虛擬電廠市場(chǎng)分析

虛擬電廠市場(chǎng)分析虛擬電廠：配網(wǎng)層級(jí)的“微型調(diào)度”1、定義：聚合分布式能源資源，統(tǒng)一管理協(xié)調(diào)優(yōu)化的控制系統(tǒng)虛擬電廠是一種運(yùn)用先進(jìn)通信、計(jì)算、調(diào)度、市場(chǎng)等手段，聚合大量分散的分布式能源資源，并實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一管理與協(xié)調(diào)優(yōu)化的控制系統(tǒng)。據(jù)王宣元、劉敦楠、劉蓁等著《泛在電力物聯(lián)網(wǎng)下虛擬電廠運(yùn)營機(jī)制及關(guān)鍵技術(shù)》，虛擬電廠對(duì)下可以實(shí)現(xiàn)包括分布式電源、可控負(fù)荷、電動(dòng)汽車充電樁、工商業(yè)儲(chǔ)能等在內(nèi)的配網(wǎng)層級(jí)分布式能源資源的監(jiān)測(cè)與控制，對(duì)上則可以實(shí)現(xiàn)接受電網(wǎng)調(diào)度指令，或面向電力市場(chǎng)參與電能量及電力輔助服務(wù)交易。其價(jià)值也對(duì)應(yīng)上述兩點(diǎn)：1）為系統(tǒng)運(yùn)營商提供高效安全、快速爬坡的靈活性；2）為海量、分散、多元、異構(gòu)的分布式能源資源創(chuàng)造參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)或市場(chǎng)交易的機(jī)會(huì)，使其獲得一定收益。源荷儲(chǔ)協(xié)調(diào)互動(dòng)，共同支撐系統(tǒng)靈活。從可參與虛擬電廠的資源來看，一切在配網(wǎng)層級(jí)、可以靈活調(diào)節(jié)自身出力及負(fù)荷的資源均可參與虛擬電廠。以其自身特性劃分，可分為“源、荷、儲(chǔ)”三類。其中，源類資源包括分布式光伏、風(fēng)電、小型水電及小型火電機(jī)組（三聯(lián)供、燃?xì)廨啓C(jī)、自備電廠等）；荷類資源包括商業(yè)樓宇空調(diào)負(fù)荷、工業(yè)園區(qū)生產(chǎn)及冷熱負(fù)荷；儲(chǔ)類資源包括常規(guī)的工商業(yè)儲(chǔ)能、獨(dú)立儲(chǔ)能以及其他形式的能量?jī)?chǔ)能（蓄熱罐，儲(chǔ)氣罐等）和電動(dòng)汽車充電樁等。面向市場(chǎng)交易、調(diào)度指令分解和分布式資源控制監(jiān)測(cè)是虛擬電廠的三大運(yùn)行要素。虛擬電廠作為需求側(cè)管理的市場(chǎng)化商業(yè)應(yīng)用模式，在電力市場(chǎng)交易的背景下以盈利為目的運(yùn)行。從整個(gè)運(yùn)行環(huán)節(jié)來看，虛擬電廠首先以自身聚合的分布式能源資源的特性，包括分布式電源的出力與爬坡曲線，儲(chǔ)能部分的充放電功率及電量水平，負(fù)荷側(cè)調(diào)節(jié)/中斷的容量和相應(yīng)的響應(yīng)時(shí)間等進(jìn)行數(shù)學(xué)建?？坍?，得出虛擬電廠的響應(yīng)能力。在面向市場(chǎng)的交易完成，調(diào)度機(jī)構(gòu)下達(dá)調(diào)節(jié)功率曲線，虛擬電廠需要基于調(diào)用成本最優(yōu)原則將調(diào)度下達(dá)功率曲線分解至各個(gè)分布式資源，通過遠(yuǎn)程終端監(jiān)測(cè)或直接控制資源，形成資源出力/用電負(fù)荷調(diào)節(jié)，達(dá)到整個(gè)虛擬電廠完成下達(dá)功率曲線的效果。2、構(gòu)成：“系統(tǒng)+通信+終端”，虛擬電廠緊扣輕資產(chǎn)運(yùn)行特點(diǎn)，把控運(yùn)行核心和控制要點(diǎn)“系統(tǒng)+通信+終端”構(gòu)成虛擬電廠全系統(tǒng)。從構(gòu)成要素來看，虛擬電廠包括中央系統(tǒng)、通信網(wǎng)絡(luò)和遠(yuǎn)程終端三部分。虛擬電廠是一種輕資產(chǎn)模式的協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)，僅利用軟件系統(tǒng)平臺(tái)及通訊技術(shù)整合分布式能源資源，把控運(yùn)行核心和控制要點(diǎn)，無需自有或投資分布式資源。中央系統(tǒng)即虛擬電廠主站，其中包含虛擬電廠運(yùn)行的四大功能模塊：用戶數(shù)據(jù)采集與分析，電力市場(chǎng)預(yù)測(cè)估計(jì)，資源建模及聚合，以及市場(chǎng)優(yōu)化交易決策。虛擬電廠主站匯集遠(yuǎn)程控制終端采集的用戶用電數(shù)據(jù)，結(jié)合內(nèi)置電力市場(chǎng)預(yù)測(cè)模塊的預(yù)測(cè)結(jié)果，基于運(yùn)行效益最優(yōu)原則開展優(yōu)化計(jì)算，參與市場(chǎng)交易或執(zhí)行調(diào)度指令，是虛擬電廠的“大腦”。通信網(wǎng)絡(luò)即虛擬電廠面向調(diào)度機(jī)構(gòu)/市場(chǎng)機(jī)構(gòu)和面向遠(yuǎn)程終端的信息交互和控制調(diào)度通道。