日前，特來電發(fā)布以“充電網、微電網、儲能網”為載體構建的虛擬電廠平臺，通過聚合電動汽車有序充電、光伏微網、移動儲能、梯次儲能等資源，實現調頻調峰、需求側響應、聚合售電、綠電消納和碳交易等功能。特來電還出資1億元成立專門的虛擬電廠公司。
明明是“看不見的電廠”，虛擬電廠呈現出“看得見的火熱”。今年以來，從中央到地方，密集出臺了多項鼓勵政策，多家上市公司也明確表示不同程度地進行了業(yè)務布局。業(yè)內人士認為，我國虛擬電廠還處于發(fā)展初期，出臺專項政策，明確虛擬電廠的功能定位、發(fā)展路線和商業(yè)模式，是其從虛走向實的關鍵，也是“雙碳”目標下確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)健運行的關鍵。
■■電力市場未來的發(fā)展方向
早在1997年，就有經濟學家提出虛擬電廠的相關概念。顧名思義，虛擬電廠并非真實的電廠，既沒有廠房也沒有機組，但能夠將分散的分布式電源、儲能、電動汽車、城市樓宇等多種可調節(jié)資源有機結合，減少高峰期用電和增加電力彈性，像常規(guī)電廠一樣參與電網運行。
今年夏季，受異常高溫等因素影響，我國多地出現了缺電限電情況，虛擬電廠作為解決電力供需平衡最經濟、最環(huán)保的手段，迅速“出圈”。根據測算，若通過建設煤電機組滿足國家電網經營區(qū)5%的峰值負荷需求，需要電廠及配套電網投資約4000億元；而建設虛擬電廠，建設、運維和激勵的資金規(guī)模僅為400—570億元。
今年以來，虛擬電廠頻頻獲得政策支持。國家發(fā)改委、國家能源局3月發(fā)布的《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》明確提出，要大力提升電力負荷彈性，開展工業(yè)可調節(jié)負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網（V2G）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。隨后，北京、上海、山東等地密集發(fā)布虛擬電廠和需求響應實施細則，山西省更是印發(fā)了首份省級《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，規(guī)范了虛擬電廠類型、技術要求、建設與入市流程。
今年8月26日，我國首家虛擬電廠管理中心在深圳成立。9月22日，中石油、中石化、上汽集團、寧德時代等多家公司共同投資了一家名為捷能智電的公司，不僅入局換電，而且要構建虛擬電廠。
虛擬電廠對提升新能源消納及電力保供能力、推動新型電力系統(tǒng)建設具有重要意義，已然成為投資新高地。在日前召開的首屆中國新型儲能產業(yè)高質量發(fā)展大會暨首屆全國虛擬電廠及需求側響應高層研討會上，杭州數元電力董事長俞慶指出，隨著新能源大規(guī)模并網，光靠電網自身和電源的調節(jié)能力，已經很難保證電網安全穩(wěn)定運行，需要包括虛擬電廠在內的負荷側服務與源網進行協調互動。
■■邀約型向市場型階段過渡
值得注意的是，虛擬電廠是一個運營概念，并非簡單的技術投資。
虛擬電廠主要通過參與現貨市場、輔助服務市場，提供需求側響應或容量服務賺取削峰填谷收入，或通過優(yōu)化管轄區(qū)內用戶用電計劃，獲取溢價分成。目前，歐洲和美國電力現貨市場或輔助服務市場相對成熟，虛擬電廠已實現商業(yè)化。我國虛擬電廠起步稍晚，但在政策帶動下，江蘇、浙江、上海等地均有虛擬電廠示范項目，主要響應資源包括儲能設施、充電樁、樓宇等，整體規(guī)模較小，主要通過政府機構或電力調度機構發(fā)出邀約信號來參與市場。
只有建立了可行的商業(yè)模式，虛擬電廠才能規(guī)?；茝V。在南瑞研究院綜合能源研發(fā)部經理鄭濤看來，虛擬電廠有三大特征：有組織能力，聚沙成塔，將各種資源組織起來；組織起來后參與需求響應，參與調頻及功率調節(jié)等服務；企業(yè)追求收益，沒有收益的虛擬電廠不可能實現長遠發(fā)展。
值得一提的是，今年5月，國家電投深圳能源的虛擬電廠平臺成功完成參與電力現貨市場的功能試驗。此次試驗平均度電收益為0.274元，成為國內首個虛擬電廠參與電力現貨市場盈利的案例。
“華潤電力海豐電廠一期安裝2臺100萬千瓦燃煤機組，電網AGC調頻運行數據進行統(tǒng)計分析，兩臺機組的調節(jié)速率相對全省的平均標準調節(jié)速率（包含水電機組和燃氣機組）較低，調節(jié)精度較差，導致綜合調頻性能指標（Ki值）的計算結果僅為0.5—0.7。增加儲能輔助調頻系統(tǒng)后，預計可將Ki值提升至2.1以上，平均度電收益0.274元。”科陸電子總工程師劉佳璐算了一筆賬，根據2021年實際運行情況，預計前五年按照85%分成比例，該電廠收益為2546萬元，后五年按照60%分成比例收益1797萬元。
中電聯預計，2025年全社會用電量達9.5萬億千瓦時，最大負荷將達到1.63億千瓦，假設可調節(jié)能力為5%，投資成本為1000元/千瓦。預計到2025年，虛擬電廠投資規(guī)模有望達815億元。
■■落地面臨諸多難題
盡管前景廣闊，虛擬電廠落地還面臨諸多現實難題。
劉佳璐指出，國內各地區(qū)電力市場建設進程不一，虛擬電廠應用場景也不盡相同，主要以電力需求響應為主，后期將逐步過渡至輔助服務市場及電力現貨市場，最終實現統(tǒng)一參與市場化交易。
從發(fā)展現狀看，虛擬電廠從目前的邀約型過渡到市場型，最終實現自由調度并非易事。“虛擬電廠還沒有專項政策明確參與主體，誰建設、誰運營、誰參與、誰監(jiān)管，系統(tǒng)如何設計、成本分攤機制、交易機制等關鍵問題也尚未解決。”業(yè)內人士坦言，過去電網的有功潮流是單向的，由發(fā)電計劃平衡電網波動，而伴隨分布式新能源、電動汽車、分布式儲能的快速發(fā)展,電網源側荷側界定將更加模糊。對現有的管理體系和技術架構將是一次重構。“比如，虛擬電廠的核心思想是通信和聚合，但面對海量的分散式資源規(guī)模接入，如何區(qū)分數據類別、如何調度還缺乏專業(yè)的第三方能源管理公司。”
大唐集團科學技術研究總院科技創(chuàng)新中心專家李同輝進一步指出，虛擬電廠在關鍵技術上還存在難題，幾乎所有運營商都是先搭臺子然后再去拉資源，但很多都是只搭建了一個界面，內部邏輯算法非常粗糙。“從設備到用戶、從用戶到聚合商、從聚合商到電力市場，每個環(huán)節(jié)需要智能通信，其標準體系已經在建了，但距離使用還有較長的距離。目前，分布式資源接口各式各樣，并沒有統(tǒng)一的技術標準。邊緣計算存在較大短板，智能電表數據壁壘較大，不利于能源聚合項目的開發(fā)。”
此外，虛擬電廠自身盈利模式也還有待探索。“負荷聚合商體系不成熟，用戶收益能力弱，參與難度大，認可度較低。”李同輝補充說。
