中国储能网讯：虚拟电厂利用数字化技术聚合电网侧和用户侧的海量资源，以柔性手段平滑用电供需曲线，实现电网削峰填谷。在浙江，国网浙江省电力有限公司积极开展虚拟电厂相关实践，聚合空调负荷、新能源汽车、储能等灵活可调节资源，提升电力系统柔性调节能力，为迎峰度夏电力保供添助力。 眼下正值迎峰度夏，浙江全社会用电负荷持续保持高位运行，短时尖峰负荷给电网平稳运行造成一定压力。相比新建电厂或增购外来电，虚拟电厂是一种更为经济的平衡高峰时段电力供需的手段。虚拟电厂将海量分散电力资源聚合起来，通过实时监测和分析这些资源，预测能源消费需求，形成合理调度方案，从而实现电源侧多能互补、负荷侧双向互动、储能侧灵活调剂。虚拟电厂日益成为国网浙江省电力有限公司开展电网削峰填谷、助力电力保供的重要探索。 多元赋能，虚拟电厂建设加速 6月25日，浙江首个虚拟电厂地方补贴政策在武义县落地。该县发展改革委发布的《武义县虚拟电厂建设实施方案》规定，在参与电力需求响应获得收益的基础上，储能用户可额外获得度电补贴0.42元，普通用户则可额外获得度电补贴2元。 在义乌市，当地政府也对响应虚拟电厂邀约的用户予以补贴。义乌小商品市场的一栋商业楼宇于7月接入虚拟电厂管理平台，用电高峰时通过调节空调温度和照明参与电网调峰，获得度电收益8元，其中包括4元的响应补贴和政府给予的4元度电补贴。“按照每天用电高峰2个小时计算，我市每天的响应电量可以达到1800千瓦时，参与响应的用户可获得收益约14400元。”义乌市供电公司虚拟电厂业务工作人员黄德志介绍。 近年来，浙江逐步开展虚拟电厂探索。2022年4月，浙江省发展改革委、能源局印发《浙江省“十四五”新型电力系统试点建设方案》，提出积极推进虚拟电厂示范，充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，计划到2025年试点项目达到10个左右、日调峰能力达到20万千瓦以上。 除政策支持以外，市场、技术、标准等有助于推动虚拟电厂建设的要素，也在逐渐聚合并发挥作用。眼下，全国多地相继开展虚拟电厂建设，行业发展亟须国家标准予以指导规范。4月，国网浙江电力牵头启动编制《虚拟电厂管理规范》国家标准，从虚拟电厂设计规划、建设实施、并网管理、运营管理、评估分析和安全原则等方面，引导相关单位探索各类典型虚拟电厂的发展模式。 为了更充分发挥虚拟电厂效能，2022年5月，国网浙江电力自主研发水风光储荷多元异质虚拟电厂调控系统，开发了辅助调峰、“零碳”调峰和参与市场等多能互补优化功能，从技术上解决了虚拟电厂资源聚集调用的难题。在宁波，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、宁波能源集团股份有限公司、宁海县供电公司、汇能（宁波）电力研究院有限公司等单位正在联合开展虚拟电厂技术研究和创新，攻关虚拟电厂建设中的技术难题。政策赋能、标准制定、技术突破，助力虚拟电厂建设持续加速。 资源聚合，虚拟电厂功效凸显 “在武义，街边的路灯都能参与电力需求侧响应。”武义县供电公司营销部专职宋佳磊介绍，“全县路灯网有近6000盏灯，如果它们全部接入虚拟电厂管理平台，将提供近3000千瓦的可调负荷。” 虚拟电厂的实践逐步从武义县扩展至金华全市，金华供电公司聚合了多种类型的弹性可调资源。