如果虛擬電廠全面采用傳統(tǒng)光纖接入的方式，雖然能夠保證信息通信的實(shí)時(shí)性和安全性，但面對(duì)海量資源的接入，其通信成本將會(huì)較高。據(jù)王宣元、劉蓁所著《虛擬電廠參與電網(wǎng)調(diào)控與市場(chǎng)運(yùn)營的發(fā)展與實(shí)踐》內(nèi)容，國內(nèi)虛擬電廠通信的主要方式是：1）對(duì)上采用光纖接入調(diào)度控制系統(tǒng)：省調(diào)控中心-切負(fù)荷中心站-大用戶就近變電站-大用戶10kV配電房/智能負(fù)荷控制終端。2）對(duì)下采用無線公網(wǎng)接入交易平臺(tái)和營銷需求響應(yīng)平臺(tái)和分布式資源：電力交易平臺(tái)-虛擬電廠平臺(tái)-無線公網(wǎng)-分布式資源計(jì)量點(diǎn)。在虛擬電廠發(fā)展的當(dāng)前階段，采用的主要信息通信方式為光纖+無線公網(wǎng)。其中，光纖通信主要用于緊急調(diào)度與切負(fù)荷；無線公網(wǎng)通信主要用于需求側(cè)管理，調(diào)控中心不直接向虛擬電廠下發(fā)實(shí)時(shí)調(diào)控指令。遠(yuǎn)程終端作為虛擬電廠控制終端資源的手段，一般以“邊端結(jié)合”的形式，既設(shè)置即插即用的邊緣智能網(wǎng)關(guān)，實(shí)現(xiàn)邊緣計(jì)算等功能，也實(shí)現(xiàn)可調(diào)節(jié)資源的狀態(tài)監(jiān)測(cè)和柔性控制。從技術(shù)架構(gòu)的角度來看，整個(gè)虛擬電廠架構(gòu)可分為3級(jí)。第1級(jí)為可調(diào)節(jié)資源層級(jí)，采集、監(jiān)控并與上層通信實(shí)時(shí)的運(yùn)行信息，自動(dòng)接收響應(yīng)第2級(jí)下發(fā)的調(diào)控指令和價(jià)格激勵(lì)，并通過用戶側(cè)終端/用戶側(cè)管理平臺(tái)實(shí)現(xiàn)；第2級(jí)為虛擬電廠級(jí)，負(fù)責(zé)動(dòng)態(tài)聚合各類可調(diào)節(jié)資源，在線接收電網(wǎng)調(diào)控中心下發(fā)的調(diào)控指令并分解至虛擬電廠內(nèi)各類可調(diào)節(jié)資源，以及接收電力市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)，同時(shí)向電網(wǎng)調(diào)控中心、電力交易中心上報(bào)相關(guān)數(shù)據(jù)信息，可通過虛擬電廠智能管控平臺(tái)實(shí)現(xiàn)；第3級(jí)為電網(wǎng)與交易級(jí)，虛擬電廠根據(jù)預(yù)測(cè)的相關(guān)信息和可控資源的調(diào)度能力，與電網(wǎng)調(diào)控中心、電力交易中心進(jìn)行信息決策互動(dòng)和市場(chǎng)交易互動(dòng)。3、應(yīng)用場(chǎng)景：依托電力市場(chǎng)環(huán)境，多方位綜合獲益從應(yīng)用場(chǎng)景來看，虛擬電廠作為需求側(cè)管理在電力市場(chǎng)中的商業(yè)模式，可根據(jù)市場(chǎng)化改革推進(jìn)情況參與不同市場(chǎng)，多方位獲得收益。目前，虛擬電廠商業(yè)化運(yùn)營的應(yīng)用場(chǎng)景以需求側(cè)響應(yīng)和調(diào)峰輔助服務(wù)為主，在無現(xiàn)貨市場(chǎng)的地區(qū)參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，提升系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力。對(duì)于部分開展現(xiàn)貨市場(chǎng)并允許虛擬電廠進(jìn)入市場(chǎng)的地區(qū)，虛擬電廠可以選擇參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，調(diào)峰及調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)。需求側(cè)響應(yīng)：嚴(yán)格意義上，需求側(cè)響應(yīng)實(shí)際不屬于電力市場(chǎng)化機(jī)制，其補(bǔ)償價(jià)格通常為事前錨定的行政性補(bǔ)償價(jià)格，執(zhí)行部門也為電網(wǎng)公司的營銷部門。但相比于先前傳統(tǒng)的“拉閘限電”手段，需求側(cè)響應(yīng)仍是以經(jīng)濟(jì)激勵(lì)為主的措施，邀約具有負(fù)荷調(diào)節(jié)能力的用電客戶，并在約定的特定時(shí)段主動(dòng)調(diào)減（或增加）虛擬電廠的出力和用電負(fù)荷，實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，緩解電力供需矛盾。