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文檔簡介
2022年虛擬電廠行業(yè)專題報告
1.需求側帶動,虛擬電廠迎來藍海時代
需求側靈活調控,引入虛擬電廠新模式
電源結構問題導致尖峰負荷需求無法得到滿足。2021年
中國電力裝機總量高達24.21億千瓦,其中火電機組13.01億
千瓦,遠高于全國主要電網(wǎng)每月最高的用電負荷。但是我國
用電高峰時段的電力缺口依然存在,其根源是我國電力系統(tǒng)的
結構性問題:我國電源側基荷電源過多、靈活性資源尤其是
尖峰資源較少。尖峰資源存在年利用小時數(shù)較少、度電成本
過高的問題,難以在原有電價機制下獲取利潤空間,從而阻礙
了尖峰資源的投資積極性。同時,可再生能源占比持續(xù)提升,
供電不穩(wěn)定性加劇,亟需有效措施幫助滿足實施組合式資源
調度,有效滿足用戶側需求。
當前時點非水電可再生能源最低消納權重逐年提升,供
電不穩(wěn)定性增加,需求側管理重要性持續(xù)提升。目前,我國
政府部門對各省市均限定了可再生能源(非水電)最低消納
權重,且權重逐年提升。隨著風電、光電總供電量占比提升,
供電不穩(wěn)定性增加,靈活、快速的調度需求增多,需求側管
理變得愈發(fā)重要。
什么是虛擬電廠?
虛擬電廠是將不同空間的可調負荷、儲能、微電網(wǎng)、電
動汽車、分布式電源等一種或多種可控資源聚合起來,實現(xiàn)
自主協(xié)調優(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)供電或控制可調負荷
調峰,又可作為“負電廠”加大負荷消納,配合填谷。虛擬電
廠的發(fā)展是以可控負荷、儲能、分布式電源三類可控資源的
發(fā)展為前提。
圖4:虛擬電廠運行模式
煤電生物質能電工業(yè)用戶水電
儲能光電
幸
電網(wǎng)
風電
麻高■電氤尸
集?控平臺需③求預測產(chǎn)量2預測電價預測K7U目為=
可調負荷:可調負荷的重點領域包括工業(yè)、建筑和交通
等。工業(yè)負荷的調節(jié)潛力主要來自于非生產(chǎn)性負荷和輔助性
負荷,不同工業(yè)行業(yè)間存在較大差異;商業(yè)和公共建筑可調
負荷主要為樓宇空調、照明、動力負荷,約占整個樓宇負荷的
25%,居民建筑可調負荷因分布散、容量小從而聚合難度較
大;交通可調負荷主要增量為電動交通。據(jù)測算,遠期國網(wǎng)
經(jīng)營區(qū)可調負荷理論潛力可達9000萬kW,未來3?5年,通
過加強技術研發(fā)、完善補貼政策和交易機制,可力爭實現(xiàn)
4000-5000萬kW,約占最大負荷5%。
分布式電源:在用戶現(xiàn)場或靠近用電現(xiàn)場配置較小的發(fā)
電機組以滿足特定用戶的需要,或支持現(xiàn)存配電網(wǎng)經(jīng)濟運行,
包括小型燃機、光伏、風電、水電、生物質等或其發(fā)電組合。
儲能:儲能設備主要包括機械儲能、化學儲能、電磁儲
能和相變儲能四類。
虛擬電廠作為智能電網(wǎng)的一種運行方式,促成了各自獨
立的發(fā)電廠、負荷、儲能系統(tǒng)之間的靈活合作。虛擬電廠技
術并不改變這些實體與電網(wǎng)的硬連接,而是通過網(wǎng)絡對這些
實體進行整合、協(xié)調、優(yōu)化,最終實現(xiàn)發(fā)電、用電資源的合理、
優(yōu)化、高效利用。換而言之,發(fā)電、用電不受電網(wǎng)運行調度
中心的直接調度,而是通過虛擬電廠的控制中心參與到電網(wǎng)
的運行和調度中。目前在我國,受限于分布式能源與儲能的發(fā)
