虚拟电厂仍需政策加持

【讯】‍‍我国虚拟电厂还处于发展初期，出台专项政策，明确虚拟电厂的功能定位、发展路线和商业模式，是其从虚走向实的关键，也是“双碳”目标下确保电力系统安全稳健运行的关键。

日前，特来电发布以“充电网、微电网、储能网”为载体构建的虚拟电厂平台，通过聚合电动汽车有序充电、光伏微网、移动储能、梯次储能等资源，实现调频调峰、需求侧响应、聚合售电、绿电消纳和碳交易等功能。特来电还出资1亿元成立专门的虚拟电厂公司。

明明是“看不见的电厂”，虚拟电厂呈现出“看得见的火热”。今年以来，从中央到地方，密集出台了多项鼓励政策，多家上市公司也明确表示不同程度地进行了业务布局。业内人士认为，我国虚拟电厂还处于发展初期，出台专项政策，明确虚拟电厂的功能定位、发展路线和商业模式，是其从虚走向实的关键，也是“双碳”目标下确保电力系统安全稳健运行的关键。

电力市场未来的发展方向

早在1997年，就有经济学家提出虚拟电厂的相关概念。顾名思义，虚拟电厂并非真实的电厂，既没有厂房也没有机组，但能够将分散的分布式电源、储能、电动汽车、城市楼宇等多种可调节资源有机结合，减少高峰期用电和增加电力弹性，像常规电厂一样参与电网运行。

今年夏季，受异常高温等因素影响，我国多地出现了缺电限电情况，虚拟电厂作为解决电力供需平衡最经济、最环保的手段，迅速“出圈”。根据测算，若通过建设煤电机组满足国家电网经营区5%的峰值负荷需求，需要电厂及配套电网投资约4000亿元；而建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为400—570亿元。

今年以来，虚拟电厂频频获得政策支持。国家发改委、国家能源局3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，要大力提升电力负荷弹性，开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、江南网页版登录入口官网下载 与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。随后，北京、上海、山东等地密集发布虚拟电厂和需求响应实施细则，山西省更是印发了首份省级《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，规范了虚拟电厂类型、技术要求、建设与入市流程。

今年8月26日，我国首家虚拟电厂管理中心在深圳成立。9月22日，中石油、中石化、上汽集团、宁德时代等多家公司共同投资了一家名为捷能智电的公司，不仅入局换电，而且要构建虚拟电厂。

虚拟电厂对提升新能源消纳及电力保供能力、推动新型电力系统建设具有重要意义，已然成为投资新高地。在日前召开的首届中国新型储能产业高质量发展大会暨首届全国虚拟电厂及需求侧响应高层研讨会上，杭州数元电力董事长俞庆指出，随着新能源大规模并网，光靠电网自身和电源的调节能力，已经很难保证电网安全稳定运行，需要包括虚拟电厂在内的负荷侧服务与源网进行协调互动。

邀约型向市场型阶段过渡

值得注意的是，虚拟电厂是一个运营概念，并非简单的技术投资。

虚拟电厂主要通过参与现货市场、辅助服务市场，提供需求侧响应或容量服务赚取削峰填谷收入，或通过优化管辖区内用户用电计划，获取溢价分成。目前，欧洲和美国电力现货市场或辅助服务市场相对成熟，虚拟电厂已实现商业化。我国虚拟电厂起步稍晚，但在政策带动下，江苏、浙江、上海等地均有虚拟电厂示范项目，主要响应资源包括储能设施、充电桩、楼宇等，整体规模较小，主要通过政府机构或电力调度机构发出邀约信号来参与市场。

只有建立了可行的商业模式，虚拟电厂才能规模化推广。在南瑞研究院综合能源研发部经理郑涛看来，虚拟电厂有三大特征：有组织能力，聚沙成塔，将各种资源组织起来；组织起来后参与需求响应，参与调频及功率调节等服务；企业追求收益，没有收益的虚拟电厂不可能实现长远发展。

值得一提的是，今年5月，国家电投深圳能源的虚拟电厂平台成功完成参与电力现货市场的功能试验。此次试验平均度电收益为0.274元，成为国内首个虚拟电厂参与电力现货市场盈利的案例。

“华润电力海丰电厂一期安装2台100万千瓦燃煤机组，电网AGC调频运行数据进行统计分析，两台机组的调节速率相对全省的平均标准调节速率（包含水电机组和燃气机组）较低，调节精度较差，导致综合调频性能指标（Ki值）的计算结果仅为0.5—0.7。增加储能辅助调频系统后，预计可将Ki值提升至2.1以上，平均度电收益0.274元。”科陆电子总工程师刘佳璐算了一笔账，根据2021年实际运行情况，预计前五年按照85%分成比例，该电厂收益为2546万元，后五年按照60%分成比例收益1797万元。

中电联预计，2025年全社会用电量达9.5万亿千瓦时，最大负荷将达到1.63亿千瓦，假设可调节能力为5%，投资成本为1000元/千瓦。预计到2025年，虚拟电厂投资规模有望达815亿元。

落地面临诸多难题

尽管前景广阔，虚拟电厂落地还面临诸多现实难题。

刘佳璐指出，国内各地区电力市场建设进程不一，虚拟电厂应用场景也不尽相同，主要以电力需求响应为主，后期将逐步过渡至辅助服务市场及电力现货市场，最终实现统一参与市场化交易。

从发展现状看，虚拟电厂从目前的邀约型过渡到市场型，最终实现自由调度并非易事。“虚拟电厂还没有专项政策明确参与主体，谁建设、谁运营、谁参与、谁监管，系统如何设计、成本分摊机制、交易机制等关键问题也尚未解决。”业内人士坦言，过去电网的有功潮流是单向的，由发电计划平衡电网波动，而伴随分布式新能源、电动汽车、分布式储能的快速发展,电网源侧荷侧界定将更加模糊。对现有的管理体系和技术架构将是一次重构。“比如，虚拟电厂的核心思想是通信和聚合，但面对海量的分散式资源规模接入，如何区分数据类别、如何调度还缺乏专业的第三方能源管理公司。”

大唐集团科学技术研究总院科技创新中心专家李同辉进一步指出，虚拟电厂在关键技术上还存在难题，几乎所有运营商都是先搭台子然后再去拉资源，但很多都是只搭建了一个界面，内部逻辑算法非常粗糙。“从设备到用户、从用户到聚合商、从聚合商到电力市场，每个环节需要智能通信，其标准体系已经在建了，但距离使用还有较长的距离。目前，分布式资源接口各式各样，并没有统一的技术标准。边缘计算存在较大短板，智能电表数据壁垒较大，不利于能源聚合项目的开发。”

此外，虚拟电厂自身盈利模式也还有待探索。“负荷聚合商体系不成熟，用户收益能力弱，参与难度大，认可度较低。”李同辉补充说。