中國儲能網訊：在全面落實“雙碳”戰(zhàn)略部署和“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略的背景下，加快提升以虛擬電廠技術為手段的需求響應能力，對構建科學合理的新型電力系統(tǒng)、推動能源綠色低碳轉型和構建新型能源體系意義重大。
近年來，我國新能源實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，裝機規(guī)模穩(wěn)居全球首位。截至2023年6月底，全國風電、光伏發(fā)電累計裝機容量分別達3.89億千瓦、4.7億千瓦，電力行業(yè)綠色低碳轉型成效顯著。但要實現(xiàn)2030碳達峰和2060碳中和，新能源裝機分別需要大幅度提升至約17億千瓦和70億千瓦。
然而，新能源能量密度低、穩(wěn)定性差，具有波動性、間歇性、反調峰性等特征，導致電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力不足，亟需在電源側、電網側、用戶側同步發(fā)力，特別是調度運行模式將由以大電源大電網為主要控制對象、源隨荷動的調度模式，向源網荷儲協(xié)調控制、輸配微網多級協(xié)同的調度模式轉變，確保電力系統(tǒng)的運行更加安全平穩(wěn)高效，系統(tǒng)整體成本更加合理。即需要以發(fā)展虛擬電廠為重要引擎構建新型電力系統(tǒng)，以推動能源綠色低碳轉型、構建新型能源體系。
應運而生的虛擬電廠
在構建“清潔、低碳、安全、高效”的新型電力系統(tǒng)大背景下，虛擬電廠應運而生。虛擬電廠是一種通過先進信息通信和監(jiān)測控制技術,將不同空間的可調負荷、電動汽車、儲能、微電網、分布式電源等多種資源聚合起來，實現(xiàn)自主協(xié)調優(yōu)化控制，參與電力系統(tǒng)運行和電力市場交易的智慧能源系統(tǒng)。它既可以作為“正電廠”向系統(tǒng)供電調峰，又可以作為“負電廠”，加大負荷消納配合系統(tǒng)填谷，對推動能源低碳綠色轉型發(fā)展具有重要的現(xiàn)實意義。
從電網側，發(fā)展虛擬電廠可提高電網安全水平。風光水等可再生新能源的發(fā)展與并網，帶給電網的隨機性和波動性，影響電網的穩(wěn)定安全。虛擬電廠可以將需求側的分散資源聚沙成塔，與電網進行靈活、精準、智能化互動響應，有助于平抑電網峰谷差，提升電網安全保障水平。比如在用電高峰期，工業(yè)園區(qū)可以調節(jié)用電高峰時段的工作，少開機甚至不開機，在夜間低谷時段爭取滿負荷生產。用戶也可以在用電低谷期，主動給電動汽車充電。從電源側，可促進新能源消納。隨著光伏、風電等大規(guī)模波動性較強的電源接入電網，出力和負荷相匹配越來越難，可導致出現(xiàn)負電價情況。
2023年5月1日20時至2日17時，山東實時負電價時段長達21小時，刷新了長周期現(xiàn)貨試運行的負電價時長記錄。通過虛擬電廠提高能源系統(tǒng)的靈活性，則不僅可以有利于發(fā)揮現(xiàn)貨市場的作用，還可以防止負電價現(xiàn)象，提升系統(tǒng)調節(jié)能力，降低“三棄”電量。
從用戶側，可提升用戶效能。電力用戶通過參與需求響應，用能效率大幅提升，在降低電費的同時，還可以獲取需求響應收益。如江蘇南京試點項目，平均提升用戶能效約20%無錫試點項目，提高園區(qū)整體綜合能源利用率約3%，降低用能成本約2%，年收益約300萬元。
從產業(yè)側，虛擬電廠擁有廣闊發(fā)展前景。我國東西部電力供需關系趨緊，2022年全國最大負荷約12.9億千瓦，按照5%的可調節(jié)能力測算電力峰谷差，各地年最高負荷95%以上峰值負荷不足50小時，按滿足5%峰值負荷需求，約為6450萬千瓦可調負荷能力，需火電電力建設投資4000億元左右，若建虛擬電廠只需500-600億元，即八分之一的投資就可以支撐以往火電廠削峰填谷的效用。
