姜 越
上海明华电力科技有限公司
构建以新能源为主的新型电力系统是我国实现“碳达峰、碳中和”目标、推动电力行业高质量发展的关键，但是新能源发电具有随机性和波动性，大规模并网给电网的稳定运行带来了技术性难题，从国内外的实践和探索来看，虚拟电厂是一种有效的解决方案。
虚拟电厂是一种通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷等多种分布式能源1分布式能源：分布在用户端的能源综合利用系统，是相对于集中供能的分散式供能方式的聚合和协同优化，作为一个特殊的电厂，参与电力市场和电网运行的协调管理系统。以往的电力系统都是以需求定供给，而虚拟电厂聚合需求侧的灵活资源来反哺辅助电网，它既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳来配合系统填谷。在电网运行方式向源网荷储灵活互动转型和结构向清洁低碳转型的背景下，大力发展虚拟电厂对促进电网供需平衡、实现分布式能源低成本并网、充分消纳新能源发电量、推动绿色能源转型具有重大的现实意义［1］。
虚拟电厂有着聚沙成塔的效果，将资源规模小且分散的分布式可调节资源聚合形成规模效应；
有着优化配置的能力，平台预优化减轻了调度压力，降低了调控成本和运行成本，提升了资源的利用效率；
有着多方共赢的功能，虚拟电厂将用户侧带入电力市场，给予相应的辅助补贴，在更好的协调配置下，减少弃光弃电，也为分布式资源提供更好的发展环境，而电网也能因此解决部分波动运行的问题。
虚拟电厂也有着优秀的经济性，根据国家电网的测算，如果通过火电厂实现电力系统的削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4 000亿元，而通过虚拟电厂实现这一目标仅需投资500亿至600亿元，即仅为火电厂成本的1/8至1/7，其性价比优势远超传统的冗余系统建设方案。
虚拟电厂因为其对分布式能源的有效管理，成为智能电网和全球能源互联网中的重要组成形式，很多能源互联网、智慧能源、“互联网+”等概念都可以见到虚拟电厂的影子。根据美国市场研究机构Navigant Research的调查，到2019年，全球虚拟电厂的年度市场收入约为1.5亿美元，目前来看市场价值并不算高，但随着电力需求的逐年增加，峰谷差异的加剧变化和新能源布局给电网带来的压力，作为优质的调节手段，虚拟电厂被认为前景广阔。Navigant预判到2028年全球市场收入将迅速增长到62亿美元。
2.1 国外虚拟电厂发展情况
欧美在虚拟电厂的研究和实施起步较早，早期主要以试点项目为主。自2000年起，欧洲各国就开始开展以集成中小型分布式发电单元为主要目标的虚拟发电厂研究项目，比如VFCPP（2000年，欧洲五国）2括号内年份为项目启动年份，国家为项目参与成员国、FENIX（2005年，欧洲八国）、EDISON（2009年，欧洲七国）、WEB2ENERGY（2010年，德国、波兰为首）、Next Pool（2013年，德国）等。2013年起，虚拟电厂开始在欧洲规模商业化应用［2］。
美国是世界上实施需求响应项目最多、种类最齐全的国家，也是较早开展需求侧管理的国家之一。目前，约有占高峰需求的6%的需求侧资源参与其中，业务主要基于跟踪电力价格、电力政策的动态变化降低用电负荷或获取用户侧手中的储能来进行。
国外虚拟电厂的发展迅速离不开成熟的电力市场的支撑，政府推动的公共事业试点项目将技术打通后，众多民营聚合商在市场量价的波动吸引下开始集成资源在电力市场上灵活交易来寻求更高的收益。
2.2 国内虚拟电厂发展情况
