山東虛擬電廠商業模式介紹0102目錄虛擬電廠發展背景山東虛擬電廠運營模式2虛擬電廠發展背景131.虛擬電廠發展背景42022年1222.013328.94550.912023年1607.844324.735932.57增長率31.57%29.91%30.36%集中式分散式裝機總容量32.00%31.50%31.00%30.50%30.00%29.50%29.00%50004000300020001000070006000單位：萬千瓦2022年786847283942023年85085231617增長率8.14%0.59%11.35%發電企業售電公司電力用戶12.00%10.00%8.00%6.00%4.00%2.00%0.00%35000300002500020000150001000050000單位：家2024年3月山東省光伏裝機情況2024年3月山東省經營主體注冊情況（一）發展背景山東新能源發展速度快，亟需提升消納能力截至2024年3月底，山東電網共有風電場264座，裝機總容量為2600.46萬千瓦。集中式風電場容總容量為2599.46萬千瓦；分散式風電場容量1.00萬千瓦。光伏裝機容量5932.57萬千瓦。其中集中式光伏電站322座，裝機容量1607.84萬千瓦，分布式光伏4324.73萬千瓦，新能源發電出力不穩定，且與用電高峰存在錯位，影響新能源消納能力。電力用戶主體數量持續增長截至2024年3月底，山東省注冊生效經營主體33347家，含電力用戶31617家，入市電力用戶數量同比增長11.35%。然而因受限專業性，中小型電力用戶無法獨立完成市場化的電力交易，無法發揮其可調節能力。1.虛擬電廠發展背景新能源發電消納訴求分布式發電業主訴求中小型用能戶訴求新能源大量接入，但發電量峰谷與用電量峰谷易形成錯位，棄電與缺電交替出現，供需實時平衡困難疊加分布式發電由于單體容量小發電不穩定，在電力市場價值無法得到釋放，經濟效益無法保障中小型的用電戶，無法有效參與電力市場，可控負荷在電力平衡以及輔助服務市場機制無法釋放，用能成本高光伏、風電、儲能等分布式能源功能技術日趨成熟，成本優勢日益突出物聯網技術、大數據及云計算技術的發展，使得大量分布式電源及可控負荷的監測和集中控制在技術上成為可能分布式發電技術發展物聯網和互聯網技術發展虛擬電廠虛擬電廠是指利用數字化、智能化等先進技術，將需求側一定區域內的可調節負荷、分布式電源、儲能等資源進行聚合、協調、優化，結合相應的電力市場機制，構成具備響應電網運行調節能力的系統。（一）發展背景51.虛擬電廠發展背景（二）政策支撐61.虛擬電廠發展背景虛擬電廠參與現貨市場2024年4月，國家能源局山東監管辦公室、山東省發改委、山東省能源局聯合下發《山東電力市場規則（試行）》（魯監能市場規〔2024〕24號），明確虛擬電廠等新型市場主體可作為獨立市場主體參與市場交易。虛擬電廠運營商可通過聚合分布式光伏、分散式風電、儲能、電動汽車（充電樁）、蓄冷蓄熱空調、電熱水器、高載能工業負荷、居民農業側可調節負荷等可調節資源聚合為一個整體，實現資源的聚合、協調、優化，獨立參與市場交易。（三）山東虛擬電廠市場政策支撐71.虛擬電廠發展背景虛擬電廠參與需求響應2022年6月，山東省發改委、能源局印發《2022年全省迎峰度夏有序用電方案》《2022年全省迎峰度夏有序用電用戶輪停方案》《2022年全省電力可中斷負荷需求響應工作方案》（魯發改能源[2022]481號）。2023年6月，山東省發改委、能源局印發《2023年全省電力市場化需求響應工作方案和2023年全省迎峰度夏電力負荷管理方案》（魯發改運行[2023]419號），其中明確，需求響應參與主體包括電力用戶、負荷聚合商、虛擬電廠運營商、儲能運營商。（三）山東虛擬電廠市場政策支撐81.虛擬電廠發展背景虛擬電廠參與輔助服務2023年7月，國家能源局山東監管辦公室印發《山東省電力并網運用實施細則》、《山東省電力輔助服務管理實施細則》的通知（魯監能市場〔2023〕53號），通知提出輔助服務是指為維護電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進新能源消納，由火電、核電、風電、光伏發電、抽水蓄能等發電側并網主體，電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務。2024年4月，國家能源局山東監管辦公室、山東省發改委、山東省能源局聯合下發《山東電力市場規則（試行）》（魯監能市場規〔2024〕24號）提出，虛擬電廠等新型經營主體按自愿原則參與調頻輔助服務市場。（三）山東虛擬電廠市場政策支撐91.虛擬電廠發展背景（四）試驗示范方案支持虛擬電廠申請試驗示范項目