目前，金华市区的国家电网自营充电桩已全部接入金华市域虚拟电厂管理平台，共增加12.39万千瓦可调负荷资源。 浙江是能源消费大省，电力供需平衡压力较大。通过虚拟电厂聚合源网荷储等多种分布式可调节资源参与电网调峰，可以平抑负荷波动和新能源发电出力波动，保障电网安全运行，促进清洁能源电量消纳。国网浙江电力深挖电源型、负荷型、混合型等不同类型资源的潜能，持续扩充虚拟电厂可调节资源池。 随着产业发展和居民生活水平提高，夏季空调制冷需求越来越大。浙江中小微企业数量多，生产时间灵活，负荷波动幅度大。目前，全省最大日空调负荷已占最高用电负荷的约40%。据测算，每台空调设定温度只需调高1度，就能让全省用电负荷下降7%～8%。 2022年下半年起，浙江各地供电公司为政府、学校、商场等公共场所的空调安装智能控制设备。这些设备可根据电力调控中心的指令自动调节空调温度，在用电高峰期为居民、医院和重点用能企业用电腾出空间。“这项举措可以兼顾生活用电‘无感’和负荷柔性调控。今夏，浙江电网的空调可调节负荷最高可达约200万千瓦。”国网浙江电力负荷管理中心主任严华江介绍。 丽水、衢州等地水电资源丰富。国网浙江电力聚合分散在全域的457座装机共计160万千瓦的小水电站，形成百万千瓦级的绿色能源虚拟电厂，顶峰发电能力最高达76万千瓦。 从县域到市域到省域，各类资源有效汇集，形成巨大的资源池，使虚拟电厂的功效逐渐凸显。目前，国网浙江电力已建成虚拟电厂负荷资源池，具备1100万千瓦日前、200万千瓦小时级、130万千瓦分钟级调节能力。 多点开花，虚拟电厂市场规模扩大 8月8日13时，在海宁市一个快充站，多辆新能源汽车正在充电。这座充电站已接入当地虚拟电厂管理平台。午间时段属于用电低谷时段，大多数企业午休，但光伏发电量大增。这一时段，度电价格会下调到0.6元，吸引新能源汽车集中充电，助力光伏电量消纳。 7月14日13时，义乌晶澳太阳能科技有限公司新投运的储能电站在虚拟电厂管理平台的统一调度下，开始持续释放电能，参与电网削峰填谷。该电站于5月投运。如今在浙江，大量光伏设备生产企业投资安装储能设备并接入虚拟电厂，在用电低谷时充电、高峰时放电，一方面利用峰谷电价差回收投资，一方面参与电力调峰获得额外收益。“如果能落实储能参与虚拟电厂响应这部分收益的话，我想工商业或负荷侧的储能将会迎来非常快速的发展。”该公司科技储能中心主任王绥军表示。 眼下，新能源汽车充换电站、新型储能电站、大数据中心的备用发电设备、5G铁塔基站等越来越多的新型负荷接入电网，它们启动时间更随机、运行方式更复杂，有些兼具存电、放电功能。虚拟电厂将这些灵活资源进行聚合管理：在杭州，虚拟电厂管理平台已接入工业分钟级可调节用户10户、具备可调能力10万千瓦，空调分钟级调控型用户302户、具备可调能力5.5万千瓦；在宁波，虚拟电厂管理平台已接入工业用户42户、具备可调能力12万千瓦，商业楼宇用户156户、空调可调负荷4万千瓦；在义乌，虚拟电厂管理平台聚合5G基站、用户侧储能、商场空调、新能源汽车充电站等6类共16万千瓦负荷资源，占当地最高用电负荷的6%。 据中国电力企业联合会预测，到2025年，虚拟电厂相关市场规模突破800亿元。市场的认可，更多类型、更大规模资源的接入，将使虚拟电厂的功效日益凸显，为保障电力可靠供应发挥更大作用。

