虚拟电厂参与第三方辅助服务市场设计与实践

虚拟电厂参与第三方辅助服务市场设计与实践唤醒灵活条件资源的重要意义02

国内外相关市场机制及运行情况03安徽独立第三方辅助服务实践目录CONTENTS(一)我国新能源发展现状“十三五”期间，我国新能源突破发展，2020年国家电网实现“三个突破”。口新能源新增装机突破1亿干瓦。累计装机4.5亿千瓦(风2.3、光2.2亿千瓦),圆满完成国家“十三五”装机目标。风、光最大出力均突破亿千瓦，达1.02和1.14亿千瓦。口新能源电量占比突破10%。全年新能源发电量5872亿千瓦时、发电占比达10.2%,国家电网全面进入新能源高占比时代，叠加电力电子设备高比例接入，“双高”特征愈发明显。口新能源利用率突破97%。新能源利用率达到97.1%,实现自2017年以来的四连升，全面完成国家清洁能“十三五”初的弃电问题的得到缓解。源消纳三年行动计划利用率考核要求，背景与意义新能源装机容量(亿干瓦)新能源发电量(亿干瓦时)新能源利用率(二)我国新能源发展趋势与相关问题“十四五”期间，我国新能源将实现“量变”到“质变”,相关问题更需关注。口电网安全稳定运行问题。在未来相当长的时间内，交流电力系统的功角、频率、电压稳定仍然需要同步电源维持。但随着新能源大量替代常规电源，维持稳定的物理基础被不断削弱。口电力供应安全保障问题。电力系统发用电必须实时平衡，目前主要通过调节可控电源出力跟踪负荷变化。随着新能源快速发展，可控电源占比下降，风光小发时保供难度极大。口分布式电源“可观可测、可调可控”及涉网性能均低于集中式新能源，系统面临更大挑战。生物质6000万干瓦、2700亿千瓦时

水电4.1亿干瓦、

1.6万亿干瓦时

核电1.2亿干瓦、

9360亿干瓦时化石能源75%化石能源消费量背景与意义水电、核电、生物质

发电终端非化石能源发电需

4.7万化千瓦时终端非化石能源直接利用新能源2.2万亿千瓦

时新能源装

机12亿干瓦非化石能源消费

量14.25亿吨标煤95%来自电力非化石能源

25%能源消费57亿吨标煤风电、太阳能发电(三)新型电力系统的内涵新型电力系统承载着能源转型的历史使命，是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首

要

目

标

，以

坚

强

智

能

电

网

为枢

纽

平

台

，以源网荷储互动与多能互补为支

撑

，具

有

清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。基本前提

首要目标

枢纽平台

支撑清洁低碳、安全可

控、灵活高效、智

能友好、开放互动背景与意义满足经济社会发

展电力需求新型电力

市场机制源网荷储互动

与多能互补确保能源

电力安全基本特征坚强智能电网

co,im口间歇性、随机性程度较高口

“极热无风、晚峰无光”特征频显□电网发用电平衡面临较大挑战口电力系统转动惯量持续下降口系统调频、调压能力不足口电网稳定水平下降，连锁故障风险提升口电力保供压力逐年增大新型电力系统呈现新特性高比例新能源高比例电力电子设备夏季/冬季“双峰”●

充分发挥储能、电动汽车、可调节负荷、负荷聚合

商、虚拟电厂等调节能力●通过市场化手段促进“多元互动”,缓解电网调节

能力困境

背景与意义(四)灵活调节资源的重要性●

常规火电等基础调节资源发电占比下降●传统“源随荷动”的计划机制难以满足

系统平衡及调节需求加强电网调节能力传统发电资源灵活调节资源唤醒灵活条件资源的重要意义02

国内外相关市场机制及运行情况03安徽独立第三方辅助服务实践目录CONTENTS>2015年，中发9号文发布，标志本轮电力体制改革的开端。2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》,为储能等灵活性资源参与电力辅助服务提供依据。国家eE

FPRQBhMBES

(6%)RMIB5D

BaN**D

**a国家发制改率委关于发挥份格杠杆作用促进光伏产业健康发据的通知.

1…***

.……

……

+****x

86180.………国家顶层设计………-4…………………….国内机制探索国家电网STATE

GRID国网安徽省电力有限公司*2.D..国家能源局文件中共中央文件4410

…国家发展和改革委员会文件中中A.