展水平,虛擬電廠主要偏向用戶負荷端調控,基于激勵的需
求側進行電力資源調峰填谷。
虛擬電廠聚合上下游資源,調控空間大
虛擬電廠的產(chǎn)業(yè)鏈由上游基礎資源、中游資源聚合商和
下游電力需求方三者共同組成。其中上游基礎資源又可細分
為可控負荷、分布式能源以及儲能系統(tǒng),虛擬電廠通過對三
種基礎資源的調節(jié)實現(xiàn)電力資源的削峰填谷。中游的資源聚合
商是虛擬電廠的核心組成部分與控制主體。資源聚合商通過
對上游可控負荷、分布式能源以及儲能系統(tǒng)三者的整合、優(yōu)
化、調度、決策,從而實現(xiàn)虛擬電廠的正常運行。產(chǎn)業(yè)鏈的下
游為電力需求方,主要參與者有電網(wǎng)公司、售電公司和其他
參與電力市場化交易的主體。下游參與者為市場提供輸配電
服務和電網(wǎng)接入服務,并向市場運營機構提供市場化交易和市
場化服務所需的相關數(shù)據(jù)。
圖7:虛擬電廠產(chǎn)業(yè)鏈
虛擬電廠的發(fā)展需外圍市場支撐
依據(jù)外圍條件的不同,可以把虛擬電廠的發(fā)展分為三個
階段:邀約型虛擬電廠、市場型虛擬電廠和自由調度型虛擬
電廠。虛擬電廠的發(fā)展依賴于外圍電力市場的支撐,電力市
場主要包括電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和中長期市場。輔助
服務市場主要是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行,保證電
能質量,除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外,由發(fā)電企業(yè)、電
網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務,最主要形式為調峰、調谷、
調頻等服務。
邀約型虛擬電廠是在沒有電力市場的情況下,由政府部
門或調度機構牽頭組織,各個聚合商參與組織資源以可控負
荷為主進行響應,共同完成邀約、響應和激勵流程,當前我
國各省試點的虛擬電廠以邀約型為主。
市場型虛擬電廠是在電能量現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和
容量市場建成后,虛擬電廠聚合商以類似于實體電廠的模式,
分別參與這些市場獲得收益。在此期間,虛擬電廠以電力市
場配置電力資源運行驅動,通過協(xié)調、優(yōu)化和控制可控負荷、
分布式電源和儲能三大資源聚合而成的分布式能源集群,作
為一個整體參與各類電力市場交易并為電力系統(tǒng)運行提供調
峰、調頻、緊急控制等輔助服務的分布式能源聚合商。在第
二階段,也會同時存在邀約型模式,其邀約發(fā)出的主體是系統(tǒng)
運行機構。
自由調度型虛擬電廠將在市場性虛擬電廠的基礎上,實
現(xiàn)跨空間自主調度。隨著虛擬電廠所整合資源的種類逐步增
多,“虛擬電力系統(tǒng)”雛形初顯。該階段,除可調負荷、儲能
和分布式能源等基礎資源外,也將包含由該類基礎資源所整合
而成的微電網(wǎng)、局域能源互聯(lián)網(wǎng)等。自由調度型虛擬電廠主
要參與者以國外為主,如德國的NextKraftwerke公司等。
圖8:虛擬電廠發(fā)展的三個階段
邀約型虛擬電廠
政府部門或調度機構主導
發(fā)出邀約信號,虛擬電廠市場型虛擬電廠
組織資源進行響應.
電能量現(xiàn)貨市場,輔助服務市自由調度型虛擬電廠
實例:江蘇、上海、廣東場、容量市場到位,參與電力
等試點虛擬電廠市場運行.能實現(xiàn)跨空間自主調度.
