虚拟电厂技术特性及商业化运营建议

我国正在深化能源绿色低碳转型，加快推进新型电力系统建设。虚拟电厂作为新型电力系统的重要组成元素之一，越来越受到社会各界关注。目前，多个省市已开启虚拟电厂试点建设及运营，并出台配套政策文件。但虚拟电厂在我国处于发展初期，其概念内涵、技术特性、运营模式等尚缺乏统一规范和标准，造成部分传媒界、金融界、学术界等领域的关注者对虚拟电厂存在不同程度的误读，出现一些概念被泛化使用、炒作的现象。因此，有必要对虚拟电厂的内涵与定位、技术要求及特征、商业运营道路等进行分析和思考，并对我国虚拟电厂健康、科学发展的提出相关建议。

虚拟电厂的内涵与定位

从虚拟电厂的名称看

某物体的虚拟物，通常是指虽然从组成和结构上与该物体的实物有较大差异，但与实物在主要外现特性上相近或相同。常规燃煤、燃气、水力等电厂具有较优秀的调峰、调频、调压和爬坡能力，可为电力系统提供转动惯量，出力能够在分钟级较精准控制，能够接受并快速响应电力调度中心下达的调度指令。较好的实时响应能力使常规电厂在用户负荷或新能源出力突然波动、电力系统出现异常或故障后能够按照调度指令快速进行调节，支撑系统安全稳定运行。所以，从虚拟电厂的名称看，其在电力系统中的电气表现、发挥的作用应与常规电厂类似。

从能源转型的背景看

近年来，我国常规电源比重持续下降，以风能、太阳能为代表的新能源比重不断上升。由于新能源较高的波动性和随机性，电力保供和新能源消纳所需的灵活性调节资源日趋紧张，电力平衡的方式亟需由“源随荷动”转变为“源网荷储协同互动”，在这一背景下虚拟电厂愈发受到重视。一方面，常规电源比重下降使电力系统保持安全稳定运行所需的调节资源必须由新的主体提供；另一方面，虚拟电厂通过应用先进的信息技术和控制技术，高效整合分散的个体资源，能够在电力市场中提高自身及所聚合资源的收益，同时能提升电力系统运行的可靠性和经济性。因此，虚拟电厂的发展既是“形势所迫”，也是其基于自身收益的主动要求，其所虚拟的显然并非新能源电站，而是常规电厂，其关键不在于是否能够发电，而在于向电力系统提供近似常规电厂的调节能力。虚拟电厂并非实体电厂，自然无法完全具备常规电厂的调节性能，但作为电厂至少应当具备基本的调峰、调频、调压能力，并能够按照调度指令运行。

与负荷聚合商的区别

目前部分省市试点建设的虚拟电厂，所聚合的主要是可调节负荷，仅具备一定的调峰能力，不具备调频、调压能力，且负荷控制的精度较差，不能实时响应调度指令，只支持日前或提前数小时安排负荷曲线计划，实质属于负荷聚合商，与常规电厂所能提供的调节能力差距较大。虚拟电厂的调节性能应与常规电厂对标，其负荷/出力控制精度应达到一定水平，且具备调频和调压能力。社会各界应统一认识，明确区分虚拟电厂与负荷聚合商，避免虚拟电厂概念的泛化使用。

聚合什么样的资源

电力系统中的调节资源可分为电力调度直接管控的资源与难以管控的资源两大类。纳入调度管辖范围的集中式电源、抽蓄、独立储能等是调度直接管控资源，可以接受实时调度指令进行调节，在灵活高效使用方面基本不存在问题。用户负荷、用户侧小型储能、分布式电源、电动汽车等是调度难以管控的资源，通常不接受调度指令，其调节潜力尚未充分挖掘。新型电力系统源网荷储协同互动的关键，正是将调度难以管控的资源通过信息通信、聚合控制等技术及市场机制建设等方面的努力，转换为调度可管控资源，从而更充分、灵活、高效地运用其调节能力。在形式上负荷聚合商即为这一转换的初级表现，更高级的表现包括虚拟电厂、并网型微电网等。因此，虚拟电厂应着重于聚合调度难以管控资源，至少不应聚合已有的调度对象。部分地区将独立储能、集中式新能源甚至有一定规模的常规电源都纳入虚拟电厂的可聚合资源是不妥的。