国

8808B**mEF*

co,im-.-(-)*88*****

+*4**………m*…->华北地区受制于火电机组供热调峰能力差，传统水电等灵活性调节资源缺乏，利用

市场机制引入电动汽车、储能、电采暖等资源参与电网调峰。>山西地区为促进新能源消纳、降低社会用能成本，引入储能和用户可控负荷参与电

力调峰市场交易，

实现源、网、荷、储的交互融合。江苏地区为提升电网调节能力，引入市场可调负荷或虚拟电厂提供中长期和短期两种

尺度的用电调节服务，

以响应电网负荷需求，同时增加储能装置作为系统快速调频资

源

，共同提升电网电能质量。独立主体参与备用辅助服务市场的结算试运行，并在2023年1月开展了首次第三方独立主体参与电力辅助服

务结算试运行工作。相关研究成果和经验可为新型电力系统配套的辅助服务市场建设提供一定参考。安徽于2020年底启动了第三方独立主体参与辅助服务市场的方案编制，2021年8月开展了第三方华北地区山西地区江苏地区国内机制探索国内探索各地试点探索安徽探索各省市对于需求侧灵活性资源参与调峰市场的形式普遍采取聚合方式，部分地

区满足准入技术条件的主体可作为第三方独立主体参与，

例如华北等地。部分地区

针对需求侧灵活性资源单独设置市场交易品种，例如山东、上海两地调峰市场增加

虚拟电厂有偿调峰的交易品种。江苏地区允许需求侧灵活性资源以综合能源服务商

的形式参与江苏电力启停调峰市场交易，也可以虚拟电厂的形式参与电力市场用户

可调负荷辅助服务市场。1、调峰市场需求则三汗料恣酒能够左电网调峰能力不只时润救白自运行曲线，

担件迥峰照名市场准入

报价出清

结算分摊国内机制探索atattaco,im102、

调频市场我国各省市调频辅助服务市场大多采用“两个细则”作为运行规则，仅允许燃煤火电机组参与

调频市市场准入

报价出清

结算分摊目前需求侧主体只需申报是否参

与调频市场，作为市场出清价格的接

受者，根据“七日综合调频性能指标”

由高到低排序后出清，最终出清价格

为市场最高成交价PM与市场补偿标准

的乘积。当前在准入技术条件上，江苏调频市场要求具备AGC

(自动发电控制)

调节能力的综合能源服务商汇集单站

容量达到充/放电功率5MW

以上的储

能电站，汇集总容量达到充/放电功

率10MW

以上、持续时间2h以上。国内机制探索

co,im11调频类型交易品种适用场景调节调频上调频频率轻微下降(不低于49.85Hz)下调频频率轻微上升(不高于50.15Hz)应急调频6s上调频突发事件发生后频率大幅下降6s下调频突发事件发生后频率大幅上升60s上调频频率大幅下降后稳定频率60s下调频频率大幅上升后稳定频率5min上调频频率大幅下降后，将频率恢复正常5min下调频频率大幅上升后，将频率恢复正常口澳大利亚NEM

(全国电力市场)由AEMO

(澳大利亚能源市场运营商)运营，市场辅助服务包括

FCAS

(频率控制辅助服务)、NSCAS

(网络支持和控制辅助服务

)