中国储能网讯：构建可靠、高效、经济、多元的调节体系是应对电力系统源荷两端不确定性逐渐增加的重要手段，也是新型电力系统建设的重要内容。增加调节能力通常会优先采用电源灵活性改造、储能、需求响应等手段。但面对迅速增长的调节需求，这些手段也面临资源耗尽、成本上升等问题。通过先进的信息通信技术和智能聚合系统，虚拟电厂能够将分布式电源、小微储能系统、可调节负荷、电动汽车等分散的“小微难控”资源进行聚合和协调优化，为电力系统调节提供一种经济且量大的调节资源，因此得到越来越多的地方政府、投资主体和社会企业的关注和青睐，虚拟电厂的产业属性及其上下游带动效应也开始显现。然而，我国虚拟电厂产业目前仍存在概念模糊、边界不清、规则不明等阶段性发展问题，亟需找到规模化发展的突破口。 虚拟电厂产业生态面临四大瓶颈 一是市场缺少标准和规则指引，容易导致多元化发展中的各类管理风险。 目前，虚拟电厂的需求方主要以电网企业为主。随着未来市场参与主体、应用场景和电网形态日趋丰富，地方政府、售电公司、物业公司、电力用户和其他主体都有可能成为新的需求方并延伸提出多样化需求。在不同利益目标驱动下，结合虚拟电厂存在“类电厂”的特征，未来虚拟电厂需求侧一方面存在响应资源与传统电厂“同权不同责”的管理标准缺失问题，另一方面也存在利益驱动下大型电源或支撑性电站非计划流入高回报市场的安全风险。此外，对虚拟电厂对象的界定不清晰，也容易导致部分项目重复打包、概念混淆、虚假负控等骗取补贴、审批和估值行为。 二是地理和行政区域约束限制了虚拟电厂运营商资源汇聚的能力施展和盈利空间。 受限于我国分区域甚至分台区电力平衡模式基础，大部分虚拟电厂运营商往往以城市行政边界开展资源摸排和洽谈，目前汇聚形成的电能量和灵活性资源也主要用于解决地市级甚至台区级电力平衡问题。该模式同时压缩了虚拟电厂的需求侧和供应侧两头市场，导致中间运营盈利空间和潜力有限。有限的利润空间限制了有能力的运营商的发展，且“一地一策”机制也增加了运营商的推广复制成本。 三是用户侧数字化进程仍显著低于虚拟电厂业态预期，负控基础薄弱。 资源侧数字化进程是虚拟电厂的根基和基础，但我国工业企业和建筑用户的数字化、智能化改造进程目前存在“投资冗余”和“投资匮乏”并存的窘境。大量典型能耗设备存在“一设备多表计、一设备多平台”的冗余监控问题，但其现有采集颗粒度、计量准确度和控制实效性又缺乏顶层规划。上游资源数字化基础的强弱不合理现状，直接导致虚拟电厂概念无法实质性落地运行或者建设成本陡增。大部分企业和用户的数字化基础设施存在“能看不能用”或“能看历史不能看实时”的空转情况，无法满足虚拟电厂柔性控制和动态响应需求。此外，负控设施权责归属问题、监测计量准确性问题、信息交互颗粒度问题、一设备受多平台控制导致的优先级不明确等诸多问题又进一步拉高了上游用户直接参与虚拟电厂的门槛和成本。 四是虚拟电厂的独立第三方交易监管机构更需要历史数据和管理经验的支撑，当前交易监管缺少运行基础。 从虚拟电厂产品本质及市场长期健康发展的需求来看，该服务类型其实具备以双边交易模式（含中间商）进行协商交易的可能性。因此，如果未来存在第三方交易监管机构，其核心价值将主要体现在需求发布透明性、指导价格合理性以及计量计费准确性三个方面。在我国当前电力市场建设、电力体制改革和电价定价机制中，交易监管的历史数据、运行经验和更新机制仍相对薄弱，难以为该产业监管方提供坚实支撑。 虚拟电厂产业规模化发展可从六方面突破 一是以政策规划明确产业格局。