中國儲能網(wǎng)訊：當(dāng)前，國內(nèi)可再生能源發(fā)展迅猛，社會用電短期峰值負荷不斷攀升，加之極端天氣的影響，導(dǎo)致部分區(qū)域電力供需緊張。電網(wǎng)“雙高”、“雙峰”特性明顯，備用容量不足。極端情況下，2030年電網(wǎng)備用容量缺口將達到2億千瓦。
虛擬電廠作為提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的重要手段之一，對緩解電力緊張將發(fā)揮重要作用，市場前景廣闊。為此，筆者深入調(diào)研了國內(nèi)外虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀，深刻剖析對比國內(nèi)外典型案例，預(yù)測研判我國虛擬電廠發(fā)展前景，提出虛擬電廠發(fā)展的相關(guān)建議，以期為行業(yè)管理者及投資者提供參考和啟發(fā)。
國內(nèi)外虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀
虛擬電廠可以理解為將不同空間的可調(diào)節(jié)（可中斷）負荷、儲能、微電網(wǎng)、電動汽車、分布式電源等一種或多種資源聚合起來，實現(xiàn)自主協(xié)調(diào)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)。它既可作為“正電廠”向系統(tǒng)供電調(diào)峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納配合系統(tǒng)填谷；既可快速響應(yīng)指令配合保障系統(tǒng)穩(wěn)定并獲得經(jīng)濟補償，也可等同于電廠參與容量、電量、輔助服務(wù)等各類電力市場獲得經(jīng)濟收益。當(dāng)前國外虛擬電廠已實現(xiàn)商業(yè)化，國內(nèi)還處于初期發(fā)展階段，以研究示范為主。
國外虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀
虛擬電廠（VPP）理論和實踐在發(fā)達國家已經(jīng)成熟且各有側(cè)重。其中，美國以可控負荷的需求響應(yīng)為主，參與系統(tǒng)削峰填谷；日本側(cè)重于用戶側(cè)儲能和分布式電源，以參與需求響應(yīng)為主；歐洲以分布式電源的聚合為主，參與電力市場交易。
美國電力市場環(huán)境開放，目前是世界上實施需求響應(yīng)（DR）項目最多、種類最齊全的國家，也是較早開展需求側(cè)管理的國家之一，經(jīng)驗豐富。其批發(fā)市場約有28GW的需求側(cè)資源參與其中，約占高峰需求的6%。當(dāng)前，許多州都在試驗家庭虛擬電廠技術(shù)，有助于整合更多的屋頂光伏和儲能，同時都在擴大基于時間的費率試點，特別是與電動汽車的非高峰充電有關(guān)。
日本自2011年開始高度重視需求響應(yīng)技術(shù)開發(fā)和推廣應(yīng)用。2015年，日本政府出臺了《日本再興戰(zhàn)略（2015）》，首次明確提出推廣VPP政策。2016年，《能源革新戰(zhàn)略》又進一步提出了推動VPP技術(shù)開發(fā)的示范項目計劃（2016-2020）。目前，日本正在開展典型的跨空間自主調(diào)度型虛擬電廠試驗項目。據(jù)日本信息產(chǎn)業(yè)省測算，到2030年日本的VPP裝機容量可達3770萬千瓦，VPP/DR投資總和預(yù)計將達到730億日元。日本推廣VPP(DR)的重點集中在住宅、辦公大樓、工廠、商業(yè)設(shè)施、公共事業(yè)和電動汽車等六大領(lǐng)域，以“光伏+儲能”為主要形式，其商業(yè)模式主要見下圖。
德國的虛擬電廠已經(jīng)完全實現(xiàn)商業(yè)化。德國虛擬電廠運營商的一項主要業(yè)務(wù)是在批發(fā)市場銷售100kW以上中型可再生能源電廠生產(chǎn)的電量，在日前市場優(yōu)化其售電，使這些電廠成為虛擬電廠資源。此外，虛擬電廠還有利于如生物質(zhì)發(fā)電和水電這些靈活性較高的機組從日間市場和平衡市場中獲利。除可再生能源電廠外，燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)、電池儲能、應(yīng)急發(fā)電機和需求響應(yīng)等都可作為虛擬電廠資源。