調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)：虛擬電廠可根據(jù)當(dāng)?shù)卣{(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)相關(guān)規(guī)定，在日前聚合計(jì)算并申報(bào)自身調(diào)峰能力，并在日內(nèi)按照調(diào)度機(jī)構(gòu)的指令，在日前中標(biāo)的調(diào)峰范圍內(nèi)實(shí)時(shí)主動(dòng)調(diào)減（或增加）虛擬電廠的出力和用電負(fù)荷，完成調(diào)峰相關(guān)調(diào)度指令，并根據(jù)調(diào)峰市場(chǎng)分時(shí)出清價(jià)格和調(diào)節(jié)電量獲得相應(yīng)收益。調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)：虛擬電廠可根據(jù)當(dāng)?shù)卣{(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)相關(guān)規(guī)定，在日前聚合計(jì)算并申報(bào)自身調(diào)頻能力，并在日內(nèi)按照調(diào)度機(jī)構(gòu)的指令，在日前中標(biāo)的調(diào)頻范圍內(nèi)實(shí)時(shí)跟隨電網(wǎng)AGC（自動(dòng)發(fā)電量控制）指令，完成頻率調(diào)節(jié)動(dòng)作，并根據(jù)調(diào)頻市場(chǎng)分時(shí)出清價(jià)格和調(diào)節(jié)電量獲得相應(yīng)收益。電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)：虛擬電廠可根據(jù)當(dāng)?shù)仉娔芰楷F(xiàn)貨市場(chǎng)相關(guān)規(guī)定，在日前聚合計(jì)算并申報(bào)自身出力（調(diào)節(jié)）能力，并根據(jù)日前現(xiàn)貨市場(chǎng)中標(biāo)情況，在日內(nèi)/實(shí)時(shí)電力市場(chǎng)中根據(jù)更新的調(diào)度指令實(shí)時(shí)主動(dòng)調(diào)減（或增加）分布式發(fā)電資源的出力和用電負(fù)荷，并根據(jù)電能量市場(chǎng)結(jié)算規(guī)則獲得相應(yīng)收益。我們認(rèn)為，隨著全國統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系建設(shè)提速，現(xiàn)貨、輔助服務(wù)、容量等市場(chǎng)建設(shè)不斷深化，虛擬電廠參與電力市場(chǎng)的運(yùn)營體系有望得到進(jìn)一步完善。除參與市場(chǎng)交易和響應(yīng)獲取收益外，虛擬電廠還需要考慮所得收益與調(diào)度分布式資源的成本之間的優(yōu)化問題。目前，虛擬電廠運(yùn)營商多采用與可調(diào)節(jié)資源簽訂代理合同，并與可調(diào)節(jié)資源約定價(jià)值分配比例的“分成模式”。后續(xù)，虛擬電廠還可基于聚合可調(diào)節(jié)資源類型和參與市場(chǎng)機(jī)制的不同，探索開展“代理購售電折扣式”、咨詢/管理/運(yùn)維/能源金融等一攬子增值服務(wù)模式的合作模式，實(shí)現(xiàn)虛擬電廠的盈利與商業(yè)模式多維度拓展。新能源消納和新型電力系統(tǒng)發(fā)展亟需靈活資源助力，政策鼓勵(lì)下虛擬電廠發(fā)展可期1、新型電力系統(tǒng)面臨“雙高”，源荷波動(dòng)性亟需資源平抑我國新能源發(fā)電在過去的數(shù)十年內(nèi)發(fā)展勢(shì)頭較好，已在短時(shí)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)新能源高比例滲透電力系統(tǒng)。從電力消費(fèi)的角度看，相較于歐洲和美國等發(fā)達(dá)地區(qū)，我國仍處于用電量水平仍處于快速提升的階段，且電力消費(fèi)需求體量已經(jīng)大大超過了美國歐洲等發(fā)達(dá)國家和地區(qū)。在電力需求增速仍然較高的局面下，風(fēng)光電量占比已經(jīng)實(shí)現(xiàn)快速提升。截至2022年，我國新能源風(fēng)光發(fā)電量占比已達(dá)13.7%，與美國（14.9%）水平相當(dāng)。雖然與歐盟（22.3%）、德國（31.7%）尚存差距，但以電力消費(fèi)體量情況來看，歐洲各個(gè)國家電力消費(fèi)量與我國分省用電量體量大致相同。分省來看，我國部分新能源大省也達(dá)到了高比例新能源發(fā)展階段，其中青海的新能源風(fēng)光發(fā)電量已達(dá)41.5%，為新能源滲透率最高的省份。其他省份包括河北（31.1%）、甘肅（26.8%）、寧夏（23.3%）、吉林（25.6%）、黑龍江（25.5%）等也跨越20%的新能源滲透率門檻。由于新能源發(fā)電固有的強(qiáng)隨機(jī)性、波動(dòng)性和間歇性，以及通過電力電子裝置并入電網(wǎng)的特征，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)將呈現(xiàn)“雙高”的特點(diǎn)，即高比例新能源與高比例電力電子裝備并存的情況。