建议在架构稳定、角色鲜明和权责清晰的产业发展架构下，鼓励地方政府结合城市虚拟电厂资源容量、结构、成本，因地制宜开展多环节市场引导。明确虚拟电厂“3+1”市场模式架构，“3”即虚拟电厂的上游资源方、中游运营方、下游需求方，“1”即独立于虚拟电厂市场之外的交易市场监管方/交易平台方。在明确产业架构及其分工角色的基础上，避免“运动员”“裁判员”和“记分员”混合竞赛甚至联合竞赛的情况，推动虚拟电厂市场良性发展。 二是以补贴激励把住有效切入点。建议明确本地虚拟电厂发展目标，予以“引流型”而非“奖励型”补贴激励。各区域发展虚拟电厂业态的初衷并不相同，有的区域是为了缓解阶段性电力紧缺，有的区域是为了促进新能源消纳，有的区域是为了带动产业上下游发展，还有的区域是为了补充市场交易元素等。与此同时，各区域发展虚拟电厂的实际堵点也不尽相同，包括用户数字化基础薄弱、需求并非真实存在、缺少交易市场环境等差异化困难。地方补贴激励应本着引导资金流入而非兜底买单的原则，主抓能撬动本地产业关键节点的项目和技术进行资金补贴和政策疏解。 三是以管理机制把握底线原则。建议公开发布并滚动更新虚拟电厂“类电厂”技术标准和要求，动态量化引导虚拟电厂与常规电厂合理同责同权。充分的同责同权机制不仅有利于清除市场中的短期套利行为，有助于需求侧长期稳定发挥虚拟电厂的“电厂价值”，有利于挖掘其精准、快速调节能力，更有益于引导产业技术良性迭代升级。因此，虚拟电厂管理或监管单位应结合本地产业当前发展阶段动态更新虚拟电厂的信息安全标准、并网技术规范、调节能力要求、补偿考核方式等原则和底线，从而分阶段推动产业常态化运作和发展。 四是市场规则要注意调整发展节奏。建议制定虚拟电厂分阶段发展标准，推动分阶段目标下虚拟电厂单体容量、地理范围、电压等级等准入指标的递进式升级。在虚拟电厂业态发展初期，应着力推动新业态、新模式与国家既有能源基础设施开展良性互动和渐进式融合改革。建设初期，建议引导虚拟电厂以省级平衡区为地理范围边界，在尽可能发挥其跨地理空间聚合资源优势的同时，减少对我国既有电力平衡模式的冲击，从而良性参与我国新型电力系统建设。 五是将数字化基础设施融入生产生活。切实推动用户数字化转型融入日常经营管理，进一步推动我国工业互联网深化落地。从虚拟电厂发展根基入手，切实推进相关资源的负控数字化进程在工业互联网基础上走深走实。真正体现数字化是为能源管理服务、为用户管理服务、为企业经营服务的本意。优先推动用户内既有负控资源充分利用，明确既有负控设备的资产转移和权限开放建议标准，为虚拟电厂等相关业态轻量化发展提供良好市场环境。 六是以资金智力引导市场发展。应鼓励引导资金和智力资源为虚拟电厂用户侧赋能，助推相关资源基于当前电力基础设施参与响应交易。长期来看，虚拟电厂业态较有可能分化发展。一是部分直控型虚拟电厂主体逐步融入现有配电网负荷控制系统，承担小微资源响应交易的主体责任并获取合理收益；二是上游资源方逐步形成自主响应能力，在用户内数字化基础上同时参与现货/辅助服务市场、碳交易市场、绿电市场等多类型交易；三是拥有大量自持负荷资源的大型售电公司、房地产商和企业等继续以“中间层”角色向下游提供虚拟电厂服务。在此市场中，提前布局并填补用户市场参与电源市场的技术空白和模式短板，有望推动该市场发展提前进入快车道。 （江海燕供职于国网（苏州）城市能源研究院，王林钰供职于国网能源研究院，冯明辉供职于昆山市发展和改革委员会）