實例:箕I唬力交易中心試點實例:德國NextKraftwerke
(電力輔助服務市場)
@未來管庫
相比儲能,輕資產(chǎn)運營的虛擬電廠更具優(yōu)勢
儲能資源作為虛擬電廠三大基礎資源之一,常見的儲能
電站類型有:物理儲能、電器儲能、電化學儲能、熱儲能以
及化學儲能等。
我國儲能電站以抽水儲能模式為主。2021年,中國儲能
市場裝機功率43.44GW,位居全球第一。抽水蓄能裝機功率
37.57GW,占比86.5%;蓄熱蓄冷裝機功率561.7MW,占比
1.3%;電化學儲能裝機功率5117.1MW,占比11.8%;其它儲
能技術(壓縮空氣和飛輪儲能)裝機功率占比0.4%。
不同應用場景對儲能技術的性能要求有所不同,而儲能成
本則是決定儲能技術應用和產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模最重要的參數(shù)。以
抽水蓄能電站為例,目前抽水蓄能電站的投資成本為60?64
億元/GW,使用壽命約50年,每天抽放一次,系統(tǒng)能量成本在
120?170萬元/(MW-h),電站運維成本大約120萬元/(MW-h),
其他成本20萬元/(MW?h),系統(tǒng)能量效率76%,年運行比例約
90%,測算獲得抽水蓄能的度電成本為0.21~0.25元/(kW-h)lo
表1:2019年我國不同蓄能模式參數(shù)對比
儲能系統(tǒng)每次循環(huán)循環(huán)次數(shù),
放電深度放電效率
的等效容量保持率
抽水蓄能100%76%1%1600
鉛蓄電池70%80%70%2500-3500
全鋼液流電池90%72%70%6000-8000
鈉硫電池100%83%70%3800-5000
磷酸鐵鋰電池90%88%70%3500-5000
三元鋰電池90%90%70%30學矣朱來智庫
在供給側調控手段有限的情況下,通過實施需求側管理
可大幅降低資金成本,高效解決實際問題。“雙碳”政策下,
新建大型煤電機組既不利于我國能源可持續(xù)發(fā)展又缺乏經(jīng)濟
性。據(jù)國家電網(wǎng)測算,若通過建設煤電機組滿足其經(jīng)營區(qū)5%
的峰值負荷需求,電廠及配套電網(wǎng)需投資約4000億元;若建
設虛擬電廠,建設、運維和激勵的資金規(guī)模僅為400億-570
億元。以山東省為例,假設存在持續(xù)時間100小時的500萬千
瓦尖峰負荷缺口,采用“需求響應+延壽煤電''方案的年化成本
遠低于“新建燃煤機組5x100萬千瓦”方案,每年將降低14.3
億元的開支。當前時點非水電可再生能源最低消納權重逐年
提升,供電不穩(wěn)定性增加,需求側管理重要性持續(xù)提升。目
前,我國政府部門對各省市均限定了可再生能源(非水電)最
低消納權重,且權重逐年提升。隨著風電、光電總供電量占
比提升,供電不穩(wěn)定性增加,靈活、快速的調度需求增多,
需求側管理變得愈發(fā)重要。
2.目前我國虛擬電廠發(fā)展進展
我國虛擬電廠現(xiàn)處“邀約型”階段,行業(yè)前景廣闊
如上文所述,我國虛擬電廠市場發(fā)展可被分為三個市場
階段:邀約型、市場型、和自治型。當前我國各省試點的虛
擬電廠以邀約型為主,其中以江蘇、上海、廣東等省市開展
的項目試點即是邀約型虛擬電廠,屬于市場型虛擬電廠的有冀
北電力交易中心開展的虛擬電廠試點、廣東虛擬電廠試點、
上海虛擬電廠試點等。但目前,我國電力市場尚未發(fā)展至自
由調度式階段,主要參與者以國外企業(yè)為主,如德國的Next
Kraftwerke公司等。
我國虛擬電廠建設處于初期試點階段,近年來各類政策
加速行業(yè)發(fā)展。2015年,相關部門出臺《關于促進智能電網(wǎng)
發(fā)展的指導意見》,明確虛擬電廠商業(yè)模式需進行創(chuàng)新,并
率先于江蘇試水邀約型虛擬電廠,出臺季節(jié)性尖峰電價政策,
構建了需求響應激勵資金池,為該地區(qū)需求響應的發(fā)展奠定
基礎。2021年,《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補
發(fā)展的指導意見》指出虛擬電廠應參與各類電力市場交易,指
引行業(yè)發(fā)展路徑應從邀約型轉向交易型。雖然目前我國只有
冀北虛擬電廠一期試點屬于交易型虛擬電廠,但隨著電力市
場機制逐漸完善,虛擬電廠模式將由邀約型向市場型轉變,變
成以電力市場配置電力資源運行驅動,通過協(xié)調、優(yōu)化和控
制可控負荷、分布式電源和儲能三大資源,作為整體參與各
類電力市場交易的分布式能源聚合商。
圖13:我國虛擬電廠發(fā)展時間線
MJf段篦二m段第三艙段
《制》堡卜1a治型卜
主要特征:通過需求響應激勵資金池主要特征:通過電力交易引導主體加主要特征:通過信息強化市場主體參
推動入電力市場與力度
目的:削峰減荷目的:電力平陸目的:畿源改革
ia:需求啕應1?:現(xiàn)貨市場i?:智能算法
關維主體:政府機構關鍵主體:交窈機構關鍵主體:運
場景:供冷供熱場景:譴峰礴場景:有源負
\______________
主要政策及推出時間
—021.03:1^2021.07:
2015.07:
《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互樸《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意
發(fā)展的指號意見;見》
電?結合體制機制創(chuàng)新,探索智魅能源、
領域的商業(yè)模式創(chuàng)新力中長期、輔助服務I蠲等等喘@市黑叁庫
現(xiàn)階段虛擬電廠的盈利模式是什么?
