中國儲能網(wǎng)訊：虛擬電廠的出現(xiàn)，是因為新能源的高占比，以及風光發(fā)電的間歇性、波動性導(dǎo)致電力系統(tǒng)的動態(tài)平衡能力不夠。
從過去的“源隨荷動”，變成“荷隨源動”，最終是“源網(wǎng)荷儲充互動”。
電網(wǎng)公司建設(shè)的負荷型虛擬電廠
作為負責電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的電網(wǎng)公司，高度重視負荷側(cè)管理，尤其是負荷資源的有效管理。
國內(nèi)最早、最大的虛擬電廠是省級電網(wǎng)公司建設(shè)的空調(diào)負荷聚合為主的虛擬電廠管理平臺。
但電網(wǎng)企業(yè)在實際的負荷聚合型的虛擬電廠運營過程中，發(fā)現(xiàn)一些困難：
1、建設(shè)投入較大，面向商業(yè)建筑的空調(diào)負荷資源接入，單個建筑一般需要數(shù)萬元；
2、客戶參與度不高，客戶認知度也不高，協(xié)調(diào)起來較為困難；
3、23、24年因為宏觀電力供需矛盾相對緩和，導(dǎo)致參與次數(shù)有限，客戶和聚合商的積極性不高；
4、以電網(wǎng)公司省級營銷部門為主導(dǎo)的空調(diào)負荷虛擬電廠平臺建設(shè)，與以省級調(diào)度部門為主導(dǎo)的電能量市場和輔助服務(wù)市場之間，存在一定的“部門墻”。
發(fā)電企業(yè)偏好的儲能型虛擬電廠
大型發(fā)電企業(yè)和民營新能源公司，更傾向于建設(shè)儲能資源聚合的虛擬電廠，這是因為傳統(tǒng)上發(fā)電側(cè)業(yè)務(wù)的“基建驅(qū)動”模式，一方面儲能更能滿足他們對固定資產(chǎn)投資的偏好，另一方面也緊跟“光儲一體化”的行業(yè)亮點。
但是以儲能資源為基礎(chǔ)的虛擬電廠，同樣存在一些問題：
1、源側(cè)的大型共享儲能電站，更多的是以“火儲聯(lián)合”、“光儲一體”的形式，以獨立電站的形態(tài)參與市場，不是虛擬電廠。
2、輸電網(wǎng)側(cè)的大型共享儲能電站，并網(wǎng)電壓等級在220kV及以上，更多的也是作為獨立電站參與輔助服務(wù)，數(shù)量較少，目前虛擬電廠只是給了一個參與的身份，并未達到廣泛的資源聚合并參與互動的目的。
3、配網(wǎng)側(cè)的中小型共享儲能電站，包括臺區(qū)配儲，受制于參與門檻、參與政策、市場身份，真正作為聚合商參與省級電力市場的機會很少，更多的是作為電網(wǎng)內(nèi)部的試點項目，由電網(wǎng)企業(yè)買單。這是因為配網(wǎng)資源的并網(wǎng)、調(diào)度，并非省級電力調(diào)度主導(dǎo)，而是在電網(wǎng)公司配網(wǎng)部，又涉及到配網(wǎng)、營銷、調(diào)度三大部門之間的協(xié)調(diào)問題。
4、負荷側(cè)的工商業(yè)儲能，目前主要的盈利模式是“固定時段+峰谷套利”，運營模式簡單清晰，作為儲能投資商，并不愿意再增加市場端靈活套利這種既影響固定套利曲線，又額外增加投入和不確定的模式，除非是非常明確的有較高的邊際收益項目，而23、24年的需求響應(yīng)并不滿足這一訴求。所以真正工商業(yè)儲能聚合的虛擬電廠也并不多，更多的是示范項目的包裝。
和成熟的北美、歐洲電力市場中，大量中小型的，以工商業(yè)和戶用儲能資源為基礎(chǔ)的虛擬電廠運營商，在小尺度電力產(chǎn)品（比如配網(wǎng)級的調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)）中游刃有余的進行套利相比，國內(nèi)的儲能型虛擬電廠需要走的路還很長。
虛擬電廠的中國路徑
