建设虚拟电厂 助力绿色用能

面对用电负荷持续增长等情况，我国多地积极推进虚拟电厂建设，加大用电高峰期电力供应保障力度。虚拟电厂可以挖掘负荷潜力，提高新能源利用效率，助力绿色用能。但在迎来建设机遇的同时，还要解决盈利模式、规范标准等问题。

  近年来，全国用电负荷持续增长，叠加极端天气频发多发，用电高峰期保障供应的难度加大。今年入夏以来，全国最高用电负荷再创历史新高，在需求较快增长、水电大幅减发叠加的情况下，一些地方启动“虚拟电厂”，优化电网调度运行，全力做好迎峰度夏电力安全保供。

  什么是虚拟电厂？它是如何发挥保供作用的？

  将分布式电源、储能等资源聚沙成塔，缓解电力供需矛盾

  既没有高耸的烟囱、成片的厂房，也不消耗煤炭等燃料，虚拟电厂看不见、摸不着，却具有实体电厂的一些属性，例如提供调峰调频等服务。

  中国电力企业联合会常务副理事长杨昆介绍，虚拟电厂是将分布式电源、电力用户、储能、电动汽车等资源聚合起来，通过协调优化控制，既满足用户自身用能需求，又参与电力系统运行、电力市场交易的智慧能源系统。

  “计划今天晚高峰时段开展负荷调整，请提前做好准备。”7月24日晚上8点，安徽合肥用电负荷晚高峰来临，国网合肥供电公司电力调度控制中心专责陈璐通过虚拟电厂向25座某品牌电动汽车换电站发出指令，短短1分钟内，电网降低负荷1.3万千瓦，相当于2000多户居民家庭的用电负荷。

  “接收指令后，换电站的平均功率有所降低，每块电池的充电时间增加了约5分钟，但不会影响车主的换电时间。”合肥一家汽车企业相关负责人介绍，通过参与辅助调峰服务，企业也可以获得一定收益。目前，合肥虚拟电厂已接入光伏电站、电动汽车充换电站、储能电站、楼宇空调等多种负荷类型，总容量超过24万千瓦。

  近年来，我国电力供需形势呈现电量供应总体充裕、电力高峰时段紧张的特征，但高峰时段持续的时间并不长。研究显示，绝大多数省份一年中电力负荷超过最高负荷95%的总持续时间仅有几十个小时。

  “根据测算，为了满足这5%的峰值负荷需求，建设电厂和配套电网可能要花费几千亿元；但通过虚拟电厂充分挖掘需求侧的调控潜力，建设、运营、激励等环节的投资为建设传统电厂的10%—20%。”南方电网能源发展研究院新能源研究所研究员孙思扬认为，推进虚拟电厂建设，不仅有利于将需求侧的分散资源聚沙成塔，与电网进行灵活、精准互动响应，缓解电力供需矛盾，还能节省传统电厂和电网的投资，并让参与响应的用户获取一定激励。

  平抑新能源发电的波动，提升安全保供能力

  虚拟电厂不仅可以帮助挖掘需求侧的负荷潜力，还能从电源侧提高新能源的利用效率。

  在浙江衢州，光伏发电装机占比已突破40%，新能源发电“靠天吃饭”的短板，给电网稳定运行带来挑战。前不久，当地上线“水光储”余缺互济智能柔性精准调控系统，300多座水电站、光伏电站、储能电站接入大型虚拟电厂，在光伏发电能力较强时，通过储能消纳多余电能，在光伏发电能力不足时补足缺口，形成合力。

  “过去，电网调度员只能凭借经验在负荷波动产生后被动地调配资源。现在通过虚拟电厂以及大数据、人工智能等技术，能对‘水光储’进行一体化控制，提前预测并生成调度策略表，做到未雨绸缪。”国网衢州供电公司电网运行方式负责人吴昌介绍。

  当前，新能源建设加快推进，截至今年上半年，全国风电装机3.89亿千瓦、光伏发电装机4.7亿千瓦，占发电总装机的32%左右。随着新能源装机占比不断提高，其间歇性、随机性、波动性特点使得电力系统调节更加困难，系统的平衡和安全问题更加突出。

  “尤其是分布式光伏快速发展，上半年新增装机占光伏新增装机的一半以上。这些分布式新能源直接并入配电网，规模达到一定程度后，给电网安全稳定运行带来一定挑战。”孙思扬说，虚拟电厂可以帮助电网消纳更多波动性强的新能源，从而提升电力系统实时平衡和安全保供能力，助力绿色用能。

  迎来建设机遇，但要解决盈利模式、规范标准等问题

  虚拟电厂，能力不“虚”。杨昆介绍，“十三五”时期，我国就已经开展了虚拟电厂试点工作，部署多个虚拟电厂项目，获得了大量经验。《“十四五”现代能源体系规划》提出，要开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。

  当前，不少地方积极推进虚拟电厂建设。今年7月，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广州、深圳、柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。据介绍，这一平台已经聚合了广东、广西区域内的分布式资源规模10751兆瓦，其中可调节能力1532兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。

  同时也要看到，我国虚拟电厂发展整体仍处于初期阶段，下一步发展还有不少难题需要解决。

  “当前的市场机制还不完善，更多的是邀约型，由政府部门或调度机构牵头组织、各个聚合商参与，尚未建立成熟的商业模式，需求侧负荷以及发电侧资源参与意愿不强。”孙思扬建议，完善金融、财税等支持政策，因地制宜建设不同资源组合的虚拟电厂项目，积累更多示范经验；加快电力现货市场、辅助服务市场建设，通过价格信号为虚拟电厂参与电力系统调节提供相应的经济补偿，提供多样化的成本回收途径。

  有专家还表示，当前缺乏虚拟电厂相关的规范标准，各类设备及负荷聚合商的通信协议不统一，数据交互壁垒高、不顺畅，也增加了建设难度和成本。需要加强虚拟电厂标准建设，提高标准体系的完整性、交互性、兼容性，为各环节紧密衔接提供相应规范。

  国家能源局市场监管司相关负责人表示，下一步将研究起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。