從本質(zhì)來看，新能源電力具有強(qiáng)不確定性和低保障性，超出社會(huì)與能源系統(tǒng)協(xié)同發(fā)展節(jié)奏將會(huì)對(duì)能源安全帶來挑戰(zhàn)，推高能源成本。據(jù)郭劍波院士在《新型電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)以及有關(guān)機(jī)制思考》中預(yù)測(cè)，2030年新能源出力占總負(fù)荷之比的波動(dòng)范圍為5%~61%，2060年新能源出力占系統(tǒng)總負(fù)荷的比重為11%~187%。大范圍的新能源出力貢獻(xiàn)波動(dòng)，疊加其出力“極熱無風(fēng)、晚峰無光”特性，將導(dǎo)致極端天氣下新能源出力的負(fù)相關(guān)性特征更為明顯，其長(zhǎng)時(shí)間低出力將帶來保供應(yīng)挑戰(zhàn)。而在新能源高出力時(shí)段，系統(tǒng)消納、安全和儲(chǔ)能等技術(shù)亟待實(shí)現(xiàn)高速發(fā)展。新能源高比例滲透疊加居民和三產(chǎn)負(fù)荷快速增長(zhǎng)，源荷兩端波動(dòng)性增大，電力系統(tǒng)面臨缺電和棄電并存的局面，尖峰時(shí)刻電力系統(tǒng)供需不平衡矛盾凸顯，電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)資源需求凸顯。電源側(cè)，在日電力平衡上，新能源的日波動(dòng)性大，存在反調(diào)峰特性及光伏“鴨型曲線”問題；用戶側(cè)，居民和三產(chǎn)用電負(fù)荷快速增長(zhǎng)，多元、互動(dòng)、靈活的用能設(shè)備大量接入，終端無序用電增長(zhǎng)將會(huì)增加系統(tǒng)凈負(fù)荷峰谷差，功率波動(dòng)問題更加突出。尖峰負(fù)荷增速高于用電量增速，頂峰裝機(jī)不及預(yù)期，頂峰容量裕度逐漸萎縮的情況下，電力系統(tǒng)缺電問題頻發(fā)。因此，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵在于對(duì)靈活性資源的挖掘。隨著新能源持續(xù)滲透電力系統(tǒng)，系統(tǒng)對(duì)于靈活性資源的功能需求和內(nèi)涵定義也在逐步外延。新型電力系統(tǒng)的源荷波動(dòng)僅靠傳統(tǒng)煤電調(diào)節(jié)難以滿足需求。風(fēng)光出力波動(dòng)性對(duì)短時(shí)電力平衡的影響愈加顯著，電力系統(tǒng)短時(shí)間尺度靈活性需求增強(qiáng)，要求系統(tǒng)能夠更快速、頻繁地匹配供需平衡。而據(jù)《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟(jì)性與政策建議》表明，煤電靈活性改造方式不適宜提供短時(shí)間尺度（15分鐘顆粒度）的靈活性。此外，頻繁的出力調(diào)節(jié)和啟停還會(huì)導(dǎo)致煤電機(jī)組設(shè)備受損、壽命縮短。因此我們認(rèn)為，單純依賴煤電靈活性改造并不合理，電力系統(tǒng)需要更優(yōu)質(zhì)的快速調(diào)節(jié)資源來滿足短時(shí)靈活性需求。抽蓄和電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)節(jié)性能優(yōu)越，但仍存在建設(shè)周期長(zhǎng)和運(yùn)行成本高等問題。抽水蓄能電站是具備調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相、事故備用和黑啟動(dòng)等多種功能的靈活性資源。電化學(xué)儲(chǔ)能響應(yīng)速度較快，充放電靈活，可響應(yīng)秒級(jí)/分鐘級(jí)的調(diào)度指令。但抽水蓄能限于其工期較長(zhǎng)（5~8年），自然條件要求較高（要求有河流有落差），建設(shè)情況較為復(fù)雜（涉及移民拆遷等社會(huì)問題），短期內(nèi)或難以實(shí)現(xiàn)大幅超預(yù)期的增量發(fā)展。而目前電化學(xué)儲(chǔ)能度電調(diào)峰成本仍在0.5元/kWh以上，相比于火電靈活性改造0.1元/kWh和抽水蓄能0.2元/kWh的調(diào)峰成本仍有較大差距。長(zhǎng)期而言，電化學(xué)儲(chǔ)能的發(fā)展仍需要持續(xù)降本帶來經(jīng)濟(jì)性提升，以及相關(guān)市場(chǎng)化機(jī)制實(shí)現(xiàn)成本的疏導(dǎo)轉(zhuǎn)移。需求側(cè)響應(yīng)提升系統(tǒng)靈活性性價(jià)比較高。