德國虛擬電廠的主要應(yīng)用場景為通過電力市場的靈活電價，引導(dǎo)電廠管轄內(nèi)系統(tǒng)優(yōu)化發(fā)用電成本，優(yōu)化交易收益。在德國，與虛擬電廠配套的上中下游產(chǎn)品已經(jīng)逐漸完備，虛擬電廠除直接參與電力市場進行交易之外，溢價部分與客戶分成，還參與電網(wǎng)系統(tǒng)輔助服務(wù)（二次、三次調(diào)頻）來收取服務(wù)傭金，同時針對不同用戶都有相應(yīng)的售電套餐。根據(jù)運營商不同，德國的虛擬電廠大致可分為三種類型：獨立虛擬電廠運營商、大型電力公司（跨國、地區(qū)和市級企業(yè)）以及新型市場參與者。
國內(nèi)虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀
目前，國內(nèi)虛擬電廠仍處于初級階段，以試點示范為主。在我國，主要以需求響應(yīng)為主流，而虛擬電廠可以理解為需求響應(yīng)的升級版。虛擬電廠的側(cè)重點在于增加供給，會產(chǎn)生逆向潮流現(xiàn)象，而需求響應(yīng)側(cè)重點強調(diào)削減負荷，不會發(fā)生逆向潮流現(xiàn)象。依據(jù)外圍條件的不同，虛擬電廠的發(fā)展可分為三個階段，分別為邀約型、市場型以及跨空間自主調(diào)度型虛擬電廠。當(dāng)前，我國虛擬電廠正處于邀約型向市場型過渡階段，呈現(xiàn)以下幾個特點：
一是虛擬電廠政策還有待完善，亟待出臺國家和省級層面專項政策。
目前，國家層面還沒有出臺專項的虛擬電廠政策，省級層面僅有上海、廣東、山西分別出臺了《關(guān)于同意進一步開展上海市電力需求響應(yīng)和虛擬電廠工作的批復(fù)》（2020.9.16）、《廣州市虛擬電廠實施細則（征求意見稿）》（2021.6.30）和《虛擬電廠建設(shè)與運營管理實施方案》（2022.6.23）。
與虛擬電廠相關(guān)的政策主要涉及需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等。為調(diào)動用戶側(cè)資源響應(yīng)電力系統(tǒng)積極性，在2013年需求側(cè)試點基礎(chǔ)上，上海、江蘇、廣東、浙江、山東、河南等14個省區(qū)出臺了需求響應(yīng)新政策，資金補償來源于尖峰電價、新能源交易等富余資金。
同時，輔助服務(wù)政策各省也正在陸續(xù)出臺，目前江蘇、湖北、遼寧、湖南、河南、安徽、福建、貴州、江西等省區(qū)，以及東北、華東等五大區(qū)域出臺或?qū)﹄娏o助服務(wù)政策進行了修訂。與此同步，華北、華中、浙江、江蘇等地能源主管部門開放了虛擬電廠等第三方主體和用戶資源參與調(diào)峰輔助服務(wù)身份。
二是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是上海、冀北、廣東、山東等。江蘇主要參與需求響應(yīng)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(diào)資源為主開展虛擬電廠試點，冀北主要參與華北輔助服務(wù)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(wù)市場三個品種交易、完成現(xiàn)貨和需求響應(yīng)兩個機制銜接及建設(shè)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(wǎng)綜合能源服務(wù)集團有限公司、南方電網(wǎng)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，但并沒有統(tǒng)一接入到統(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(wǎng)的互動控制。
三是大部分虛擬電廠試點實現(xiàn)了初步的用戶用能監(jiān)測，鮮有項目實現(xiàn)虛擬電廠的優(yōu)化調(diào)度及對分布式能源的閉環(huán)控制。
虛擬電廠技術(shù)主要包括計量技術(shù)、通信技術(shù)、智能調(diào)度決策技術(shù)、信息安全防護技術(shù)。在虛擬電廠控制各種分布式能源發(fā)電設(shè)備、儲能系統(tǒng)以及可控負荷的過程中，對其協(xié)調(diào)控制是關(guān)鍵和難點，但目前該功能還有待完善。
從聚合的資源來看，主要以負荷側(cè)可調(diào)資源為主，尤其是工業(yè)負荷、商業(yè)樓宇空調(diào)負荷、蓄熱式電采暖為主，外加一些充電樁和儲能車等資源，而對于容量大、資源多而廣的分布式光伏等可再生能源不可控，且精準預(yù)測能力不足。
四是虛擬電廠商業(yè)模式仍不清晰，均處于探索階段。當(dāng)前虛擬電廠商業(yè)模式尚不清晰，更多的是通過價格補償或政策引導(dǎo)來參與市場。