虚拟电厂概念的涵义

基于上述讨论，我们可以给虚拟电厂一个不十分严谨的定义：虚拟电厂是将电力系统中原本难以调度管控的实体资源聚合，运用先进的信息通信和聚合控制等技术，优化整合为具有近似常规电厂的调节能力、可直接调度的虚拟聚合体，参与电力市场并获取调节收益，同时提升电力系统运行的可靠性和经济性。所聚合的实体资源是其物理基础，对收益的追求是其运营驱动力，信息通信和聚合控制等先进技术是其调节性能实现的关键与价值创造的核心。

虚拟电厂的技术要求和特性

作为调度对象的要求

虚拟电厂作为调度对象，其聚合管理平台应满足接入调度技术支持系统的条件，具备对整个聚合体及主要聚合资源实时运行可观、可测、可控的能力，并满足数据信息交换、网络安全防护等方面的要求。

作为调度对象，虚拟电厂响应调度指令进行调节的速度应满足要求，即自调度指令下达至虚拟电厂开始，进行与指令相应方向调节的时间需在一定限值内。常规电厂可以做到接近实时响应，虚拟电厂初期可适当放宽，但至少应当有半小时内的响应能力，响应速度越快，对系统的价值越大。目前，部分省市仅要求虚拟电厂达到日前级别的响应能力（即日前确定负荷/出力计划曲线，日内按日前计划执行），如此安排在起步阶段可以理解，但后期应当提高标准。

具备怎样的调节性能

调峰能力可视为每5分钟负荷/出力的精准控制能力及爬坡能力。以燃煤火电为例，通常每5分钟实际出力与发电计划指令的允许偏差为±2%，爬坡能力要求一般为每分钟不低于±1.5%额定容量。虚拟电厂初期可适当降低标准，但不应差距过大。

调频能力可视为秒级负荷/出力响应能力、分钟级精准控制能力及强爬坡能力。以火电的调频性能指标来衡量，目前绝大多数可调节负荷的调频性能极差，在当前的技术条件下，除非虚拟电厂所聚合的资源中有充足容量的储能，否则难以具备调频能力。

调压能力需注意虚拟电厂所聚合的各个资源的并网节点可能各不相同，这就要求各个资源自身具备电压调整能力或配置动态无功补偿装置等电压调节设施。发展初期应至少要求虚拟电厂所聚合的各资源，在运行中不造成其并网点电压大幅波动，并满足功率因数等要求。更进一步，虚拟电厂应具有主动调压能力，各资源应配置电压调节设施或应用调压技术，在各类运行状态及电力系统异常、故障条件下能够发挥支撑系统电压稳定的作用。

资源的空间分布要求

对于虚拟电厂聚合的各个资源的并网节点，其空间分布问题常常被忽视。如果电力系统中存在网络约束，那么约束断面内外的资源不宜聚合在同一个虚拟电厂。因为若约束断面出现阻塞，断面内外资源的调峰方向应是相反的。所以，虚拟电厂所聚合的各资源的并网节点，必须处于同一阻塞分区内。对某一个聚合不同并网节点资源的虚拟电厂，即使无法确定其作为整体所在的电网节点，仍需明确其所在的阻塞分区，在调度运用时要特别注意。目前，部分地区在虚拟电厂试点建设中未考虑到资源空间分布的影响，后续应给予关注。

虚拟电厂的商业运营建议

所基于的市场环境

当前各省市已开展试运行的虚拟电厂（或负荷聚合商），主要通过参与调峰辅助服务（包括削峰与填谷）获取收益，缺乏参与现货市场及调频、爬坡等其他辅助服务获取收益的案例。近年来，我国电力市场化改革提速，山西、山东、甘肃、广东等多个省市已开展电力现货市场整年度周期以上的不间断试运行，其他省份现货市场建设也在加快推进。现货市场在电力保供、新能源消纳、培育新型市场主体等方面展现了重要积极作用，其发展已成为大势所趋。因此，虚拟电厂的商业运营应基于以现货市场为核心的电能量市场，以及与现货市场相协调的辅助服务市场。尚未启动现货市场的省市，虚拟电厂只能先参与调峰等辅助服务获取收益，但市场机制设计应考虑未来向现货的过渡，现货市场来得可能比想象得要快。