与国外相比，国内虚拟电厂的概念出现得较晚。2015年，国家发改委出台《关于促进智能电网发展的指导意见》，明确了需进行创新虚拟电厂商业模式，并率先于江苏试水邀约型虚拟电厂，出台季节性尖峰电价政策，构建了需求响应激励资金池，为地区需求响应的发展奠定基础。“十三五”期间，我国上海、河北、广东等地也陆续开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点（见表1）。
表1 中国虚拟电厂实施项目案例
各省份开展的虚拟电厂项目以邀约型试点为主，目前只有冀北虚拟电厂一期试点属于市场型虚拟电厂，但随着电力市场机制逐渐完善，虚拟电厂模式将向市场型转变，从而实现以电力市场配置电力资源的运行驱动。试点项目在辅助服务市场中，通过需求响应，进行削峰填谷服务的实践项目较多。在盈利模式上，聚合商一方面向可控资源收取服务费来帮助其参与市场交易，另一方面也获得分成需求响应补偿费用差价。而在虚拟电厂交易运行规则、资源聚合范围和新能源协调控制策略、调度算法等方面尚未构建统一标准，仍存在较大发展空间。
虚拟电厂的发展离不开关键要素的支撑。通过信息通信、智能计量、协调控制等关键技术将分布式电源、可调负荷、储能等优质资源聚合起来，在市场环境相对开放的前提下，虚拟电厂聚合商寻求更多样化的商业模式为谋取利益更大化，为用户提供虚拟电厂服务。优质资源和关键技术是行业发展的基石，而市场环境和商业模式是行业发展的动力。
3.1 优质资源
对虚拟电厂来说，优质的资源主要可以分为三大类。
第一类是电源型，分布式电源是一种建立在用户端的能源供应方式，利用天然气等清洁能源及当地的可再生能源等，通过能源梯级利用的方式，满足用户冷、热、电、蒸汽、生活热水等各种负荷的需求。电源型的自身能量一般较大，它具有能量出售能力，可以参与能量市场，并视实际情形参与辅助服务市场。
第二类是负荷型，具有不同“调节能力”的负荷用户的价格敏感性不同（见表2）。负荷型具有功率调节能力，可以参与辅助服务市场，但不具备能量出售属性。
表2 虚拟电厂用户资源区分
第三类是储能型，储能在智能电网中的应用，能够提高电网运行控制的灵活性和可靠性，有利于系统的安全稳定运行，主要体现在储能可做到调峰、调频、改善电能质量方面，提高系统稳定性与可靠性方面。储能可参与辅助服务市场，也可以通过放电来出售电能。
3.2 关键技术
虚拟电厂的两个关键点在于“融合”与“通信”。以通信的方式，将电网中的多种角色融合起来，实现全面的控制。我国信息通信、智能计量、协调控制等虚拟电厂关键技术发展迅速。信息通信技术是实现分布式能源聚合的关键，相关技术已相对成熟。智能计量技术是虚拟电厂优化和控制重要基础，可调节量的计量基于此项技术。协调控制技术是实现分布式能源协调优化的技术，用以达到对系统高质量的电能输出。后两者还有进步空间。另外，储能、信息安全防护、新能源发电并网与主动支撑等技术持续创新突破，为虚拟电厂提供了重要动力和保障［3］。
同时，物联网、区块链、大数据、人工智能、数字孪生等新兴数字技术在电力系统中加速推广应用，从运行维护、信息交互、市场交易、控制策略等方面提高了虚拟电厂的安全性和经济性。当前，我国已建成全球最大的5G网络，建设了电力光纤专网和电力无线专网，也会为虚拟电厂实现监控视频、数据快速汇聚和传输、海量智能终端互联管理、互动水平提高和数据交换提供基础支撑。
3.3 商业模式
不同的客户群体有大量潜在的需求反映，但目前仍未得到完全开发。由于中小型电力消费者不受市场价格波动的影响，大量的分布式电源也面临着难以接入电网参与市场交易的困难。我国目前的虚拟电厂主要以聚合商的形式运营，聚合商的工作就是聚合需求响应资源并作为其代表参与电力市场。
虚拟电厂作为负荷聚合商，可为用户提供专业的需求响应技术和高效的咨询服务，通过聚合需求响应资源并代理参与需求响应容量、竞价获得收益。除了参加需求响应外，还可以作为并网主体参加电力辅助服务市场，并获得调频、调峰等辅助服务收益。
