中國儲能網訊：
01.虛擬電廠的定義
虛擬電廠是一種運用先進通信、計算、調度和市場等手段聚合大量的分布式能源并進行統(tǒng)一管理和協(xié)調優(yōu)化的控制系統(tǒng)。該系統(tǒng)對上可以接受電網調度或者面向電力市場參與各種交易，為電網提供快速爬坡的靈活性；對下可以針對分布式電源、可控負荷、充電樁和工商業(yè)儲能等配網級分布式資源實現(xiàn)監(jiān)測和控制，給予海量且分散和多元的分布式能源資源參與系統(tǒng)調節(jié)和市場交易且獲利的機會。
虛擬電廠本質是一種輕資產模式下的協(xié)調管理系統(tǒng)，僅利用軟件系統(tǒng)平臺和通訊技術整合分布式電力資源并把控運行核心和控制要點，并不需要自持或投資分布式資源。
02.虛擬電廠的發(fā)展背景
首先，現(xiàn)階段新能源接入比例和居民及三產負荷快速增長，電力系統(tǒng)于源荷兩端波動性大，于尖峰時刻的供需出現(xiàn)失衡矛盾，故電力系統(tǒng)對于靈活性調節(jié)資源以支撐系統(tǒng)的需求愈發(fā)強烈，且對于靈活性資源的功能需求和內涵定義正逐步外延。
表1 兩峰電力供需局勢
圖1 數(shù)據來源：中電聯(lián)，信達證券，EESA數(shù)據庫
其次，傳統(tǒng)煤電調節(jié)難以滿足新型電力系統(tǒng)對源荷波動調節(jié)的需求。當前電力系統(tǒng)對于短時間尺度的靈活性需求不斷增強，其要求系統(tǒng)調節(jié)側可更快速且頻繁匹配供需平衡，而煤電不適合提供短時顆粒度的靈活性，同時頻繁調節(jié)出力和啟停會使得煤電機組出現(xiàn)損壞。
再次，抽蓄和電化學儲能雖然可滿足電力系統(tǒng)調節(jié)需求，但建設周期長和運行成本高的弊端仍存。抽蓄是擁有調峰調頻調相和黑啟動等多種功能的靈活性資源，但受限于建設工期長、建設條件要求高且建設情況復雜，短期內難有較大增量；電化學儲能是擁有響應速度快可接受秒級/分鐘級調度指令的靈活性資源，但度電調峰成本遠高于火電靈活性改造和抽蓄。
最后，需求側響應用以提升系統(tǒng)靈活性具有高性價比。源側火電靈活性改造單位容量改造投入成本約0.6-0.7元/W，源側抽蓄建設成本約6.3-7.2元/W，儲能投入成本約1.5元/Wh，而需求側響應一般規(guī)?？蛇_到最大負荷3%-5%，推廣費加設備費及運維費用攻擊約0.2-0.4元/W，較源儲兩側性價比更高。
綜上，以需求響應為主的虛擬電廠在當下亟須靈活性資源助力的新型電力系統(tǒng)中逐步走向了大眾的視野，疊加各省發(fā)布政策用以鼓勵虛擬電廠的建設，我國虛擬電廠正加速發(fā)展。
03.虛擬電廠可調節(jié)資源
一切在配電層級和可靈活調節(jié)自身負荷與出力的資源均可參與虛擬電廠調度，主要分為“源、荷、儲”。源類主要有分布式光伏、風電、小型的水電及火電機組等。荷類主要有商業(yè)樓宇、工商業(yè)園區(qū)和冷熱負荷，儲類主要有獨立儲能、工商業(yè)儲能、其他形式儲能和電動汽車。
表2 虛擬電廠可聚合資源特性及參數(shù)
從整體運行環(huán)節(jié)分析，一方面虛擬電廠根據對下聚合的分布式能源特性（分布式電源的出力與爬坡曲線，儲能的充放電功率及電量水平，負荷側調節(jié)/中斷的容量和響應時間）完成數(shù)學建?？坍?，得出虛擬電廠的響應能力。另一方面在調度機構下達調節(jié)功率曲線時，虛擬電廠根據依據調用成本最優(yōu)原則拆解功率曲線至各資源，通過遠程終端檢測或直接控制資源完成出力和調節(jié)。
