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：2023年7月14日，国务院总理李强主持召开国务院常务会议，指出保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事，各有关方面要落实责任、形成合力，以“时时放心不下”的责任感做好能源电力保供工作。当前，我国正处于由传统能源体系向新型能源体系转变的过渡期，能源转型更加清晰，降碳机制日渐完善，局部电力供需紧张不期而遇。在这机遇和挑战并存、确定性和不确定性交织中，要更充分发挥电网在保供体系中的枢纽和平台作用，以更加安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑能源绿色低碳转型和经济社会高质量发展。 未来电力安全保供风险 从需求侧看，我国仍是世界上最大的发展中国家，随着现代化产业体系构建、扩内需促消费和数字经济赋能、疫情后居民消费稳定恢复，经济高质量发展将拉动电力消费需求刚性增长，在西部大开发、中部地区崛起等战略深入推进下，中西部地区电力需求存在较大发展空间；受电采暖政策推广、生活水平提升等因素影响，冬季负荷呈现快速增长态势，未来用电负荷夏冬“双高峰”特征将更加显著，在电动汽车等新型多元负荷影响下，电力负荷特性更趋复杂。 从电源侧看，我国电源目前仍以煤电为主，煤电发电量占比超过60%，天然气对外依存度仍在40%以上，煤气供应容易受地缘政治、价格波动、环境污染、碳减排压力等因素影响，导致供应紧张，机组运行成本上升，设备风险增加，顶峰能力不足；新能源安全替代能力还未完全形成，储能总体规模较小，调节作用有限，未来高比例新能源消纳及保供压力日益增大。 南方区域电力保供面临的形势 一是南方区域负荷电量增长空间巨大，中长期保供形势更加严峻复杂。南方区域是国家战略密集布局区域，随着粤港澳大湾区、海南自贸港、深圳先行示范区等国家重大战略的深入实施及新发展格局的加快构建，供电区域内产业加快转型升级，人口持续流入，聚集效应明显。预计到2060年，南方区域全社会用电量约3.5万亿千瓦时，占全国用电量比重约20%。未来香港、澳门“双碳”目标的实现，也需要立足南方区域提供绿色能源保障。然而，南方区域非化石能源资源较为匮乏，考虑区内、区外电力流及相对明确新增电源后，预计南方区域中长期电力缺口进一步扩大，电力保供矛盾进一步凸显。 二是传统化石能源定位转型需求凸显，非化石能源可开发潜力不足。煤电承担着电力电量保障的双重任务，是保障电力供应的重要基础。未来煤电定位需从通过电量获利向通过贡献调峰备用等辅助服务为主获利转型，为电力保供提供足够、有效的发电能力。近年来，由于国际电煤价格持续攀升，煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算，并网发电亏损约70万～100万元/天，远超非计划停运考核费用，因此部分发电企业宁可延长故障抢修时间、承受考核，也不愿并网发电。同时，由于电煤价格上涨、项目经营压力大、业主投资意愿不强等因素影响，部分地区煤电发展存在“有指标、未建设”的情况，系统发电能力提升与用电负荷增长不匹配，加重了电力供需平衡矛盾。同时，南方区域内水电已进入深度开发阶段，剩余可供开发大型水电不足，且受环保、移民及开发成本高等约束，区内水电站开发建设进程缓慢。另外，受日本福岛核电事故和三代核电技术成熟度的影响，近年来国内核电核准审批和实施进度延缓，不确定性增加。 三是新能源持续快速发展，极端状态下的电力保供和系统调节能力保障问题凸显。“十四五”及中长期，南方区域新能源将快速发展，预计2025年新能源装机达2亿千瓦，占比达到31%；2030年新能源装机达3亿千瓦以上，在2060年碳中和进程中逐渐成为装机、电量第一大电源。新能源“大装机小出力”特征明显，发电“靠天吃饭”属性突出，“极热无风”“晚峰无光”，对系统顶峰作用贡献度较低，现阶段对电力平衡支撑能力不足。新能源发电设备的低抗扰性、弱支撑性，对电网安全运行带来挑战。南方区域主力调峰电源为煤电和水电，汛期调节性能较强的水电具有防洪等综合利用任务，调节能力受到严重制约，随着风电、光伏等新能源装机不断增长，仅依靠常规电源调节，将无法实现电网稳态平衡和功率调节，电网调峰压力日益增大。 电网支撑电力保供作用显著 电网连接着电源和负荷，是推动“源网荷储”协同发力的关键环节，在西电东送、省间互济、省内电力配置等支撑电力保供方面将发挥更加显著的作用。 一是以西电东送高质量发展支撑东、中、南部用能地区电力供应。我国东、中部和南方地区用电需求约占70%，是用能中心区域，但70%的水力资源集中在四川、云南、西藏等西南地区，80%以上的陆上风能和太阳能资源分布在西部、北部地区，经济中心和能源存在逆向分布。电网通过安全可靠的特高压输变电线路连接西南水电基地、西部北部新能源基地和东中南部负荷中心，推动送受端协调发展，提升能源资源优化配置能力。2022年，全国已建成西电东送工程72项，输电能力达到3.2亿千瓦。 