2024年5月，山東省發展和改革委、山東省能源局、國家能源局山東監管辦公室聯合印發《關于開展虛擬電廠試驗示范的通知》，鼓勵虛擬電廠根據自身特性自主參與電力市場，虛擬電廠聚合的發電主體，按照山東電力市場規則獲得容量補償。可再生能源發電企業可購買虛擬電廠調節能力，作為可再生能源發電企業配建調峰能力(暫按其調節能力的20%折算)，同等條件下優先安排并網。調節能力取分時電價尖峰時段下調(削峰)能力和深谷(夏季取谷段)時段上調(填谷)能力的最大值。假設某虛擬電廠參與試驗示范，虛擬電廠尖峰時段下調（削峰）能力為15MW，谷時段上調（填谷）能力為10MW，則虛擬電廠可租賃調節能力為15MW*20%=3MW。10山東虛擬電廠運營模式2112.山東虛擬電廠運營模式（一）市場準入《山東電力市場規則(試行)》明確，虛擬電廠是指實現分布式發電、儲能設備和可控負荷的聚合、優化和控制的組織或系統。虛擬電廠運營商是指開展虛擬電廠資源聚合業務，并參與電力系統運行或電力市場的主體。虛擬電廠運營商可通過聚合分布式光伏、分散式風電、儲能、電動汽車（充電樁）、蓄冷蓄熱空調、電熱水器、高載能工業負荷、居民農業側可調節負荷等可調節資源聚合為一個整體，實現資源的聚合、協調、優化，獨立參與市場交易。隨著新型電力系統建設的持續推進，虛擬電廠（負荷聚合商）按照要求簽訂相關協議，接入新型電力負荷管理系統、電力調度自動化系統，納入常態化管理。具備對應的負荷調節或控制能力，建設自有監控平臺，具備負荷預測、發用電計劃管理、負荷管理策略執行等功能，并通過相關能力測試，能夠按要求上傳量測數據。虛擬電廠機組可調節能力暫定為不低于5

兆瓦、連續調節時間不低于

1小時。122.山東虛擬電廠運營模式虛擬電廠機組按照聚合資源類型分為發電儲能類機組（#1

機）、負荷類機組（#2

機）。負荷類機組（#2

機）聚合直接參與市場交易的用戶，參與電能量交易時，其簽約的售電公司和虛擬電廠運營商應屬于同一法人。負荷類資源根據聚合方式、聚合資源能力等分為全電量負荷類機組（#2F

機）、調節量負荷類機組（#2R機）。（二）類型劃分根據虛擬電廠機組聚合資源調節能力、信息交互情況分為直控型、短時響應型與長時響應型，應滿足參與相應市場的技術條件。（一）直控型機組指具備與調度系統實時信息交互功能（信息交互時間為秒級），可跟蹤實時市場計劃曲線并實時響應調度指令，調節時間為秒級的虛擬電廠機組。（二）短時響應型機組指具備與調度系統和新型電力負荷管理系統信息交互功能，可