虛擬電廠通過調度負荷進行需求側響應,之后獲補貼分
成實現(xiàn)盈利。虛擬電廠運營商和負荷聚合商通過聚合電力用
戶可調負荷,利用可控負荷進行需求側響應,一方面可以節(jié)
約用戶能源費用獲取收益,另一方面可獲得參與需求側響應的
電量補貼收入,補貼收入由虛擬電廠運營商和負荷聚合商與
電力用戶進行分成,政策并不限定分成比例。虛擬電廠運營
商和負荷聚合商的投入成本主要為電能監(jiān)控系統(tǒng)投入的軟硬件
成本和電力用戶的柔性負荷使用成本,收入為分成后的響應
電量補貼收入以及可能存在的提供電力用戶節(jié)能服務的服務
費用。目前整體參與用戶的收入來自各省市建立的獎勵基金池
來自國家補貼、于電價外附加征收的差別電價收入或通過增
加年度跨省區(qū)交易電量計劃形成的購電價差盈余疏導。截至
目前,我國已有多個省份陸續(xù)公布了虛擬電廠的相關政策,并
且詳細制定了虛擬電廠削峰填谷的補貼、計價規(guī)則。
此外,國家發(fā)改委、國家能源局在《"十四五''現(xiàn)代能源
體系規(guī)劃》中著重強調了可調負荷資源對于虛擬電廠的重要
性。在“十四五”期間要大力提升電力負荷彈性,加強電力需
求側響應能力建設,整合分散需求響應資源,引導用戶優(yōu)化儲
用電模式,高比例釋放居民、一般工商業(yè)用電負荷的彈性。
引導大工業(yè)負荷參與輔助服務市場,鼓勵電解鋁、鐵合金、
多晶硅等電價敏感型高載能負荷改善生產(chǎn)工藝和流程,發(fā)揮可
中斷負荷、可控負荷等功能。開展工業(yè)可調節(jié)負荷、樓宇空
調負荷、大數(shù)據(jù)中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網(wǎng)
(V2G)能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。力爭到
2025年,電力需求側響應能力達到最大負荷的3%?5%,其
中華東、華中、南方等地區(qū)達到最大負荷的5%左右。
圖14:海外國家虛擬電廠的主要類型
3.從海外看國內虛擬電廠發(fā)展
虛擬電廠的概念從1997年提出之后,受到了歐洲、北美、
澳洲多國的廣泛關注。近年來隨著信息通訊技術、分布式電
源、儲能、電動車的快速發(fā)展,工業(yè)領域逐漸表現(xiàn)出對虛擬
電廠的極大需求并付諸工程實踐。從海外國家的工程實踐來看,
主要分為兩種方向,第一種是以儲能和分布式電源為作為虛
擬電廠的主體,典型代表是歐盟模式;而以美國為代表則是
以可控負荷為主,規(guī)模已經(jīng)達到尖峰負荷的5%以上。
歐洲虛擬電廠
雖然歐洲發(fā)電總規(guī)模早已進入瓶頸階段,但是新能源的
發(fā)展依然迅速,截至2021年末,歐盟新能源發(fā)電量達到5501
億千瓦時,較2010年增加238%,而其總發(fā)電規(guī)模2021年卻
較2010年降低3%。橫向對比來看,2021年歐盟的新能源發(fā)
電量占全電源比重也達到了19%,其中德國新能源發(fā)電量占
比甚至達到了28.52%,遠高于中美日等主流國家。隨著新能
源電量和占比的持續(xù)增加,其出力不穩(wěn)定特性不可避免會對電
網(wǎng)產(chǎn)生較大的沖擊,且消納問題也逐步趨于嚴峻。而且歐盟
的新能源建設以分布式電源為主,2021年歐盟新增光伏裝機
中56%均為分布式光優(yōu),由于分布式電源分布廣泛,因此調
度難度較大,對電網(wǎng)產(chǎn)生沖擊也不容忽視。
為進一步優(yōu)化新能源的消納以及電網(wǎng)的穩(wěn)定,歐洲國家
在建設能源互聯(lián)網(wǎng)項目時比較注重通過電力市場促進可再生