國內外發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢
由于各國資源稟賦以及市場規(guī)則各有不同，虛擬電廠理論和實踐在發(fā)達國家已經成熟且各有側重。其中，美國以可控負荷的需求響應為主，參與系統(tǒng)削峰填谷；以德國為代表的歐洲以分布式電源的聚合為主，參與電力市場交易；日本以用戶側儲能和分布式電源為主，計劃到2030年超過2500萬千瓦；澳大利亞以用戶側儲能為主，特斯拉公司在南澳建成了號稱世界上最大的以電池組為支撐的虛擬電廠。
歐洲大部分國家分布式能源比較普及，目前虛擬電廠已進入商業(yè)化階段，并以發(fā)電資源聚合為主。從發(fā)展分布式能源思路更加強調虛擬電廠在輔助市場的功能，以分布式電源、儲能資源的整合，并形成統(tǒng)一調配，降低棄風棄電、負電價損失為主要目標，重點解決可再生能源消納和電網平衡問題。
其中以德國NextKraftwerke最為典型，該公司成立于2009年，采用面向發(fā)電側進行能源聚合、面向電網側進行靈活性儲能供應和面向需求側的需求響應三種運營模式，2018-2020年公司營業(yè)收入分別6.28、7.35、5.95億歐元。截至2022年第二季度，公司管理14414個分布式發(fā)電設備，包括生物質發(fā)電裝置、熱電聯(lián)產、水電站、風光電站等，總體管理負荷規(guī)模達到10836MW。美國虛擬電廠更注重整合用電需求側的資源，美國目前是世界上實施需求響應項目最多、種類最齊全的國家，約有28GW的需求側資源參與其中，約占高峰需求的6%。
美國虛擬電廠計劃通常由公共事業(yè)企業(yè)（Utility）或能源零售商運營。比較典型的如特斯拉公司，其與加州公用事業(yè)公司PG&E合作開展名為“EmergencyLoadReductionProgram”的虛擬電廠項目，擁有Powerwall的用戶可以自愿通過特斯拉應用程序注冊加入該虛擬電廠項目。特斯拉通過提供低價儲能電池或現(xiàn)金，換取家庭一部分電力的控制權，必要時給零售商提供電力，從而獲取輔助服務收益。2022年，所有參與計劃的Powerwall的用戶在電網面臨巨大壓力的緊急情況下，每向電網提供一度電即可獲得2美元收益，遠高于加州平均住宅電價25美分/度電。
我國虛擬電廠仍處于萌芽培育階段,起步“十三五”，大部分處于試點示范階段。上海、河北、廣東等地也陸續(xù)開展了電力需求側虛擬電廠的試點，但總容量僅300萬千瓦。各省份電網、發(fā)電集團開展試點的虛擬電廠項目以邀約型試點為主，目前只有冀北虛擬電廠一期試點屬于市場型虛擬電廠，隨著電力市場機制逐漸完善，我國虛擬電廠正處于邀約型向市場型過渡階段。
能源電力行業(yè)數字化智能化加快推進虛擬電廠相關技術飛速發(fā)展，為虛擬電廠產業(yè)提供了良好技術基礎和應用環(huán)境。近年來，大數據、云計算、物聯(lián)網、區(qū)塊鏈、人工智能等新技術快速發(fā)展，隨著這些技術在虛擬電廠領域得以應用，加速用戶側可調資源和分布式能源資源的高效利用，推動虛擬電廠產業(yè)的快速發(fā)展。但當前我國虛擬電廠發(fā)展還存在一系列的問題和挑戰(zhàn)。
第一，我國虛擬電廠政策還有待完善，亟待出臺國家層面專項政策標準。目前，國家層面還沒有正式頒布專項的虛擬電廠政策標準，《虛擬電廠管理規(guī)范》《虛擬電廠資源配置與評估技術規(guī)范》兩項國家標準獲批立項，正在起草過程中。