04.虛擬電廠構成要素
虛擬電廠主要由中央系統(tǒng)、通信網絡和遠程終端三大架構要素組成。
中央系統(tǒng)為虛擬電廠主站，是虛擬電廠的大腦。用戶的數(shù)據采集與分析、電力市場預測估計、資源建模與集合和市場優(yōu)化交易策略是主站運行的四大模塊，其運行邏輯為匯集遠程控制終端所采集的用戶用電數(shù)據，結合內置電力市場預測模塊的預測結果，基于運行效益最優(yōu)的原則開展優(yōu)化計算從而參與電力市場交易或執(zhí)行調度指令。
通信網絡為虛擬電廠面向調度機構/市場機構和遠程終端的信息交互與控制通道，其主要方式分為對上和對下兩種，對上采用光纖接入調度控制系統(tǒng)（省調控中心→切負荷中心站→大用戶就近變電站→大用戶10kV配電站/智能負荷控制終端），對下采用無線公網接入交易平臺和營銷需求響應平臺及分布式資源（電力交易平臺→虛擬電廠平臺→無線公網→分布式資源計量點）。
遠程終端為虛擬電廠控制終端資源的手段，一般以“邊端結合”的形式（設置即插即用的邊緣智能網關）實現(xiàn)邊緣計算等功能，同時也完成對調節(jié)資源的狀態(tài)監(jiān)測和柔性控制。
05.商業(yè)模式
5.1需求側響應
需求側響應是以經濟激勵為主的措施，鼓勵具有負荷調節(jié)能力的用戶在預定時段主動調減（增加）虛擬電廠的出力和用電負荷，緩解電力供需矛盾。虛擬電廠參與共分為兩步，其一為每年年初自愿申報參與需求響應，其二為省調度中心對申報成功的虛擬電廠進行階段響應邀約（一般為迎峰度夏、度冬時期），虛擬電廠應邀后可提供需求響應資源（原則上1天不多于2次、每次不超過2小時），同時參與約定需量響應的數(shù)據采集周期為15分鐘，參與實時需求響應的速度應達到分鐘級，數(shù)據采集周期為30秒。
表3 2023年部分地區(qū)需求響應政策
數(shù)據來源：EESA數(shù)據庫
5.2調峰輔助服務
調峰服務指在電網調峰能力不足時段調整自身用電曲線達到緩解電網負荷高峰資源不足的效果。目前我國華北、華中、上海、山東、浙江和甘肅等地已頒布相關法規(guī)對虛擬電廠參與調峰市場進行了準入、報價與出清和結算方式等方面的規(guī)定。
表4 部分地區(qū)虛擬電廠調峰政策
數(shù)據來源：EESA數(shù)據庫
5.3調頻輔助服務
調頻服務主要包括一次調頻和二次調頻，目前僅江蘇和浙江兩省明確了虛擬電廠可分別作為第三方獨立主體、綜合能源服務商的身份參與調頻輔助服務市場。
表5 江浙地區(qū)虛擬電廠調頻政策
數(shù)據來源：EESA數(shù)據庫
5.4電力現(xiàn)貨市場
虛擬電廠可根據當?shù)仉娏ΜF(xiàn)貨市場相關規(guī)定在日前聚合計算并申報自身出力和調節(jié)能力，并根據日前現(xiàn)貨市場中標情況和調度指令實時調減（增加）分布式資源的出力和負荷，從而以電力現(xiàn)貨市場結算規(guī)則獲得收益。
06.我國虛擬電廠運行現(xiàn)狀
6.1我國虛擬電廠發(fā)展所處階段