随着电力体制改革的深入推进，虚拟电厂聚合商也将逐步形成以客户为中心、提供多种能源服务的大客户服务商业生态体系，能源服务的类型不限于上述的市场化需求响应、辅助服务、能效服务等常规商业类型，还包括电、热、冷等方面综合能源服务和用户设备代维等新兴业态。在电力现货市场的工作推动下，虚拟电厂聚合商的最优发展路径便是与售电公司合作，提供更多用户侧参与电力现货市场的策略建议，为用户降本增息的同时探索用能数据的信息价值，可实现电力企业服务创新、管理创新、营销创新，从传统电力产品提供向虚拟电厂综合智慧能源服务商转型。
3.4 市场环境
发展虚拟电厂的市场环境包括电量市场、电价市场、参与者主体以及市场规则。电量是虚拟电厂的交易标的，有需要调节的电量才会有虚拟电厂存在的必要。电价是虚拟电厂的交易价格，市场化的价格是吸引参与主体提前投资参与虚拟电厂业务的重要原因，而参与主体市场化、市场规则明确化是业务开展的根本条件。
现阶段，国内的电力市场还处在探索阶段，电量市场以中长期为主，可作为交易的量并未释放，同时电价的变动幅度有限，给虚拟电厂业务的激励以补贴的方式进行发放，参与主体主要以收到邀约为主，由政府部门牵头，主动参与者有限，未能从社会上吸引足够的参与者。但在市场环境逐步完善的过程中，虚拟电厂将会有很大的发展空间。
随着上海电力建设的投资加大和外来电的增加，上海的用电总体缺口不再，但目前上海电网面临峰谷差逐年增大的问题。此外，负荷“尖峰”累计时间短也是一个问题，多达18%的本地电网供电能力在99.94%的时间处于闲置状态。为满足短暂的“尖峰”需求而投入电网建设成本并不经济，虚拟电厂的优势在此体现。
截至2021年底，上海共有7家虚拟电厂运行商和其聚合的800多个客户融入虚拟电厂，其最高削峰负荷达到近40万kW，最高填谷负荷达到近80万kW。根据《上海需求响应市场潜力及效益评估》对上海的电力需求响应试点项目评估，认为在最佳情景下，预计到2030年上海电力需求响应资源可实现250万kW的负荷削减，同期效益可达8.1亿元，可以看出发展空间较大。现结合目前的行业内部情况，对上海的虚拟电厂发展提出以下四个建议。
4.1 明确主体及保证市场公平
负荷聚合商是虚拟电厂业务的市场参与主体，而电网公司作为虚拟电厂业务的发起者、组织者，其子公司（各综合能源服务公司）是否可以作为市场主体参与，值得商榷。目前，上海日常开展的虚拟电厂业务，大部分属于试验或演练性质，其中部分邀约采取定向邀约，而非面向所有负荷聚合商，上海虚拟电厂的进一步发展基于对业务的市场化。
4.2 制定标准及把握准入门槛
制定虚拟电厂的相关技术标准包括通信协议、网络安全、数据规范、刷新频率、计量要求等。制定负荷聚合商准入标准，虚拟电厂平台要求，资源聚合的数量、容量、类型等要求以及从业人员资质能力要求等。目前，准入门槛虽有制定，但在实施层面并未严格执行。
4.3 落实资金及完善补贴政策
目前，上海的补贴资金来源为高峰电价盈余，补贴方式为按年度退补，这种补贴方式导致聚合商和用户的参与积极性不高。补贴方式建议可参考其他省市，比如江苏是按月退补、浙江是按季度退补。目前的补贴方式为电费退补给电力用户，使得聚合商缺乏积极性，建议直接现金补贴给参与市场主体（电力客户或负荷聚合商）。
4.4 进一步完善电力体制改革
虚拟电厂的盈利模式目前还较为单一，排除建设费用，仅靠补贴需积累大量的聚合资源，并在未来需要有大量的响应次数才可能真正获得利润。只有当现货市场、电力辅助服务市场逐渐成熟时，负荷聚合商通过参与市场竞价，发挥快速、实时响应的能力，挖掘新的盈利点，虚拟电厂才能真正吸引用户参与。
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