两级市场架构

电能量市场已形成较成熟的两级市场架构：第一级，售电公司和大用户在中长期市场、现货市场向发电企业购电，是为批发市场；第二级，售电公司根据与各零售用户签订的零售合约，将批发市场购电向零售用户分销，是为零售市场。虚拟电厂所聚合的资源一般分属不同企业，其同样参与两级市场，一是作为聚合体在批发市场购电或售电及获得辅助服务收益；二是在零售市场与所聚合各资源间的购电、售电及调节控制服务等的结算。虚拟电厂参与两级市场的交易，必须既能保证自身作为聚合商的收益，又可提升所聚合各资源的收益，才能长期生存下去。各界关注批发市场虚拟电厂交易机制的同时，也应注意在零售市场的聚合商如何与各资源建立有效的利益共享及风险分担机制。

重复付费问题

尚未启动现货市场的省市，电能量交易往往不进行分时结算，因而虚拟电厂（或负荷聚合商）所提供的调峰服务在电能量交易中并未体现分时价值，其获得的调峰收益不存在重复付费问题。此时，虚拟电厂（或负荷聚合商）不需要具有售电资质，其所聚合的负荷资源可来自多个不同的售电公司。

启动用户侧参与的双边现货市场的省市，现货市场的电价变化已经反映了对发电侧和用电侧调峰服务的定价，再继续开展调峰市场存在对同一服务重复付费的问题。现货市场与调峰市场共存时，某一负荷可调节用户削峰填谷后，既可节省代理其购电的售电公司的购电费用，又使聚合其的虚拟电厂（或负荷聚合商）获得了调峰服务收益，则出现重复付费。因此，开展双边现货市场的省市应取消调峰市场。若要增强用户负荷参与调节的意愿，应扩大现货市场的价格上下限，而非另外开展需求侧调峰市场。同时，现货市场中的虚拟电厂（或负荷聚合商）应是具有售电资质的主体，其所聚合的资源不能再被任何其他售电公司代理购电。

虚拟电厂的收益来源

第一，市场设计应遵循商品“同质同价”的原则。基于成本、政策等因素考虑，需要进行平衡的部分应在市场之外通过再分配实现，其方式应尽可能与市场运营解耦，例如对虚拟电厂给予税收优惠等。在现货市场中，虚拟电厂应自主报量报价与常规电厂同台竞争，在出清和调用顺序上均同等对待，通过调节负荷/出力获得现货市场的分时价差收益。第二，为发挥中长期交易“压舱石”作用、防控市场风险，当前在现货市场中对售电公司或大用户中长期交易量占实际负荷的比重有严格的上下限，但虚拟电厂因参与调节造成各时刻的实际负荷存在不确定性，为避免对其不合理的考核，应根据调节能力大小放宽虚拟电厂的中长期交易量占比限制，这就给虚拟电厂获得更多中长期与现货的价差收益提供了机会。第三，逐步建立容量补偿机制或容量市场，参与主体应包括虚拟电厂，其可获得与常规电厂同等的容量收益。第四，加快推动调频、备用、爬坡、无功等辅助服务市场建设，按照“贡收匹配”的原则完善交易机制，拓展可参与交易的市场主体范围，使虚拟电厂所提供的各类辅助服务可获得相应收益。第五，为强化电力保供能力，建议建立紧急控制服务交易机制，虚拟电厂等市场主体可通过此交易获得应急响应收益。

紧急控制服务交易

现货市场环境下，依然会有部分具有调节能力的用户不愿调整负荷响应电力需求，除缺乏市场培育引导等方面原因外，还有两方面原因：一是其负荷调节的成本较高，现货价差对其没有吸引力；二是其负荷调节受设备损耗、寿命等影响仅供应急使用，不宜常态化开展。当电力系统出现日内用电负荷突增、新能源出力严重低于预期、突发异常或故障等紧急情况时，系统面临电力供应短缺风险，此时应设法利用这些具有调节能力但常态下不愿调整的资源，特别是可以快速响应的资源，如可中断负荷等。

因此，应建立紧急控制服务交易机制，由具备可在收到调度指令后半小时内快速压降（或中断）负荷能力的大用户、负荷聚合商和虚拟电厂等主体参与。各主体应提前向调度中心报备其并网点（或所聚合各主要调节资源的并网点）、日常运行负荷范围、应急调节时最低运行负荷、响应时间、爬坡速率、应急调节最长持续时间等信息，在电力供应出现应急状况时优选调用。紧急控制服务交易仅在政府主管部门确定的应急条件下启动，其失负荷补偿价格可在设定的上下限范围内由各参与主体自行申报，但价格下限不应低于现货市场最高限价。