第二，我國虛擬電廠總體處于試點示范階段，且省級層面缺乏統(tǒng)一的虛擬電廠平臺。虛擬電廠目前開展虛擬電廠試點的省份最具特色的有上海、冀北、廣東、山東等。江蘇主要參與需求響應市場而非嚴格意義上的虛擬電廠，上海主要以聚合商業(yè)樓宇空調資源為主開展虛擬電廠試點，冀北主要參與華北輔助服務市場為主，廣東主要以點對點的項目測試為主，山東試點項目目標是開展現(xiàn)貨、備用和輔助服務市場三個品種交易、完成現(xiàn)貨和需求響應兩個機制銜接及建設一個虛擬電廠運營平臺。開展虛擬電廠市場主體主要有冀北電力公司、上海供電公司、合肥供電公司、國網綜合能源服務集團有限公司、南方電網公司、國電投公司等。目前，省級層面還缺乏統(tǒng)一的虛擬電廠平臺。已建的虛擬電廠平臺參差不齊，沒有統(tǒng)一的標準和接口，主要是分散的不同市場主體自建虛擬電廠為主，但并沒有全部接入到統(tǒng)一的省級/市級/區(qū)域級虛擬電廠平臺上，實現(xiàn)與大電網的互動控制。
第三，虛擬電廠商業(yè)模式仍不清晰，均處于探索階段。當前我國虛擬電廠商業(yè)模式尚不清晰，更多的是通過價格補償或政策引導來參與市場。江蘇主要參與需求響應，進行削峰填谷，在實踐規(guī)模、次數、品種等方面均位居國內前列；上海主要參與需求響應、備用和調峰三個交易品種，是國內參與負荷類型最多、填谷負荷比例最高、參與客戶最多的；冀北主要參與調峰為主的輔助服務市場，以促進消納風電、光伏等可再生能源的填谷服務為主，是少有的完全市場化運營模式；廣東主要參與需求響應市場，盡管其調頻輔助市場已經運行，但由于技術難題尚未解決，用戶側資源仍未納入到調頻輔助服務中；山東試點主要參與現(xiàn)貨能量、備用和輔助服務市場交易，完成報價保量參與日前現(xiàn)貨、需求側管理機制的銜接，逐步從政策補貼向市場化過渡。
虛擬電廠典型商業(yè)模式
一個企業(yè)，其完整的商業(yè)模式體系包括企業(yè)的定位、業(yè)務系統(tǒng)、盈利模式和企業(yè)價值等多方面。這些方面相互影響，構成有機的商業(yè)模式體系。任何一個主要因素發(fā)生變化，都會催生出不同的商業(yè)模式。根據國外虛擬電廠商業(yè)化應用及國內虛擬電廠試點運行的情況，主要依據電力市場化的完善程度和收入來源的不同，將虛擬電廠的商業(yè)模式劃分為三種不同類型：分別為側重于發(fā)電側管理的歐洲模式，側重于需求側管理的美國模式和處于起步階段以邀約需求響應為主向市場型過渡的中國模式。
（一）側重于發(fā)電側管理的歐洲模式
定位：由于歐洲發(fā)電資源較為分散，其虛擬電廠主要聚焦于電力供給側，聚合發(fā)電資源，幫助可再生能源企業(yè)穩(wěn)定并網，協(xié)調發(fā)電功率。
運營主體：歐洲模式虛擬電廠的運營主體主要有獨立虛擬電廠運營商、發(fā)電公司和輸電網運營商。
參與的主要業(yè)務：在批發(fā)市場銷售可再生能源電廠生產的電量，直接參與電力現(xiàn)貨交易，參與調峰、調頻等輔助服務。
收益方式：一是獲取電力交易及輔助服務收益的分成，二是通過幫助發(fā)電企業(yè)降本增效而收取服務費分成。例如，歐洲最大的虛擬電廠運營商NextKrafwerke，其虛擬電廠業(yè)務分為三種模式：面向發(fā)電側進行能源聚合，虛擬電廠實時監(jiān)測發(fā)電情況，避免因可再生能源發(fā)電的不穩(wěn)定性而導致的違約損失；面向電網側進行靈活性儲能供應，虛擬電廠接收電量平衡信號，向輸電運營商提供調峰、調頻服務來賺取收益；面向需求側的需求響應，虛擬電廠通過對需求負荷的控制來對電網側進行輔助服務，賺取服務費用，另外通過將用電負荷分配到低時段，降低電力采購成本。
（二）側重于需求側管理的美國模式
定位：美國太陽能資源豐富，家用光伏裝機多，容量高達22.5GW，隨著戶用光伏裝機容量的增長，需求側響應成為美國能源重要政策之一，因此美國模式的虛擬電廠主要聚焦于需求側響應。美國目前是世界上實施需求響應項目最多、種類最齊全的國家，約有28GW的需求側資源參與其中，約占高峰需求的6%。
