调节量负荷类虚拟电厂

负荷类虚拟电厂可以分为全电量类型和调节量类型，在上文全电量负荷类虚拟电厂中，我们分析了全电量类型的虚拟电厂如何参与市场交易及结算，本文我们来谈一下调节量负荷类虚拟电厂。

聚合零售用户的虚拟电厂需要具备售电公司资质，而聚合电网代理购电用户负荷调节量的虚拟电厂有些地区可以豁免此项资格。

对于聚合零售用户的虚拟电厂，和全电量一样依然需要与这些零售用户签订零售合约，而且聚合的资源需要在同一个电网物理节点下。

调节量虚拟电厂参与现货申报的是调节能力上下限，调节量上下调节速率，拟参与的调节时段和调节方向，调节方向分为削峰(减少用电)和填谷(增加用电)。

价格方面需要申报每个小时的调节量价格，同时还要提报运行基线。

运行基线的拟合一般参照的都是国标《GB/T 37016-2018电力用户需求响应节约电力测量与验证技术要求》，大致的计算逻辑是选取几个和调节目标日同类型的前序典型日，用这些日期内同时段的实际用电量平均值作为负荷基线。

这条线就可以视作是负荷类虚拟电厂所聚合的全部资源，如果不发生任何负荷调节行为的话，理论上的常规用电水平。

而申报的量价曲线，从调节量下限开始一直到调节量上限，系统规定虚拟电厂以用电负荷作为电源来进行市场申报时，负荷值为负值。

相对于负荷基线，虚拟电厂应用不用，也就是减少用电的部分相当于给全系统提高了发电能力，那么作为“发电量”以正值参与市场，所以减少的用电量也叫做上调节量，对应削峰。

而在负荷基线基础上增加的用电，对于虚拟电厂来说相当于增大了全系统的用电负荷，负荷值为负，所以增加的用电量也叫做下调节量，对应填谷。

那么对于申报曲线，负值的部分代表了虚拟电厂多用电量时的最高支付价格意愿，正值的部分代表了虚拟电厂少用电量时的最低获取价格意愿。

把这些量价信息放置于整个市场内的出清函数中，市场的出清目标依然是发电成本最小化，但因为虚拟电厂的介入，使得负荷需求量在此出清环节不再是一个固定的数值，而是会随着虚拟电厂负荷调节量是否中标而发生变化的数值。

单个交易周期内，如果系统调用多用电量，也就是下调节量，那么大前提就是增加的负荷电量相比不增加时不会提高系统整体供电成本。

按此规则做推理，也就是新能源供给过剩而且发电成本不为正时，才可能调用虚拟电厂的下调节量。

如果系统调用少用电量，也就是上调节量，那么大前提就是削减用电量所申报的成本低于同时段一些机组申报的发电成本，这样才会使得调用虚拟电厂上调节量时，系统整体的供电成本在降低。

市场根据申报信息出清虚拟电厂在各拟参与调解时段的调节量，而至于实际调节量的核定，依据的基准还是运行基线，以基线和实际负荷之间的差值来作为最终的调节量。

调节量的收益来源与全电量虚拟电厂比较类似，填谷功能的调用一方面使得虚拟电厂获取了市场内更低的购电成本，但另一方面因为增加的用电量也使得其按照零售合约也会增加一笔零售费用，对于增加用电量的这部分批零价差就是虚拟电厂和聚合资源的调节收益。

而削峰功能的调用主要体现在两个方面的作用上：

第一个就是期现的现货套利，因为现货市场价格高于同期中长期持仓价格水平，而放弃的用电量可以使得这部分合约电量低买高卖。

虽然因为削峰减少的用电量使得对应的零售收入也在降低，但这部分应用没用的电量反而在批发侧形成了一笔反向应收费用，当然这里有个大前提就是合约电量已经覆盖了这部分应用电量，那么这个套利费用就成为了本次调节量的调节费。

也就是说如果不参与调节，用户照常用电，因为这部分电量被合约覆盖，所以虚拟电厂也只能按照常规的零售和中长期批零差价吃到利润，空间有限。

但现在因为参与了调节，少用了电量，反而直接套利形成了利润。

第二个就是合约电量并没有覆盖这部分调节电量时，如果用户照常使用，那么对于虚拟电厂来讲就是零售电价和较高现货价格的倒挂，直接造成这部分电量的亏损。

而参与调解少用这部分电量后，虚拟电厂就避免了这次亏损，而避免的亏损费用也就成为了调节收益，这里减少损失也是调节收益。

不论是削峰和填谷收益，虚拟电厂通过市场结算规则有了总体收益费用后，再以单个聚合资源对整体调节收益的贡献度划分出每个资源可以分享的费用。

贡献度的划分有些地区会基于单体调节电量和整体调节电量的比例，有些地区会基于单体调节费用和整体调节费用的比例，两种方式的逻辑是一样的，但执行起来可能会出现有些资源反向贡献，也就是参与了调节但调节方向反向的资源会支出一笔类似惩罚性的费用。

有了单个资源可以分享或分摊的调节费之后，根据虚拟电厂和单个调节资源约定的分成比例形成归属于单个调节资源的调节费。

归根到底，这笔费用都是来自于虚拟电厂因为聚合资源的调节所产生的批零之间的新增利润(含减少的损失)。

比如说虚拟电厂按照常规售电公司结算后当月产生批零利润20万元，但这20万元有聚合资源的贡献，而归属于聚合资源整体的贡献到底有多少，通过上述规则来核定，比如10万元，那么这个10万元要在虚拟电厂和聚合资源之间根据协定进行分享。

通过两篇文章我们框架式地分析了全电量类虚拟电厂和负荷类虚拟电厂，再结合之前的文章和直播内容中提及过的发电量虚拟电厂和储能类虚拟电厂，我们也算是把虚拟电厂这个新型经营主体的全部类型都涉猎了一遍。

参与电力市场的负荷类虚拟电厂理解起来还是有些难度，不过对照着火电机组来理解的话可以看到处处是镜像，但碍于负荷调整的可行性以及当前现货市场尚无稀缺电价机制，所以这类项目的实现我认为还比较困难。

虽然虚拟电厂参与电网需求侧响应获利看起来比较可观，但那毕竟是一个非市场化机制。不过这并不妨碍我们通过虚拟电厂来看市场组织和出清的规则，核心要点有三：

• 市场规则如何界定负荷的应用电量，负荷基线亦或是合约曲线？
• 虚拟电厂如何将出清结果实现，也就是如何调整负荷来满足出清曲线。
• 负荷类虚拟电厂和聚合资源的收入来源，也就是调整后的负荷到底在批零两侧产生了哪些收益。