6

小時及以內接收并響應調度指令的虛擬電廠機組。（三）長時響應型機組指具備與調度系統和新型電力負荷管理系統信息交互功能，具備

6

小時以上、16

小時及以內接受并響應調度指令的能力。分類2分類1132.山東虛擬電廠運營模式現階段，虛擬電廠運營商參與電能量或輔助服務市場，應滿足國家售電公司注冊相關要求，并在山東電力交易平臺進行注冊。參與需求響應，需在智慧能源服務平臺進行注冊。參與現貨市場虛擬電廠以機組為單位參與現貨市場，可選擇以報量報價或報量不報價的方式參與。輔助服務市場參與調頻輔助服務時，虛擬電廠申報調頻容量限制為可調節容量的fe%。需求響應參與需求響應時，虛擬電廠總調節能力不低于5兆瓦，單日持續響應時間不低于2小時，可在接收電網通知后4小時內快速響應。（三）參與市場類型142.山東虛擬電廠運營模式虛擬電廠機組每月

15

日前在交易中心平臺上選擇次月機組參與市場方式。虛擬電廠機組可選擇以報量報價或報量不報價的方式參與日前市場。虛擬電廠機組根據參與現貨市場方式，于競價日

12:00前在電力交易平臺上申報運行日信息。未申報的機組默認不參與運行日現貨市場。（四）現貨市場申報152.山東虛擬電廠運營模式（四）現貨市場申報報量不報價機組將機組申報運行日曲線作為出清邊界，不優化。其中#2R機調節時段和調節量通過申報運行日曲線和基線相減得出。報量報價機組發電儲能類機組報價范圍應覆蓋最大用電負荷到最大發電出力的區間，在該區間內單調非遞減。負荷類機組報價范圍應覆蓋最大用電負荷到最小用電負荷的區間，在該區間內單調非遞減。同時，申報運行日參與調節時段。#2F機組報價按照用電負荷進行申報，報價覆蓋用電負荷上下限；#2R機組報價按照調節量進行申報，報價覆蓋調節量上下限，小于0的部分為下調部分。#2R機組報價曲線示意圖#2F機組報價曲線示意圖發電儲能類機組報價曲線示意圖162.山東虛擬電廠運營模式（五）現貨市場出清以“報量不報價”方式參與出清虛擬電廠按照申報信息參與日前市場出清。以報量不報價方式參與現貨市場的虛擬電廠機組，日前申報96點發用電曲線，在滿足系統安全前提下，參與現貨市場相出清，并接受市場價格。實時市場執行日前市場出清計劃。以“報量報價”方式參與出清以報量報價方式參與市場的虛擬電廠機組，可自愿選擇是否參與實時市場。不參與實時市場的虛擬電廠機組，按照機組申報量價信息，在滿足電網安全運行的情況下，參與日前市場出清，實時市場執行日前市場出清計劃。參與實時市場的虛擬電廠機組，應具備與調度系統實時信息交互功能，跟蹤實時市場計劃曲線。報量報價參與實時市場的虛擬電廠機組出清機制與日前市場一致。電力調度機構可以按需調用接受市場價格的直控型和短時響應型虛擬電廠機組，對其日前發電計劃進行修改。#2R機市場出清以報量不報價方式參與市場的#2R機，出清邏輯為：日前申報運行日計劃曲線和基線，相減即可得出調節量。以報量報價方式參與市場的#2R機，出清邏輯為：根據報價和調節時段在調節能力上下限內進行優化，得到參與調節時段內的調節量曲線，疊加基線后方為日前用電負荷曲線。172.山東虛擬電廠運營模式（五）市場結算虛擬電廠運營商調節電量收益為各機組調節電量電費之和。發電儲能類機組（#1

機）調節電量電費分別按照發電側主體、用戶側主體電能量電費計算方法執行。容量補償費用依據虛擬電廠可用容量結算。日市場化可用容量=運行日負荷高峰時段的機組實際平均上網電力（小于

0，按

0

計）。全電量負荷類機組（#2F

機）調節電量電費分別按照用戶側主體電能量電費計算方法執行。調節量負荷類機組（#2R

機）調節量電費按照調節電量和電價差值（當月中長期合約電價與實時市場統一結算電價的差值）的乘積結算。虛擬電廠#2R機組可以通過調節電量*價差（中長期-實時）的形式，獲取調節量收益。案例：該時刻中長期與實時的價差約為0.5元/千瓦時，用戶少用電200千瓦時，虛擬電廠利用價差收