根據(jù)《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術(shù)路徑、經(jīng)濟(jì)性與政策建議》研究，經(jīng)過靈活性改造的煤電機(jī)組最小出力能夠降至額定容量的30%，其成本主要包括單位調(diào)節(jié)容量改造投入成本600-700元/千瓦，以及低負(fù)載運(yùn)行增加煤耗14-20克/千瓦時(shí)對(duì)應(yīng)的運(yùn)行成本；儲(chǔ)能和抽水蓄能能夠在1-2分鐘內(nèi)完成從零至滿出力的調(diào)整，調(diào)節(jié)范圍為額定容量的-100%~100%，其建設(shè)投入成本分別為1.5元/瓦·時(shí)和6300-7200元/千瓦，運(yùn)行成本基本為常規(guī)運(yùn)營維護(hù)費(fèi)用和人工費(fèi)用，與建設(shè)成本相比幾可忽略；需求響應(yīng)規(guī)模一般可達(dá)到最大負(fù)荷的3-5%，考慮推廣費(fèi)用和相關(guān)智能設(shè)備以及管理運(yùn)維平臺(tái)成本后，單位投資為200~400元/千瓦。因此，綜合考慮靈活性資源建設(shè)/改造投入成本和運(yùn)行維護(hù)成本后，需求響應(yīng)提升系統(tǒng)靈活性的成本相較于其他資源更低，性價(jià)比更高。2、電力市場(chǎng)化改革加速推進(jìn)，政策鼓勵(lì)助推虛擬電廠發(fā)展國家發(fā)改委、能源局各級(jí)政策開始鼓勵(lì)各地探索虛擬電廠商業(yè)模式，虛擬電廠肩負(fù)3%~5%的頂峰作用。2022年3月，國家發(fā)改委能源局發(fā)布《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，提出“力爭(zhēng)到2025年，電力需求側(cè)響應(yīng)能力達(dá)到最大負(fù)荷的3%～5%，其中華東、華中、南方等地區(qū)達(dá)到最大負(fù)荷的5%左右”，是在國家級(jí)能源規(guī)劃層面首次提出需求側(cè)響應(yīng)的發(fā)展體量目標(biāo)。2023年5月，國家發(fā)改委發(fā)布《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》，其中新增需求響應(yīng)章節(jié)，加碼需求側(cè)響應(yīng)的體量至“到2025年，全國需求側(cè)響應(yīng)將有望達(dá)到最大用電負(fù)荷的3%~5%，其中年度最大用電負(fù)荷峰谷差率超過40%的省份達(dá)到5%或以上”，并且要求“全面推進(jìn)需求側(cè)資源參與電力市場(chǎng)常態(tài)化運(yùn)行”，代表以價(jià)格手段鼓勵(lì)需求側(cè)資源提供服務(wù)的機(jī)制得以有效保障，虛擬電廠作為需求側(cè)響應(yīng)主體有望從電能量、輔助服務(wù)和容量等多個(gè)維度獲得收益。各省區(qū)市同樣積極推進(jìn)虛擬電廠相關(guān)政策制定，鼓勵(lì)虛擬電廠參與現(xiàn)有市場(chǎng)。廣州、山西、浙江等電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省區(qū)市也相繼出臺(tái)虛擬電廠相關(guān)政策。2021年，廣州市工信局印發(fā)《廣州市虛擬電廠實(shí)施細(xì)則》，以“激勵(lì)響應(yīng)優(yōu)先，有序用電保底”的原則，引導(dǎo)用戶參與電網(wǎng)運(yùn)行調(diào)節(jié)，并將虛擬電廠響應(yīng)分為邀約響應(yīng)和實(shí)時(shí)響應(yīng)兩大類，暫時(shí)均依照固定價(jià)格補(bǔ)償。2022年，山西省能源局印發(fā)《虛擬電廠建設(shè)與運(yùn)營管理實(shí)施方案》，從并網(wǎng)運(yùn)行和運(yùn)營管理兩方面對(duì)省內(nèi)虛擬電廠進(jìn)行規(guī)范。并允許虛擬電廠提供削峰填谷、調(diào)頻、備用等服務(wù)。3、國外虛擬電廠運(yùn)行較為成熟，國內(nèi)虛擬電廠仍處于探索初期國外虛擬電廠起步較早，發(fā)展特點(diǎn)各有側(cè)重，市場(chǎng)環(huán)境下運(yùn)營模式較為成熟。從總體上看，以德國為代表的歐洲虛擬電廠模式主要集中于管理分布式能源，通過形成有機(jī)整體，聚合參與電力市場(chǎng)和提供電力相關(guān)輔助服務(wù)；美國虛擬電廠聚合的資源以可調(diào)節(jié)負(fù)荷為主，主要依賴于實(shí)時(shí)靈活響應(yīng)需求獲得收益；日本和澳洲則以新型儲(chǔ)能為主建設(shè)虛擬電廠。在各國電力市場(chǎng)起步較早，發(fā)展較為充分的背景下，虛擬電廠可以充分獲得收益。國外典型虛擬電廠項(xiàng)目：NextKraftwerk-最大的商業(yè)化虛擬電廠成立于2009年的NextKraftwerke是德國最早探索虛擬電廠的公司，也是目前德國最大的虛擬電廠運(yùn)營商。截止2022年,公司的接入分布式資源已達(dá)到15346座，并網(wǎng)發(fā)電裝機(jī)容量已達(dá)到12.29GW。公司的分布式資源遍布德國、比利時(shí)、奧地利、法國、波蘭、荷蘭、瑞士和意大利等整個(gè)西歐。NextKraftwerk的業(yè)務(wù)主要分為三部分：1）幫助新能源發(fā)電企業(yè)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)發(fā)電情況，降低發(fā)電成本或者負(fù)電價(jià)帶來的損失；2）面向電網(wǎng)側(cè)，控制資源使用發(fā)電設(shè)備為電網(wǎng)提供短期柔性儲(chǔ)能服務(wù),并賺取收益；3）根據(jù)電網(wǎng)狀況調(diào)整用電側(cè)的需求,將電網(wǎng)側(cè)的需求分配到現(xiàn)貨市場(chǎng)的低價(jià)時(shí)段。