二是以省区间合理联网促进电力灵活互济。不同地区之间的日用电高峰和年用电高峰时段负荷特性不同，存在错峰效益，电源特性存在水火互济、风光互补效益。通过电网互联互通，可有效提高不同地区电力互补互济、调剂余缺能力，缓解电力供应紧张，同时在应急情况下可以互为备用、相互支援，进一步提升极端条件下的保供电能力和事故应急处置能力。2023年5月，福建通过闽粤联网工程送电广东首次突破100万千瓦，有效缓解了南方区域保供压力。 三是以坚强主干网建设保障省区内电力供应。我国大部分地区的电力供应仍以本省区电源为主、受入外电为辅，坚强主干网建设在保障省区内电力供应方面发挥了关键作用。一方面，主干网的建设可以支撑大规模外来电安全接入、高效疏散和有效消纳；另一方面，主干网的建设有利于省区内不同类型电源的大规模接入和协同互补，再通过电网的优化配置作用，对接负荷中心，满足电力供应需求。此外，坚强主干网向配电网提供可靠的电力支持，也能吸纳配电网盈余电力，保障配电网供电可靠性。 四是以灵活配电网建设满足多元负荷接入需求。为满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，配电网有源化特征日益显著，分布式智能电网快速发展。根据配电网应用场景多样、功能差异等特点，推动微电网、交流配电网、直流配电网及交直流混合配电网等多种结构形式协同发展，以满足不同电力供需要求。未来配电网与主电网实现电力互济，能较大地缓解主电网电能传输压力，实现对分布式能源全额消纳，支持电动汽车广泛接入，电力用户灵活互动。 五是以电网数字化支撑柔性用电。未来系统的调节能力将难以满足负荷侧的刚性需求，必然对需求侧的灵活调节提出要求，包括各种时间尺度的调节。利用先进的数字互联技术，搭建平台聚合储能系统、可控负荷、电动汽车、分布式新能源等不同类型的柔性资源参与系统调节，实现经济用能、绿色用能、柔性用电。2023年7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应。 从保供视角 对加强电网规划建设的思考 “双碳”背景下，电力系统的不确定性将由传统的需求侧向供给侧和需求侧双侧演进，增加了保供难度。电网作为电力资源优化配置的核心平台，其形态也将由“大电网”向“大电网”与“分布式”兼容并存的格局转变。电网规划建设要与保供形势和电网形态转变相适应，在跨省跨区通道、坚强主干网、灵活配电网、数字化转型和技术创新上持续发力，打造安全、可靠、绿色、高效、智能的现代化电网，支撑经济社会高质量发展的用电需求。 一是推动区外清洁能源送电南方区域。南方区域和港澳地区一次能源匮乏，区内非化石能源可开发潜力不足全国8%，与经济总量和用电总量占全国约18%之间存在较大反差，难以保障区内中长期电力供应和能源绿色转型，迫切需要在加快区内清洁能源开发的同时，立足全国电力生产力优化布局，依托西藏、西北清洁能源基地，加快实施区外清洁能源送电南方区域，满足南方区域中长期电力供应和能源转型需求。 二是探索开展相邻省区灵活互济工程。提升省间电力互济能力有多种技术方案，既可实施两省交界地区电源灵活送电工程，在鲤鱼江A厂灵活送电广东工程中已有成功的实践经验，投资成本低、实施便利；也可新建直流背靠背工程，例如闽粤联网工程。结合南方区域与周边省区负荷、电源互补特性及联网技术经济条件，可优先选取互补效益显著、投资小的相邻省区开展灵活互济工程研究，以此提升电力保障能力、清洁能源消纳能力和紧急支撑能力。 三是打造适应保供要求的坚强主网架。深化南方电网目标网架研究，加快构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的南方电网主网架，打造清洁能源资源优化配置平台。建成“基于湾区外环的柔直互联”广东目标网架，持续优化广西“四横两纵”、云南“四横三纵一中心”、贵州“三横两联一中心”主网架，建成省域全覆盖的海南500千伏数字电网。加快新能源富集地区送出通道建设，持续提升新能源消纳能力。巩固提升城市坚强局部电网，持续提升电网预防和抵御事故风险的能力。 四是构建满足多元负荷接入需求的灵活配电网。推进城市电网升级，服务城市群、中心城市建设和城市更新行动，加强与城市规划协同，做深做细配电网规划，以数字技术推动配电自动化建设改造，构建强简有序、灵活可靠、先进适用的配电网，满足多元化负荷的开放接入和双向互动，实现分布式新能源高效就地消纳。持续推进农村电网升级改造，实施乡村电气化提升工程、农网巩固提升工程，加快消除农村电力基础设施短板，建设现代化农村电网。有序推进大规模分布式光伏开发，全力做好并网服务和消纳。 五是加快电网数字化、智能化升级。加快数字电网建设，建立网络信息安全防御体系，推动数据资源作为新型生产要素的充分流通和使用，打通源网荷储各个环节信息，发电侧实现“全面可观、精确可测、高度可控”，电网侧形成云边融合的调控体系，用电侧有效聚合海量可调资源支撑实时动态响应，储能充分发挥灵活性调节资源主体作用。