個人認為虛擬電廠面臨的困難和要解決的矛盾，與北美和歐洲并不完全一樣，需要探索虛擬電廠的中國路徑，這是因為：
1、不成熟的電力市場，且未來5年不可能快速成熟；
2、較高的資產(chǎn)投資偏好，疊加產(chǎn)能過剩，導(dǎo)致新能源指數(shù)級增加；
3、輸配一體化，但又存在分級管理；
4、較為強勢的電網(wǎng)公司，內(nèi)部存在較高的“部門墻”，還存在“省地關(guān)系”，虛擬電廠需要多部門、多層級協(xié)調(diào)；
5、地方政府對虛擬電廠的定位和參與路徑；
以負荷為主，兼顧光儲一體化的虛擬電廠
在這其中，如何解決源荷匹配，充分挖掘負荷資源是核心。
負荷資源是虛擬電廠對電力系統(tǒng)平衡的最重要資源，也是機會較大的虛擬電廠可開發(fā)資源，原因如下：
1、電力系統(tǒng)可靠運行的本質(zhì)就是源-荷的實時平衡，不是源-儲-荷，儲對電力網(wǎng)絡(luò)模型來說，只是某些時段的電源+某些時段的負荷。
2、只有足夠多的靈活性負荷資源，才能響應(yīng)指數(shù)級增長的波動性電源，這兩者必須是一個數(shù)量級的，儲能受制于成本和經(jīng)濟性，量級達不到。
3、負荷側(cè)的部分靈活性負荷資源的開發(fā)成本，可以比儲能低一個數(shù)量級，前提是不能“為開發(fā)負荷而開發(fā)負荷”，需要先以“綜合能源服務(wù)”切入。
4、目前靈活性負荷資源的開發(fā)遠遠落后于新能源開發(fā)，電網(wǎng)公司受制于體制機制，發(fā)電企業(yè)受制于資產(chǎn)驅(qū)動的KPI行為模式，其他的市場主體，如售電公司、分布式光伏儲能企業(yè)，并未把負荷資源作為戰(zhàn)略目標進行獲取。
但是負荷資源的開發(fā)難度也較高：
1、負荷資源開發(fā)，目前的回報很低，僅靠分時電價（目前主要參考電網(wǎng)代理的市場化購電價格，以及發(fā)改委政策性指定的電價時段），無法支撐把靈活性負荷作為首要的，甚至是單一目標進行開發(fā)并獲得足夠的收益，這與分布式光儲的開發(fā)截然不同。
2、負荷資源的開發(fā)模式、開發(fā)渠道，并不等同于傳統(tǒng)的分布式光儲開發(fā)，開發(fā)復(fù)雜度遠高于光儲。
3、電力用戶對負荷的管理意識較低，同時零售端電價的市場化程度較低，未能實現(xiàn)“批零掛鉤”，適時的傳導(dǎo)現(xiàn)貨端價格信號，引導(dǎo)用戶負荷的行為，現(xiàn)有的需求響應(yīng)補貼模式無法給到足夠的刺激。
4、負荷資源的運營是最大的困難，與分布式光儲“一次開發(fā)，長期收益”的模式不同，負荷資源開發(fā)聚合以后，需要深度參與，甚至掌控負荷資源的靈活性，本質(zhì)上是負荷側(cè)調(diào)度權(quán)從用戶生產(chǎn)部門（或者能源動力部門），轉(zhuǎn)移到虛擬電廠運營商，未來甚至形成負荷側(cè)綜合資源的調(diào)度運營能力。需要在運營機制、市場定位、法律定位、金融政策、市場交易政策等多個方面進行考量，不是簡單的“跑客戶、拉負荷清單”就能解決的。
所以，從這個角度，負荷資源非常重要，也存在開發(fā)的可能，但目前市場端、政策端、和商業(yè)落地層面，都缺乏清晰的模式。
總結(jié)
個人認為，以電力市場的逐步成熟為基礎(chǔ)，通過綜合能源服務(wù)（真正意義上的服務(wù)）為抓手，逐步形成專業(yè)的能源管理公司，并且實現(xiàn)負荷管理的第三方化，才能真正解決負荷資源的開發(fā)問題，并且形成負荷為主、光儲充協(xié)調(diào)、微電網(wǎng)運營、智能動態(tài)調(diào)度的負荷側(cè)運營模式。
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