國內(nèi)虛擬電廠目前仍以示范項(xiàng)目為主，少數(shù)項(xiàng)目實(shí)際接入調(diào)度，多數(shù)項(xiàng)目成為需求側(cè)響應(yīng)。目前，冀北、深圳、浙江等地均開展了國內(nèi)的虛擬電廠的實(shí)踐，且各區(qū)域展開實(shí)踐側(cè)重點(diǎn)各不相同。其中，冀北虛擬電廠于2019年啟動(dòng)，是國網(wǎng)冀北電力公司建設(shè)的示范項(xiàng)目。深圳虛擬電廠由深圳供電局牽頭，目前已接入分布式儲(chǔ)能、數(shù)據(jù)中心、充電站、地鐵等類型負(fù)荷聚合商14家，接入容量達(dá)87萬千瓦。華能浙江虛擬電廠作為全國首個(gè)接入調(diào)度系統(tǒng)的虛擬電廠，目前總可調(diào)容量達(dá)到83.82MW。國內(nèi)典型虛擬電廠項(xiàng)目：冀北虛擬電廠-全國最早的虛擬電廠據(jù)王宣元、劉蓁所著《虛擬電廠參與電網(wǎng)調(diào)控與市場(chǎng)運(yùn)營的發(fā)展與實(shí)踐》內(nèi)容，冀北虛擬電廠實(shí)現(xiàn)了參與電網(wǎng)調(diào)控和市場(chǎng)運(yùn)營的落地應(yīng)用，其整體技術(shù)架構(gòu)采用工業(yè)物聯(lián)網(wǎng)“云、管、邊、端”體系架構(gòu)：1）云側(cè)設(shè)有虛擬電廠智能管控平臺(tái)。該平臺(tái)部署在公網(wǎng)環(huán)境中，采用成熟的基礎(chǔ)云計(jì)算設(shè)施以及物聯(lián)網(wǎng)平臺(tái)、大數(shù)據(jù)平臺(tái)等成熟服務(wù)；2）管側(cè)采用運(yùn)營商通信網(wǎng)絡(luò)，通過4G、5G等移動(dòng)通信網(wǎng)絡(luò)，實(shí)現(xiàn)控制指令傳輸；3）邊側(cè)設(shè)置即插即用的邊緣智能網(wǎng)關(guān)；4）端側(cè)設(shè)有用戶側(cè)智能終端/用戶側(cè)管理平臺(tái)，以實(shí)現(xiàn)可調(diào)節(jié)資源狀態(tài)感知、柔性控制。截至2022年9月，冀北虛擬電廠示范工程接入了張家口、秦皇島、承德、廊坊地區(qū)蓄熱式電采暖、智慧樓宇、可調(diào)節(jié)工商業(yè)等11類可調(diào)節(jié)資源，總?cè)萘繛?58MW，最大調(diào)節(jié)能力為204MW，占總?cè)萘康?7%。其實(shí)際最大調(diào)節(jié)功率為154MW，最大調(diào)節(jié)速率為15.7MW/min，為虛擬電廠額定有功功率的4.4%，調(diào)節(jié)性能良好。冀北虛擬電廠自2019年12月投運(yùn)以來，全程參與了華北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)出清，已在線連續(xù)提供調(diào)峰服務(wù)超過3200h，累計(jì)增發(fā)新能源電量34.12GW·h，單位電量收益為183元/（MW·h），虛擬電廠運(yùn)營商/負(fù)荷聚合商和用戶總收益為624.2萬元。其中，虛擬電廠運(yùn)營商/負(fù)荷聚合商收益為395.95萬元，用戶側(cè)資源收益為228.25萬元。當(dāng)前國內(nèi)各虛擬電廠項(xiàng)目以技術(shù)儲(chǔ)備和示范項(xiàng)目為主，仍處于前期聚合控制技術(shù)驗(yàn)證和參與系統(tǒng)響應(yīng)的階段。從試點(diǎn)項(xiàng)目情況來看，虛擬電廠的系統(tǒng)運(yùn)行和控制功能已經(jīng)完成技術(shù)驗(yàn)證，甚至已經(jīng)可以接入現(xiàn)行調(diào)度安全系統(tǒng)接收調(diào)度指令，并完成調(diào)度指令要求的調(diào)峰調(diào)頻功能。但受困于規(guī)模較小，補(bǔ)償水平較低的原因，虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益仍有待提升。隨著電力系統(tǒng)頂峰裝機(jī)容量裕度在中短期內(nèi)仍將緊缺，疊加電力市場(chǎng)化改革在全國范圍內(nèi)推進(jìn)，我們預(yù)計(jì)虛擬電廠推廣的主觀條件和客觀需求有望快速成型，虛擬電廠項(xiàng)目有望從現(xiàn)有技術(shù)儲(chǔ)備和示范項(xiàng)目推廣至常態(tài)化運(yùn)營，覆蓋資源規(guī)模有望持續(xù)擴(kuò)大，成為新型電力系統(tǒng)中重要的調(diào)節(jié)資源之一。4、當(dāng)前時(shí)點(diǎn)虛擬電廠發(fā)展瓶頸所在作為仍處于早期探索階段的行業(yè)，當(dāng)前國內(nèi)電力市場(chǎng)對(duì)虛擬電廠的定位與發(fā)展路線較為模糊，缺乏頂層設(shè)計(jì)。