、SRAS

(黑启动辅助服务),

其中FCAS又细分为8个交易品种，

如右表所示。成熟的电力市场不单独设置调峰市场，而是通过其现货市场中的实时平衡市场或平衡机制，以实时电价的变化引导市场主体主动参与系统调节。1、

澳大利亚调频市场国外市场实际

co,im12>

报价出清与市场结算虚拟电厂参与FCAS

市场需通过市场管理系统提交各个交易品种能够提供

的容量以及相应的价格，市场调度机构

按照报价从低到高排序，根据需求量每5

分钟出清结算。>

运营情况分析由EnergyLocals

和Tesla

联合运营

的SA

虚拟电厂是澳大利亚VPP

示范项

目的首个市场参与者，在参与市场的前4

个月(2019年9月13日至2020年1月

12日),获得收益224926美元。成熟的电力市场不单独设置调峰市场，而是通过其现货市场中的实时平衡市场或平衡机制，以

实时电价的变化引导市场主体主动参与系统调节。国外市场实际1、澳大利亚调频市场方式1:VPP聚合商与

市场零售商签

订双边合约双边合约方式3:VPP聚合

商注册为MASPVPP参数

申报方式2:市场零售商

同时为VPP聚合商>

市场准入计量

VPP参数数据

申报VPP参数

\申报零售商(FRMP)零售商(FRMP)VPP

聚合商VPP

聚合商计量

数据AEMO13市场类型分辨率精度误差容量市场1min±2%主能量市场>10MW无要求±2%≤10MW1min±2%调频市场2s/10s±2%备用市场1min±2%过99kW,参与调频市场响应的用户需具备5分钟响应能力。在遥测数据分辨率上，根据聚合体参与市场类型的不同有所区别，如下表所示。2、

北美PJM电力市场但所聚合的单个终端用户容量最多只有一个可以超聚合总容量不低于100kW,国外市场实际142、

北美PJM电力市场根据响应时间的差别，当前PJM备用市场交易品种如下表所示。需求侧资源通过申报可削减负荷量，可参与备用市场的所有交易品种，其交易组织流程与其他发

电资源相同，以报量报价的形式参与市场竞争。交易品种响应时间运行备用<30min一次备用旋转备用<10min快速启动备用补充事故备用10~30min国外市场实际aTatti

co,im15由ENTSO-E(欧洲输电系统运营商网络)管理的欧洲电力平衡市场以及由英国国家电网管理的英国电力市场构成欧洲电力市场辅助服务交易的主体。>

欧洲电力市场面向需求侧灵活性资源参与的辅助服务交易品种主要为频率控制类服务，包括FCR

(频率控制备用)、aFRR

(自动频率恢复备用)、mFRR

(手动频率恢复备用)、

RR

(替代备用),各项服务

均包括能量和容量两种交易标的。>

英国运行备用市场FRSTOR响应时间不超过2min不超过20min响应速率至少25MW/min无要求响应容量最低25MW最低3MW持续性至少15min至少2h,60h内可再次响应3、

欧洲电力市场国外市场实际

co,im16唤醒灵活条件资源的重要意义02

国内外相关市场机制及运行情况03

安徽独立第三方辅助服务实践目录CONTENTS安徽电网基本情况安徽电网目前已基本建成以“两交两直”特高压为核心，以“东西互供、南北贯通”

的500千伏电网为骨干，以沿海电源群为支

撑的坚强主网架。通过两回±800千伏直流

特高压分别与四川电网和宁夏电网相连。2022年将面临白鹤滩入浙建设攻坚。口华东枢纽，交直混联，特性复杂是唯一与周边三省一市均有联络线的电网，电力交互频繁复杂。作为大受端电网，频

率、电压稳定存在一定隐患。受台风、雨雪气候因素影响，电网运行承压。安徽电网和市场基本情况安

青◎绍兴兰江◎莲都需州项

荆

门

魏屏简家项东吴同里风新华南桥奉练塘潭

东(20S

年廓)atart

chi

co,im志源重

翻福建

榕城站勇和

程

班准南◎野验政平◎18安徽电网基本情况安徽全社会用电量情况2021年，全省用电需求保持较快增长，全年全社会用电量约5514亿干瓦时，同比增长14.17%。

用电负荷历史性突破亿级大关。◆安徽电网外来电情况安徽是电力受入大省，2021安徽电网最大受电电力为3578万干瓦，同比增长6.37%。全年累计受电量

1767亿干瓦时，同比下降1.14%。口用电增长快，外电依赖大全省经济继续保持健康发展态势，可能存在供电缺口。2021年外来电情况累计受电量1767亿千瓦时统调发电量2962亿千瓦时■累计受电量■统调发电量安徽电网和市场基本情况atattaco,im19燃煤机组装机容量

