网讯：7月25日，重庆市虚拟电厂运营服务平台上线，首批虚拟电厂同时投运，有力提升了重庆电网迎峰度夏电力保供能力。目前，该平台已接入聚合商10家，涉及5993户客户，可调节负荷达22.09万千瓦。
国网重庆市电力公司正抓紧研究虚拟电厂参与电能量市场及调峰、调频等辅助服务机制，设计合理的交易品种和交易模式，通过市场化手段让虚拟电厂在丰富电力保供手段、提升电力调度能力方面发挥更大作用。
重庆市一次能源资源禀赋不足，是西南地区唯一的能源净调入省份，近年来电力保供面临较大压力。国网重庆电力积极运用市场化手段，全力做好电力保供，确保电网安全稳定运行和电力可靠供应。
国网重庆电力积极融入全国统一电力市场，充分利用省间通道空间，参加短周期增量交易，提升电力保供水平和清洁能源电量消纳能力。今年，该公司在足额落实国家计划内外购电入渝电量的基础上，积极借用陕武、青豫、祁韶、灵宝等通道增购西北电力，抓住德宝南送能力提升机遇购入陕武、灵绍配套电源电力，紧盯长江上游来水全力争取三峡增发电力送渝。截至目前，重庆电力交易中心已落实8月中长期外购电最大晚峰电力646万千瓦，同比净增302万千瓦，创中长期外购晚峰电力新高。上半年，重庆累计购入市外电120.6亿千瓦时。
除利用省间通道跨区跨省购电外，国网重庆电力还推动建立市内市场化机制，激发发电企业的积极性，引导电力用户移峰填谷，在发用两侧同时挖潜，提升电力保供水平。
2022年10月，重庆电力交易中心在国家电网公司供区率先出台中长期分时段交易机制。“分时段交易是以市场化方式形成发电主体和用电主体各时段电力价格，用价格信号引导电力用户移峰填谷，有助于平衡电力供需，提升电力系统整体效率。”重庆电力交易中心副总经理刘波介绍。截至7月，今年重庆电力中长期分时段交易电量691.5亿千瓦时，占市场化交易电量规模的91.6%，分时段交易比重较2023年全年提升了19.3个百分点，分时段交易规模进一步扩大。
分时段交易的落地实施促进电力用户优化用电，重庆电网峰谷差率较2021年下降了3.8个百分点，煤电机组启停调峰次数较2021年减少近80%；提升了发电企业用电高峰时段的发电积极性，大幅提升了发电可靠性；提升了储能投资建设积极性，2023年重庆市独立储能电站投运84万千瓦，2024年预计投运60万千瓦。今年7月，独立储能电站在重庆第一轮度夏负荷高峰期累计顶峰15天，最大负荷日顶峰电力达75万千瓦。
今年，重庆电力交易中心推出分时段能量块交易和电网代购全分时段交易，交易标的周期缩短至旬（10天），交易组织按工作日连续开市，为市场主体提供了便捷的交易方式和灵活的交易窗口，分时段交易机制设计和应用进一步深化。
由于重庆可再生能源资源有限，国网重庆电力积极探索通过省间绿电交易和调峰辅助服务促进清洁能源电量消纳。重庆电力交易中心通过完善市内电力直接交易与省间绿电交易衔接机制，加强绿电交易宣传和服务，鼓励市内用户、售电公司以平台聚合方式积极参与省间绿电交易，满足用户的绿电消费需求，促进新能源电量消纳。2023年，重庆购进西北新能源电量近10亿千瓦时，惠及全市400余家电力用户。
国网重庆电力还积极推进川渝一体化电力调峰辅助服务市场建设，使市内电力市场与川渝省间调峰辅助服务市场有效衔接，引导市内燃煤发电企业主动与四川水电企业开展调峰互济，全力消纳四川水电。6月下旬至7月，川渝省间调峰辅助服务市场成交17天，累计多消纳四川水电电量581万千瓦时。