運營主體：美國模式虛擬電廠的運營主體主要是公共事業(yè)公司或能源零售商。
參與的主要業(yè)務：通過合約的形式，取得戶用光伏部分電力控制權，必要時給能源零售商提供電力，能源零售商通過儲能聚合這些電能并在用電峰期提供給需要的用戶。
收益方式：將聚合的戶用光伏的電能通過儲能設施在低價時段儲存，在用電高峰時段高價銷售給終端用戶或輸電運營商，通過電價差獲得利潤。例如，美國的特斯拉公司，其依托虛擬電廠智能平臺Autobidder實現(xiàn)在交易端與公用電網的連接，形成“車+樁+光+儲+荷+智”新能源生態(tài)體系。
（三）以邀約需求響應為主向市場型過渡的中國模式
定位：聚合資源，參與需求側響應和輔助服務。我國已經開展試點地區(qū)的虛擬電廠均屬于此種類型。當前，由于我國儲能和分布式電源以及電力交易市場尚未發(fā)展成熟，虛擬電廠主要處于邀約型向市場型過渡的階段。
運營主體：電網公司、售電公司、第三方獨立聚合商等。聚合的資源類型：主要為工商業(yè)柔性可控負荷、分布式電源、儲能裝置及電動車充電樁等。
資源特點：聚合的柔性負荷數量較少，分布式電源范圍跨度不大、儲能裝機規(guī)模較小。
收益來源：主要來自于輔助服務補償和需求響應補償。輔助服務以參與調峰為主，部分省份在輔助服務細則之外制定了需求側響應方案，內部可調節(jié)負荷單元較多的虛擬電廠可以通過參與需求側響應獲取補償。例如，國內首個落地的冀北虛擬電廠項目，2019年12月正式投運，累計聚合張家口、秦皇島、承德、廊坊、唐山等冀北5市和北京市蓄熱式電采暖、智慧樓宇、可調節(jié)工商業(yè)等11類可調節(jié)資源，總容量35.8萬千瓦，最大調節(jié)能力20.4萬千瓦。主要參與華北調峰輔助服務市場，根據系統(tǒng)調峰需求實時聚合調節(jié)接入資源，在新能源大發(fā)期間增加用電需求，減少火電廠不經濟的深調狀態(tài)，獲得與調峰貢獻相匹配的市場化收益。截至2022年底，虛擬電廠運營商和用戶總收益達670余萬元，平均度電收益182元/兆瓦時。
虛擬電廠發(fā)展策略及建議
第一，應當盡快啟動虛擬電廠頂層設計。出臺國家層面的虛擬電廠指導性文件，明確虛擬電廠定義、范圍、發(fā)展定位、發(fā)展目標及分步實施策略，建立虛擬電廠標準體系，明確能源主管部門牽頭建設虛擬電廠，積極培育“聚合商”市場主體等。同時，積極推進省級層面虛擬電廠專項政策出臺，為市場主體開展虛擬電廠業(yè)務提供政策依據。明確虛擬電廠作為市場主體參與電力市場的認定、準入、交易、結算規(guī)則等。
第二，加快完善激勵政策和市場化交易機制。豐富虛擬電廠激勵資金，來源可包括尖峰電價中的增收資金、超發(fā)電量結余資金、現(xiàn)貨市場電力平衡資金、跨省可再生能源電力現(xiàn)貨交易購電差價盈余等。加快完善虛擬電廠與現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、容量市場的銜接機制。全面深化電力輔助服務市場，完善跨省跨區(qū)輔助服務交易機制，推動建立電力用戶參與輔助服務的費用分擔共享機制。此外，作為虛擬電廠運營主體，未來在電力現(xiàn)貨市場下，電價波動將增大收益的不確定性，需重新構建收益測算模型及價格響應優(yōu)化策略。
第三，亟需建設統(tǒng)一的虛擬電廠接入平臺。考慮電網安全問題，使得各類社會資本投資的虛擬電廠平臺能按照統(tǒng)一的技術規(guī)范標準接入統(tǒng)一的平臺，實現(xiàn)與電網的雙向互動，實現(xiàn)省內資源乃至全國最優(yōu)配置。山西最新出臺的虛擬電廠政策明確了這一點，“虛擬電廠可基于省級智慧能源綜合服務平臺建設技術支持系統(tǒng)，也可以獨立建設技術支持系統(tǒng)，但應接入省級智慧能源綜合服務平臺，均應滿足《虛擬電廠并網運行技術規(guī)范》”。