51%仍为安徽第一大电源安徽全社会发电装机容量9693

万千瓦燃气1256,13.09风光1408,14.5%安徽电网和市场基本情况安徽电网基本情况抽蓄458,4.7%燃

煤4946,51.0%华东调度装机119612.39%非统调装机228623.6%统调装机621164.1%水电718,7.4%核电9.4%atattaco,im口包括一次调频和二次调频，是指当电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统(

一

次)、自动功率控制(二次)等方式，调整有功功率减少频率偏差和满

足联络线功率控制要求所提供的服务。口包括填谷调峰和削峰调峰，指为了跟踪负荷的峰谷变化以及新能源出力变化，并网主体根据调度指令，通过调整自身用电行为完成增加或减少用电负荷所提供的服务。口指为了保证电力系统可靠供电，并网主体利用自身剩余调节能力，

在规定时间内下

调预留用电容量以响应调度指令所提供的服务。口指为了保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度指令通过自动电压控制、调相运

行等方式，向电网注入或吸收无功以实现调整无功分布所提供的服务。口指电网事故频率变化超出阈值时，并网主体根据自身电力惯性特性通过有功功率的

快速控制以提供正阻尼调节，阻止系统频率突变所提供的服务。口指为应对不确定性因素带来的系统净负荷的短时大幅变化，具备较强爬坡能力的并网主体根据调度指令快速调整出力以实现电网发用电平衡所提供的服务。调频调峰备用无功调节转动惯量快速爬坡辅助服务市场品种与市场准入辅助服务

市场品种

co,im21第三方

独立主体

准入门槛辅助服务类型调节功率/容量提供时长调频服务≥±5MW≥2h一

次调频：频率控制死区、调差系数符合要求；二次调频：按规定安装AGC或APC装置，响应性能满足要求。调峰服务≥5MW/5MWh≥1h按市场中标量执行实际负荷响应量。备用服务≥1MW/1MWh≥1h应在接到调度指令的10min内完成削减中标负荷量，且至少持续1h备用响应。基本要求：具有良好信用、财务核算独立能够承担民事责任能力的独立法人或经法人授

权的非独立法人，

在市场运营机构完成注册、测试、认证，并满足电网接入要求，电力

电量数据传输、计量、控制符合并网主体相应规范。●市场初期，第三方独立主体可参与提供调频、调峰和备用辅助服务。辅助服务市场品种与市场准入atattaco,im22·第三方独立主体参与辅助服务交易，按照交易周期分为中长期、日前和日内交易方式，

交易手段

包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等形式。申报内容每日各时段一次或二次调频可提

供容量、单位调频容量报价等每日各时段填谷或削峰的调峰可

提供容量、单位调峰容量报价、

最大持续响应时长等每日各时段旋转备用可提供容量、

单位备用容量报价等年前至日前

日前/日内

实时运行时间最高限价一次、二次调频分别暂

定为120、60元/MWh填谷、削峰分别暂定为

400、500元/MWh暂定为15元/MWh辅助服务需求辅助服务

供应申报采用边际定价中长期辅助服务交易·

公开招标/挂牌/拍卖·

双边协商辅助服务

类型调频调峰备用最低限价0元/MWh0元/MWh0元/MWh市场交易组织日前/日内辅助服务交易执行调用集中出清市场申报衔接供应量价格123辅助服务类型响应要求考核内容调频服务应及时响应系统频率偏差和联络线口子偏差；实际调节速率、响应时间、调节精度及其组成的综合调频性能指标应满足要求·若因自身原因在中标时段持续退出调节或调节性能较差将取消补偿并予以考核。调峰服务应参考日前负荷基线水平及时调整自身用电行为，按中标调峰量在指

