拟机组运行监测，包括虚拟电厂内各虚拟机组的总实时出力曲线、上调节曲线、下调节曲线，以及分类可调资源的实时出力曲线、上调节曲线、下调节曲线。

6 结束语

本文分析了江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场的交易规则，提出了虚拟电厂参与市场运营的接入规范和实施流程，建立了基于需求响应参与的辅助服务市场模型，并以便于高效调度、降低提供辅助服务成本和提升社会综合效益为目标，提出了虚拟电厂-虚拟机组的2 级聚合管理和设计规范，其中关键是要对虚拟电厂注册市场前进行审核，在调度运行过程中进行规范化监测，为未来可调负荷参与辅助服务市场运营提供参考依据。