能源消納以及綜合能源協(xié)同優(yōu)化問題。隨著歐洲電力市場機
制的不斷完善,各能源互聯(lián)網(wǎng)項目參與電力市場的模式也逐漸
清晰。目前,歐洲各國虛擬電廠側重于發(fā)電側,主要包含分
布式電源和儲能資源,也有一部分包括抽水蓄能機組、熱電
聯(lián)產(chǎn)機組和傳統(tǒng)的火電機組等集中式發(fā)電資源,其目的在于實
現(xiàn)分布式發(fā)電的可靠性并網(wǎng)、智能互動和參與電力市場,減
小分布式發(fā)電項目對整個電網(wǎng)的沖擊。歐盟國家中,以德國
為其中最典型的代表最早發(fā)力于虛擬電廠業(yè)務。2001年,來
自德國、荷蘭、西班牙等5個國家的11家公司,于2001年-
2005年間實施虛擬電廠的研究和試點項目VFCPP,其目的在
于發(fā)展、安裝、測試并展示由31個分散且獨立的居民燃料電
池熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)構成的虛擬電廠,在給出確定的負荷曲線時,
中央控制系統(tǒng)靈活調節(jié)每個機組的供熱和供電,以降低生產(chǎn)
成本和峰值負荷對配電網(wǎng)的電能需求。此次試點項目為之后
虛擬電廠的運維積累了寶貴經(jīng)驗。在隨后的十年中,德國陸續(xù)
開展了大量的虛擬電廠研究項目,為之后商業(yè)運維積累的豐
富的儲備資源。
表6:歐洲與虛擬電廠相關的主要研究項目
項目名稱起止時間項目狀態(tài)主要參與國家
VFCPP2001-2005完成德國
KONWERL2002-2003完成德國
VIRTPLANT2005-2007完成德國
UNNA2004-2006完成德國
CPP2003-2007完成德國
STADGVPP2003-2007完成德國
HARZVPP2008-2012完成德國
ProViPP2008-2012完成德國
VATTENFALLVPP2010-2012完成德國
VGPP2007-2008完成奧地利
PMVPP2005-2007完成荷蘭
英國、西班牙、法
FENIX2005-2009完成
國、羅馬尼亞等
EDISON2009-2012完成丹麥
FLEXPOWER2010-2013完成丹麥
GVPP2006-2012完成丹麥
WEB2ENERGY2010-2015完成士凝誕雪庫
經(jīng)過長時間的經(jīng)驗積累,2009年NextKraftwerke于德國
成立,并隨后陸續(xù)發(fā)展為歐洲最大的虛擬電廠,2021年,公
司被殼牌石油公司收購,截至2022年二季度,公司管理了
14414個客戶資產(chǎn)(如分布式發(fā)電設備和儲能設備),包括生
物質發(fā)電裝置、熱電聯(lián)產(chǎn)、水電站、靈活可控負荷、風能和
太陽能光伏電站等,容量達到1083.6萬千瓦,也就是說Next
Kraftwerke管理的單個客戶資源平均僅有0.075萬千瓦。從靈
活性調節(jié)能力看,公司聚合的靈活性資源達到255.5萬千瓦,
相當于4座60萬千瓦大型煤電機組,2020年公司實現(xiàn)營業(yè)收
A5.95億歐元。
NextKraftwerke主要有兩種業(yè)務模式,一方面是將風電
和光伏發(fā)電等難以穩(wěn)定出力的發(fā)電資源直接參與電力市場交
易,獲取利潤分成;另一方面,利用靈活性調節(jié)電源的特點,
參與電網(wǎng)的二次調頻和三次調頻,從而獲取附加收益。目前
NextKraftwerke能占到德國二次調頻市場的10%的份額。
第一種業(yè)務模式在發(fā)電端(風電/光伏)安裝遠程控制裝
置NextBox,將電源集成到虛擬電廠平臺;根據(jù)電源運行參
數(shù)、市場數(shù)據(jù)和電網(wǎng)狀態(tài),通過虛擬電廠平臺對各個電源進