虛擬電廠發(fā)展分為邀約型、市場化和自主調度型三個階段。邀約型階段是在沒有電力市場的情況下由政府部門或者調度部門發(fā)出邀約信號，各個虛擬電廠以可控資源參與響應與調度，完成邀約至響應至激勵的閉環(huán)流程，我國目前處于邀約型發(fā)展初期；市場化階段最大變化就是電力市場建設完成，虛擬電廠以實體電廠模式參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場并獲得收益，德國和美國等地區(qū)正向市場化階段邁進；自主調度型階段的變化是虛擬電廠區(qū)域范圍擴大，不僅有分布式能源資源，更聚合了微電網等組合形態(tài)，收益模式也更豐富。
6.2我國虛擬電廠項目運行現(xiàn)狀
我國虛擬電廠主要以試點項目為主，項目收益尚不可觀，仍處前期聚合控制技術驗證和參與系統(tǒng)響應階段。當前已運行項目的控制功能已完成技術驗證且可接入現(xiàn)行調度安全系統(tǒng)接收調度指令并完成相應調峰調頻功能，但因規(guī)模較小和補償水平較低的原因，虛擬電廠收益并不可觀。
表6 我國部分在運虛擬電廠運行情況
數(shù)據來源：中國電力科學研究院，EESA數(shù)據庫
07.虛擬電廠產業(yè)鏈分析
7.1產業(yè)鏈全景
虛擬電廠產業(yè)鏈可劃分為上游資源層、中游設備和運營層、下游交易層，目前參與虛擬電廠的企業(yè)多以提供通信和自動化控制系統(tǒng)、預測及優(yōu)化等軟件模塊和提供遠程終端和智能電表等設備提供商和服務商。
7.2行業(yè)壁壘
企業(yè)入局虛擬電廠賽道并非易事，該行業(yè)存在資質壁壘和技術壁壘。一方面，虛擬電廠的注冊需要電力行業(yè)相應資質及一定技術能力，虛擬電廠需要國家電網管理，并由各地能源局和監(jiān)管機構對參與虛擬電廠工作的電力用戶進行資質審批，電力資質是參與虛擬電廠的入門壁壘；另一方面，通信系統(tǒng)是虛擬電廠的核心，主控系統(tǒng)的技術水平決定了虛擬電廠的技術天花板，主控系統(tǒng)的多元化調節(jié)能力和優(yōu)化的調度方式以及精準地實時報價是參與虛擬電廠的技術壁壘。
08.虛擬電廠發(fā)展瓶頸
首先，我國虛擬電廠仍處于早期探索階段，發(fā)展路線較為模糊，頂設仍欠缺。當前，虛擬電廠的建設主體、運營主體、監(jiān)管主體、參與主體、系統(tǒng)設計、定價機制、技術標準和收益分成等問題尚未明確，這將導致行業(yè)發(fā)展阻力巨大。同時國內現(xiàn)行試點項目差異較大，并未形成區(qū)域性或全國性統(tǒng)一范式，將不利于虛擬電廠軟硬件技術發(fā)展。
其次，傳統(tǒng)調度機構尚未形成調度負荷側資源的習慣。因傳統(tǒng)電力系統(tǒng)運行較為注重系統(tǒng)安全，仍主要依賴于可靠性較高的源測資源，而當前虛擬電廠聚合資源規(guī)模較小且分散，同時采用無線公網進行通信控制，故存在控制失靈等風險，繼而調度部門未能完全形成調度負荷側資源的習慣。
再次，我國電力市場化改革仍未成熟，虛擬電廠商業(yè)模式尚未確定。我國當前電力市場并非完全市場化交易，在“計劃電價”的牽制下虛擬電廠盈利困難，商業(yè)化運作難度大，商業(yè)模式仍需探索和印證。
最后，虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場時，好的投標策略如何制定是市場化交易中所面臨的挑戰(zhàn)。虛擬電廠在投標過程中，如何平衡所聚合資源特性，如何滿足輔助服務性能需求的前提下最大優(yōu)化潛在利潤，如何充分處理各類市場間的耦合關系，直接決定現(xiàn)階段收益和未來發(fā)展。