江蘇主要參與需求響應(yīng)，進行削峰填谷，在實踐規(guī)模、次數(shù)、品種等方面均位居國內(nèi)前列；上海主要參與需求響應(yīng)、備用和調(diào)峰三個交易品種，是國內(nèi)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(diào)峰為主的輔助服務(wù)市場，以促進消納風(fēng)電、光伏等可再生能源的填谷服務(wù)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(yīng)市場，盡管其調(diào)頻輔助市場已經(jīng)運行，但由于技術(shù)難題尚未解決，用戶側(cè)資源仍未納入到調(diào)頻輔助服務(wù)中；山東試點主要參與現(xiàn)貨能量、備用和輔助服務(wù)市場交易，完成報價保量參與日前現(xiàn)貨、需求側(cè)管理機制的銜接，逐步從政策補貼向市場化過渡。
對比分析
從國內(nèi)外虛擬電廠對比看，市場發(fā)展方面有較大差別，總結(jié)如下：
在聚合資源類型上，國外聚合的資源類型豐富，包括源側(cè)、荷測及儲能等各類資源，尤其歐洲以分布式可再生能源為主（如Next Kraftwerke聚合的分布式可再生占97%），負荷側(cè)資源類型占比較小。國內(nèi)則相反，仍舊以負荷側(cè)資源調(diào)節(jié)為主。未能發(fā)揮國內(nèi)豐富的可再生能源資源優(yōu)勢，從而難以實現(xiàn)虛擬電廠的規(guī)模效益。
在政策及市場成熟度上，國外的輔助服務(wù)市場和電力現(xiàn)貨市場較國內(nèi)市場機制更加完善，尤其是電力現(xiàn)貨市場交易市場更加成熟。而國內(nèi)這兩類市場政策尚不完善，市場尚不成熟，大部分以試點省份的方式在推進。
在技術(shù)成熟度上，國外虛擬電廠的核心技術(shù)更加成熟，尤其是其協(xié)調(diào)控制技術(shù)，可實現(xiàn)對各種可再生能源及負荷的靈活控制，對分布式可再生能源可控。擁有虛擬電廠相關(guān)的一切技術(shù)，從數(shù)據(jù)采集、電力交易、電力銷售到用戶結(jié)算，同時也可以為其他能源運營商提供虛擬電廠的運營服務(wù)和解決方案。而國內(nèi)虛擬電廠，對發(fā)電側(cè)分布式可再生能源尚不可控，且協(xié)調(diào)控制策略有待完善。
在商業(yè)模式上，國外的虛擬電廠已實現(xiàn)商業(yè)化，主要通過以下方式獲取收益：一是通過提供電力市場交易獲得利潤分成；二是主要通過參與調(diào)峰調(diào)頻市場獲取收益；三是通過配置儲能裝置獲得輔助服務(wù)收益。而目前國內(nèi)虛擬電廠商業(yè)模式尚不清晰，以參與相對成熟的需求響應(yīng)市場及以虛擬電廠方式提供節(jié)能、用電監(jiān)控等增值服務(wù)為主，參與輔助服務(wù)市場為輔，參與電力現(xiàn)貨仍在嘗試探索中。
虛擬電廠市場需求及發(fā)展前景
隨著技術(shù)進步、政策完善，市場將逐步成熟，未來虛擬電廠的參與主體將更多元，運營規(guī)則日趨完善，政策支持更有力，經(jīng)濟收益更合理，市場競爭力更強，市場潛力巨大。
市場需求分析
隨著可再生能源大規(guī)模接入，電網(wǎng)“雙高”、“雙峰”特性明顯，備用容量不足。極端情況下，2030年電網(wǎng)備用容量缺口將達到2億千瓦。預(yù)計“十四五”期間電網(wǎng)負荷最大日峰谷差率將達到36%，“十五五”期間將達到40%，電網(wǎng)調(diào)峰壓力持續(xù)增加。電力系統(tǒng)時段性、靈活性調(diào)節(jié)能力不足現(xiàn)象進一步加劇，需要多措并舉提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，保障供需平衡。截至2021年底，全國最大負荷約12億千瓦，按照5%的可調(diào)節(jié)能力測算約為6000萬千瓦可調(diào)負荷能力，全國各省最大負荷及響應(yīng)能力，如下圖所示。
用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負荷資源類型豐富、潛力巨大?？烧{(diào)節(jié)負荷資源主要包括樓宇用戶、工業(yè)用戶、居民用戶、電動汽車、儲能等新興負荷。工業(yè)用戶中水泥、鋼鐵、電解鋁、陶瓷、玻璃等行業(yè)可調(diào)節(jié)潛力較大，其中水泥行業(yè)調(diào)節(jié)比例達30%；樓宇用戶調(diào)節(jié)比例為30%-40%；居民用戶調(diào)節(jié)比例為50%；新興負荷用戶中電動汽車調(diào)節(jié)比例為40%，儲能設(shè)備調(diào)節(jié)比例為100%。
虛擬電廠市場前景預(yù)測