包括虛擬電廠的建設(shè)主體、運(yùn)營主體、監(jiān)管主體、參與主體、系統(tǒng)設(shè)計(jì)、定價(jià)機(jī)制、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、收益分成等關(guān)鍵問題尚未明確，行業(yè)的長(zhǎng)期發(fā)展面臨較大困難。關(guān)鍵政策和清晰頂層設(shè)計(jì)的缺失導(dǎo)致各地對(duì)虛擬電廠的理解并不一致。當(dāng)前各種試點(diǎn)示范項(xiàng)目差異較大，對(duì)于虛擬電廠的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)仍未形成區(qū)域性或全國性統(tǒng)一，不利于未來虛擬電廠項(xiàng)目長(zhǎng)期硬件軟件技術(shù)發(fā)展及規(guī)?；尤腚娋W(wǎng)。傳統(tǒng)調(diào)度機(jī)構(gòu)較為注重系統(tǒng)安全，尚未形成調(diào)度負(fù)荷側(cè)資源的習(xí)慣。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中調(diào)度部門負(fù)責(zé)整個(gè)電力系統(tǒng)的實(shí)時(shí)負(fù)荷平衡、故障分析處理、繼電保護(hù)等工作，因傳統(tǒng)電力系統(tǒng)運(yùn)行較為注重系統(tǒng)安全，調(diào)度主要依賴于調(diào)節(jié)效果較好，控制可靠性較高的發(fā)電側(cè)資源（包含抽水蓄能和儲(chǔ)能）進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)節(jié)，而較少使用負(fù)荷端調(diào)節(jié)資源。在當(dāng)前虛擬電廠聚合資源體量較小，資源數(shù)量眾多且分布較為分散，以及通信控制系統(tǒng)采用無線公網(wǎng)，有潛在的控制失靈風(fēng)險(xiǎn)等情況下，調(diào)度部門未能完全形成調(diào)度負(fù)荷側(cè)資源的習(xí)慣。因此，虛擬電廠距離實(shí)際進(jìn)入“系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源池”或仍尚需時(shí)日。市場(chǎng)化改革仍然在途，虛擬電廠具體商業(yè)模式需持續(xù)探索。雖然在功能特點(diǎn)和運(yùn)作模式上與傳統(tǒng)電源機(jī)組有所不同，虛擬電廠的商業(yè)模式本質(zhì)仍為電能量與輔助服務(wù)交易。然而當(dāng)前我國電力市場(chǎng)化改革仍然在途，市場(chǎng)機(jī)制并未完全完善。當(dāng)前時(shí)點(diǎn)電價(jià)仍受到規(guī)則管控，煤電價(jià)格僅能夠?qū)崿F(xiàn)最高20%的上浮，水電核電等市場(chǎng)化比例也較低。因此，我國當(dāng)前的電力市場(chǎng)并不是完全開放的，在受管制的電價(jià)下，虛擬電廠難以在較小的價(jià)差內(nèi)實(shí)現(xiàn)盈利，商業(yè)化運(yùn)作較為困難。現(xiàn)階段，國內(nèi)的虛擬電廠主要以邀約為主，由政府部門牽頭，主動(dòng)參與者有限。無法從社會(huì)上吸引足夠的參與者，意味著虛擬電廠將難以保障基本的供電能力。缺電與棄電現(xiàn)象并存，虛擬電廠應(yīng)用空間廣闊1、虛擬電廠可參與交易范圍逐步豐富隨著虛擬電廠控制技術(shù)進(jìn)步和聚合資源數(shù)量提升，虛擬電廠聚合后的外特性表現(xiàn)更為精細(xì)，可參與的交易品種范圍也逐步豐富。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，調(diào)峰、調(diào)頻、備用等電力輔助服務(wù)一般由火電和水電機(jī)組提供。虛擬電廠起步階段主要聚合的資源為可調(diào)節(jié)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷，決定了其參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的交易品種以需求側(cè)響應(yīng)為主。隨著新型電力系統(tǒng)的發(fā)展和市場(chǎng)化改革的推進(jìn)，“源隨荷動(dòng)”轉(zhuǎn)變?yōu)椤霸春苫?dòng)”，源、荷兩端特性的轉(zhuǎn)變和邊界上的模糊。虛擬電廠接入的資源多樣化，調(diào)度組合多元化使得其對(duì)外呈現(xiàn)的整體特性有所變化，決定了可以通過參與市場(chǎng)交易或者系統(tǒng)調(diào)節(jié)，參與不同的輔助服務(wù)以創(chuàng)造營收。若虛擬電廠中聚合負(fù)荷占多數(shù)，其對(duì)外更多表現(xiàn)出“負(fù)荷”的特性，可參與削峰等需求響應(yīng)；若虛擬電廠中主要聚合分布式光伏發(fā)電和自備電廠等可以對(duì)外出力的資源，其對(duì)外更多表現(xiàn)出“電廠”的特性，可參與電力電能交易；若虛擬電廠還聚合有電化學(xué)儲(chǔ)能、蓄熱罐等儲(chǔ)能裝置，則其對(duì)外表現(xiàn)的靈活性更強(qiáng)，甚至可以參與要求更高的秒級(jí)/分鐘級(jí)的調(diào)頻輔助服務(wù)。