行控制,參與電力市場交易;虛擬電廠并不會自己投資交易基
礎設施,就可以獲取能源交易收益。
第二種業(yè)務模式是在生物質、燃氣熱電聯(lián)產(chǎn)、抽蓄或小
水電等靈活性調節(jié)電源安裝遠程控制裝置NextBox,靈活性
調節(jié)電源可以提供給電力平衡市場;常規(guī)時段中會收到備用
費補償,其正常運行不需要作出調整;當電網(wǎng)過載時,靈活性
調節(jié)電源可以在幾分鐘內減少或者停止出力,將從Next獲得
額外的調頻服務費。
圖19:NextKraftwerke虛擬電廠業(yè)務運行模式
豆弟@先來駕庫
美國虛擬電廠
新能源滲透率攀高疊加較高比例分布式,催生美國虛擬
電廠需求。根據(jù)美國能源信息署披露,截至2021年末,美國
新能源發(fā)電量占其能源總發(fā)電量的12.01%,相較2010年提
升9.69個百分點。盡管新能源滲透率的逐年提升使得美國電
源結構進入清潔化轉型,但由于風能和太陽能出力的間歇性
讓電力系統(tǒng)運行復雜化,電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行面臨著挑戰(zhàn)。
另一方面,充足的分布式光伏裝機為虛擬電廠提供了成長的土
壤,從光伏裝機量較高的新澤西州、馬薩諸塞州和紐約州的
裝機結構來看,其分布式光伏的占比均較高。其次,美國社
區(qū)太陽能的興起進一步導致其電網(wǎng)邊緣發(fā)電能力增加,顛覆電
網(wǎng)傳統(tǒng)的運營范式。根據(jù)2021年10月美國能源部制定的全
國社區(qū)太陽能伙伴關系(NCSP)目標,到2025年美國社區(qū)
太陽能系統(tǒng)將可以為500萬個家庭供電。截止2020年底,美
國社區(qū)太陽能安裝總量約3.25GW,可為60萬戶家庭供電,
若按照該目標的指引,未來美國社區(qū)太陽能增量十分可觀。
雙重因素作用下,虛擬電廠成為解決電力系統(tǒng)調節(jié)能力、安
全穩(wěn)定性不足的良策。
聚焦負荷響應,841號法令奠定盈利基礎。相較歐洲,美
國虛擬電廠側重于負荷側管理,通過需求響應和其他實時負荷
轉移方法來確保電網(wǎng)的可靠性。早在2019年,美國負荷側可
調度資源就已高達3000萬千瓦,占其用電高峰時期的4%。
該模式的虛擬電廠創(chuàng)建者主要為分散的獨立聚合商和公用事
業(yè)企業(yè),用戶側分布式能源的擁有者兼顧消費者(consumer)
與發(fā)電商(producer)兩種職能,可從電力調度中獲利。虛擬
電廠的盈利來源為輔助服務市場收入,2018年美國聯(lián)邦能源
監(jiān)管委員會(FERC)發(fā)布841號法令,要求RTO/ISO區(qū)域
電力市場制定規(guī)則為儲能公平參與電力市場掃清障礙,允許儲
能資源參與容量、電量、輔助服務市場,并基于市場價格對其
服務進行相應的補償,該文件保障了虛擬電廠可從輔助服務
市場獲利。
圖22:美國雙向電力系統(tǒng)
場@汨弟智庫
深度切入分布式能源領域,特斯拉打造“世界最大分布式
電池”。2022年6月,特斯拉與PG&E合作在加州建立虛擬
電廠,邀請符合要求的Powerwall用戶加入虛擬電廠,允許
當電網(wǎng)用電需求增加而電力供應不足時,虛擬電廠調動
Powerwall的電能來支持電網(wǎng)運行,用戶可從每次調度中收取
2美元/千瓦時的報酬。此次項目共有5萬Powerwall用戶符合
補貼條件,等同于聚合了500MWh的能源容量可供調配。其
實,早在2012年特斯拉
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