定时段增加用电或减少用电，实现缩减系统负荷峰谷差·若实际调峰调节量不足将取消补偿并予以考核。备用服务应在中标时段每时每刻确保具备备用实时调用能力。当接收到紧急调度指令后，应在10分钟内完成削减相应负荷量，并确保至少持续1小时的备用响应，·若响应快速性、有效响应量、响应持续时

间有一项不满足要求，则取消补偿并予以

考核。储能装置、电动汽车

>

可直接将指令或响应曲线在线下发至终端执行可调节负荷

>

可离线或在线灵活调整用电行为以满足系统需要负荷聚合商、虚拟电厂

>

可将指令在线分解后下发至子资源控制管理系统执行第三方独立主体应在中标时段保证具有充足的提供对应辅助服务的能力，对于不同的辅助服务品种，如调频、调

峰、备用等，其应用场景、调用途径和考核方式也有所区别。调用执行第三方独立主体需有效执行调度机构的调用指令，

不同资源其实现途径有所不同：

24调度执行与结算Fktt6

co,im·安徽第三方独立主体提供的日前、日内辅助服务的收益费用在发电侧和市场化用户之间分摊，其承担的考核费用纳入华东区域“两个细则”进行考核分摊。

25每日统计月清月结调频收益调峰收益备用收益一次调频

一次调频出清价格

×

中标容量填谷调峰

填谷调峰出清价格

×

中标容量备用出清价格

×中长期辅助服务交易由合同双方按约定结算，而不再额外结算。削峰调峰削峰调峰十

出清价格

×

中标容量=

Z

Z=

Z二调度执行与结算辅助服务交易费用=

调频收益十

调峰收益

十

备用收益综合调频性能指标

×二次调频

出清价格■

考核费用二次调频

中标容量备用中标容量十×2021年8月，安徽电网迎峰度夏期间电力供需平衡趋紧，安徽于8月4日、5日和6日开展了第三方独

立主体参与备用辅助服务市场首次试运行，本次市场交易品种为备用辅助服务。参与本次备用市场日前交易的第三方独立主体共有25家，包括21家电力用户，以及电动汽车公司、省铁塔

公司等4家负荷聚合商，类型涵盖可中断负荷、储能等优质响应资源，累计注册可控负荷为180兆瓦。在8:00~11:00以及13:00~22:00电网负荷早、午、晚峰需求时段，第三方独立主体的备用容量需求为100兆瓦，每时段申报主体容量总和在79~126兆瓦之间，如图1所示。

所有时段出清单价均为15元/兆瓦时。安徽运行实践——开展备用市场试点图1.试点期间各时段主体申报容量总和安徽实践

co,im26试点单位单价(元/MW-h)平均备用容量(MW)时长(h)市场红利(元)铁塔公司1520.03610800虚拟电厂1520.03610800负荷聚合商1515.8368532电动汽车159.7365234普通水泥156.0363245·…

·……1)本次试点运行期间，所有主体资源累计提供了10万干瓦的旋转备用，均具备10分钟快速响应的能力，共同承担了系统旋转备用服务的义务，缓解电力供需紧张情形下旋转备用不足的情况，降低了系统备用

成本，共同提升了电网安全稳定运行的能力。2)参与备用辅助服务市场为第三方独立主体带来服务收益，所有市场主体全时段辅助服务累计收益为5.13万元，其中8月4日、5日和6日分别为1.57万元、1.80万元和1.76万元。表2.典型市场主体的备用服务收益情况安徽运行实践——开展备用市场试点经济成效27口在出清容量方面，受春节假期影响，市场主体在申报容量和出清容量上基本呈现逐次降低。截至1月底，填谷调峰辅助服务日前累计出清容量为1977.7兆瓦，日均出清容量为49.4兆瓦。(最大99兆瓦，最小25.5兆瓦。)口在出清价格方面，大多数独立主体基本接近填谷调峰最大申报价格320元/兆瓦时开展申报，整体出清价格偏高安徽实践2023年1月，安徽首次开展第三方独立主体