預(yù)計未來終端電氣化將快速提升，用電量和最大負荷將呈現(xiàn)雙極增長。據(jù)權(quán)威機構(gòu)預(yù)計2025年、2030年全社會用電量達9.2、10.3萬億千瓦時，而最大負荷將達到15.7、17.7億千瓦，最大負荷增速高于用電量增速。
從可調(diào)負荷需求看，按照在全國構(gòu)建不少于最大負荷5%的可調(diào)節(jié)負荷資源庫，預(yù)計到2025年，需構(gòu)建可調(diào)負荷資源庫約7850萬千瓦。到2030年底，由于可再生能源占比提高，需構(gòu)建的可調(diào)負荷資源響應(yīng)能力提高，按6%計算屆時資源庫容量約為10620萬千瓦?？紤]項目可行性，虛擬電廠可構(gòu)建的可調(diào)資源潛力按照響應(yīng)能力需求容量、投資成本按1000元/千瓦計算，預(yù)計2025年、2030年，虛擬電廠投資規(guī)模分別至少約為785億元、1062億元。
虛擬電廠發(fā)展建議
為有效緩解電力系統(tǒng)供需緊張、盡早實現(xiàn)“雙碳”目標，應(yīng)對高比例可再生能源接入，構(gòu)建新形勢下的新型電力系統(tǒng)，激活虛擬電廠市場潛力，提高電力負荷調(diào)節(jié)能力，建議從頂層設(shè)計、虛擬電廠平臺、技術(shù)研發(fā)、激勵政策及市場化交易機制等方面不斷完善，為虛擬電廠發(fā)展奠定良好基礎(chǔ)。
盡快啟動虛擬電廠頂層設(shè)計
盡快出臺國家層面的虛擬電廠指導(dǎo)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(shè)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(wù)提供政策依據(jù)。虛擬電廠參與電力市場，作為市場主體的認定、準入、交易、結(jié)算規(guī)則均有待完善。
具備條件的省份積極建立統(tǒng)一的省級虛擬電廠平臺
考慮電網(wǎng)安全問題，亟需建設(shè)統(tǒng)一的虛擬電廠接入平臺，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(shù)規(guī)范標準接入統(tǒng)一的平臺，實現(xiàn)與電網(wǎng)的雙向互動，實現(xiàn)省內(nèi)資源最優(yōu)配置。如江蘇并未明確提及，而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(wù)平臺建設(shè)技術(shù)支持系統(tǒng)，也可以獨立建設(shè)技術(shù)支持系統(tǒng)，但應(yīng)接入省級智慧能源綜合服務(wù)平臺，均應(yīng)滿足《虛擬電廠并網(wǎng)運行技術(shù)規(guī)范》”。
加快推進協(xié)調(diào)控制技術(shù)及分布式能源可控技術(shù)研發(fā)
在“雙碳”背景下，預(yù)計到2030年，我國新能源裝機占比將達到50%。高比例可再生能源的接入加大了對電網(wǎng)的沖擊。虛擬電廠作為促進可再生能源消納的手段之一，要提高分布式電源并網(wǎng)友好智能互動性，實現(xiàn)對分布式能源可控可測技術(shù)的突破。將大量的分布式電源聚合成虛擬電廠，實現(xiàn)分布式電源、儲能、負荷及熱電聯(lián)產(chǎn)等的智能管理，實現(xiàn)規(guī)?；б?，提高電力系統(tǒng)的經(jīng)濟性、可控性和安全性。
在技術(shù)突破的基礎(chǔ)上重點聚合光伏電源和儲能設(shè)備
分布式新能源出力的不確定性，同時疊加集中式新能源電站影響，將導(dǎo)致局部地區(qū)日間負荷低谷時段調(diào)峰難度加大。建議在技術(shù)突破基礎(chǔ)上，虛擬電廠今后重點從“荷側(cè)”逐步過渡到聚合“源側(cè)”資源上，充分發(fā)揮中國分布式可再生能源大規(guī)模裝機優(yōu)勢，通過虛擬電廠聚合大量光伏和儲能設(shè)備，促進清潔能源消納，實現(xiàn)規(guī)模效益，降低用電及基礎(chǔ)設(shè)施投資成本，提高電網(wǎng)穩(wěn)定性。
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(jié)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(wù)市場、容量市場的銜接機制。全面深化電力輔助服務(wù)市場，完善跨省跨區(qū)輔助服務(wù)交易機制，推動建立電力用戶參與輔助服務(wù)的費用分擔(dān)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(gòu)建收益測算模型及價格響應(yīng)優(yōu)化策略。