短期內(nèi)國內(nèi)虛擬電廠主要參加電網(wǎng)購買的輔助服務(wù)，遠(yuǎn)期有望進(jìn)入市場(chǎng)開展多層次交易與互動(dòng)。現(xiàn)存虛擬電廠項(xiàng)目主要參加的是電網(wǎng)集中購買的輔助服務(wù)，包括需求側(cè)響應(yīng)與調(diào)峰輔助服務(wù)等。在當(dāng)前電力市場(chǎng)改革仍在進(jìn)程中，僅有第一批8個(gè)試點(diǎn)開展現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行的背景下，虛擬電廠作為需求側(cè)響應(yīng)的市場(chǎng)化應(yīng)用，其適用的現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)仍未具備規(guī)?；l(fā)展條件。其預(yù)測(cè)、聚合、短時(shí)調(diào)控、最優(yōu)交易策略等功能尚不具備應(yīng)用場(chǎng)景。因此，虛擬電廠的發(fā)展亟需電力市場(chǎng)化改革推進(jìn)，在遠(yuǎn)期有望進(jìn)入市場(chǎng)，參與中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)等多層次交易，并參與其他市場(chǎng)主體的互動(dòng)。2、虛擬電廠盈利空間測(cè)算：系統(tǒng)投資千萬級(jí)，收益率有望達(dá)10%以上假設(shè)虛擬電廠項(xiàng)目地處浙江，聚合電化學(xué)儲(chǔ)能、可調(diào)節(jié)工業(yè)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷共22個(gè)，總?cè)萘窟_(dá)42MW（其中電化學(xué)儲(chǔ)能合計(jì)2MW/4MWh），同時(shí)參與浙江工商業(yè)用戶電價(jià)峰谷套利、需求側(cè)響應(yīng)、和作為獨(dú)立第三方主體參與調(diào)峰輔助服務(wù)，并獲得相應(yīng)收益。電價(jià)峰谷套利部分：虛擬電廠中電化學(xué)儲(chǔ)能可根據(jù)浙江省用戶側(cè)代理購電的峰谷電價(jià)，實(shí)現(xiàn)峰谷套利。假設(shè)兩個(gè)1MW/2MWh的電化學(xué)儲(chǔ)能分別為浙江10kV以下的大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶投建，最大充放電時(shí)間可達(dá)2小時(shí)的儲(chǔ)能可實(shí)現(xiàn)在大工業(yè)用戶側(cè)兩次低谷電價(jià)充電，兩次尖峰電價(jià)放電的兩充兩放，和在一般工商業(yè)用戶側(cè)兩次低谷電價(jià)充電，一次尖峰電價(jià)放電，一次高峰電價(jià)放電的兩充兩放。假設(shè)電價(jià)維持2023年8月代理購電價(jià)格，年充放天數(shù)為330天，則可實(shí)現(xiàn)大工業(yè)負(fù)荷儲(chǔ)能年收益110.5萬元，可實(shí)現(xiàn)一般工商業(yè)負(fù)荷儲(chǔ)能年收益82.55萬元。需求側(cè)響應(yīng)收益部分：虛擬電廠中電化學(xué)儲(chǔ)能、可調(diào)節(jié)工業(yè)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷可參與浙江省電力需求響應(yīng)。其中，根據(jù)資源的不同特性，電池儲(chǔ)能可申報(bào)分鐘級(jí)削峰，可調(diào)節(jié)負(fù)荷可申報(bào)日前削峰和日前填谷，可中斷負(fù)荷可申報(bào)小時(shí)級(jí)削峰。需求響應(yīng)次數(shù)方面，依據(jù)《2021-2022年度浙江省電力需求響應(yīng)補(bǔ)貼明細(xì)用戶名單公示》，假設(shè)虛擬電廠項(xiàng)目參與需求側(cè)響應(yīng)80次/年，其中日前削峰54次，日前填谷9次，小時(shí)級(jí)削峰9次，分鐘級(jí)削峰8次。且全部位于迎峰度夏（2個(gè)月）和迎峰度冬（2個(gè)月）時(shí)段。則最終得到虛擬電廠項(xiàng)目年度日前削峰收益162萬元、日前填谷收益167.5萬元、小時(shí)級(jí)削峰收益93萬元、分鐘級(jí)削峰收益18.08萬元，總收益340.58萬元。調(diào)峰輔助服務(wù)收益部分：虛擬電廠中可調(diào)節(jié)工業(yè)負(fù)荷和可中斷負(fù)荷，可由虛擬電廠作為第三方獨(dú)立主體參與浙江電力調(diào)峰輔助服務(wù)。根據(jù)《浙江省第三方獨(dú)立主體參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則（試行）》，低谷電價(jià)時(shí)段填谷調(diào)峰輔助服務(wù)價(jià)格上限為400元/MWh，高（尖）峰電價(jià)時(shí)段填谷調(diào)峰輔助服務(wù)