虚拟电厂健康发展需要“冷思考”

虚拟电厂是在《“十四五”现代能源体系规划》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等多份国家级政策文件中均有涉及的重点概念，代表其在支撑“双碳”目标实现、新型电力系统建设、构建新型能源体系的征程中必将发挥重要作用。

因此，面对当下虚拟电厂暴露出的多项问题，我们应立足能源安全保供、绿色低碳发展的大局中去全面谋划、深入思考。

虚拟电厂“是什么、具备什么特征”是决定其作为一类独立市场主体和并网主体的关键。一方面，如果只是商业性的将虚拟电厂过度泛化，与负荷集成商、需求响应等概念简单等同，不明确其作为一类新兴市场主体所应具备的独特技术特性（类电厂特性，后文解释），那么将毫无提出虚拟电厂的必要性。

另一方面，如果仅从技术视角关注虚拟电厂具备什么样的调节性能，而对其作为一类主体的责权利无清晰界定，那么其将难以参与市场交易和系统运行。因此，需要对虚拟电厂的概念构建系统性认知：

一是虚拟电厂对其聚合的各类用户来说是一种运营服务，对于电力系统来说是具备“类电厂”技术特性的特殊电厂。对内部的用户来说，虚拟电厂以贴合其生产需求为前提的资源管理，，资源管理的形式可以是各类能源服务，但核心是挖掘其用电曲线的潜在可调价值并博得收益。

而对于电力系统来说，虚拟电厂具备超越一般聚合资源的类电厂技术特性，即调节能力而非提供电量，成为调峰调频等日渐稀缺的灵活性资源的可靠提供者，是体现其系统价值的重要方向。

二是虚拟电厂的聚合对象应聚焦于电网难以直接调度的零散小微资源。从电力系统运行视角看，对点多面广的分布式资源的直接调度管理十分困难且成本高昂，一旦分布式资源占比达到一定程度对电力系统运行带来极大的不确定性。

因此，虚拟电厂的发展应该瞄准小微资源，扮演系统调度与用户的中间管理者角色，进行资源的整合、优化和调配，将使分布式光伏、用户侧储能、可调节负荷等各类资源更好地在系统运行和市场中交易发挥作用，同时获取合理收益。

三是虚拟电厂承担系统平衡责任、接受电网调度，并逐步与常规电厂“同责同权”是发展方向。虚拟电厂的发展需要多方主体共同参与，在响应系统需求获取收益的同时，承担与之匹配的平衡责任也是大势所趋，例如对于响应偏差的相应考核等。

目前对于虚拟电厂的响应偏差在市场规定中还处于比较宽松的环境，比如华北调峰辅助服务市场中，对于火电厂偏差超过2%即需要考核，而对于虚拟电厂标准这一数字是30%。

虚拟电厂需要凭其核心能力即调节能力在市场博弈，其市场准入条件、交易品种以及对应规则将决定其收益空间，而目前这三个要素都仅在在华北、山西、山东、深圳等先行地区有着结合自身特色和实际的初步探索。

一是虚拟电厂主要市场盈利手段是其调节能力，应侧重于支撑系统短时间尺度平衡的相关市场。虚拟电厂的核心作用不是发出电能量，而是调节能力。因此，参与系统日前、小时、分钟甚至秒级的交易品种（如现货、辅助服务），才是最大化系统价值的手段。

如冀北的虚拟电厂参与调峰辅助服务市场，纳入调度平衡计划中，山西、山东则可参与现货市场。

二是在虚拟电厂的市场准入标准上需要结合其类型，以及系统运行需求形成差异化的规定。虚拟电厂由于其聚合对象、技术条件参差不齐，在响应能力如调节速度、响应容量、调节时间上势必会有各自擅长的领域。

例如以用户侧储能为主的虚拟电厂在调节速度上必然占有优势，进一步结合调峰、调频等各类场景的实际需求，形成差异化市场准入条件是合理方向，一刀切的最低准入标准规定并不利于虚拟电厂发展。

三是当前对虚拟电厂在响应偏差上的考核适当放宽是可行之策，但逐步收紧也是必然趋势。虚拟电厂当前还是新兴事物且在市场中获取的收益有限，在偏差考核等责任考核上过于严苛会影响其发展，当前各地基本对虚拟电厂的偏差考核较为松弛是正确的，未来逐步收紧也是大势所趋。

一是在核心技术方面，应发力优化调控算法，让用户无感、令经济收益最大是重要目标。虚拟电厂的构建主要包括量测、通信和优化调控技术，量测和通信已几乎不存在技术瓶颈，而能够综合考虑用户用电特性和舒适度，最大化挖掘其调节潜力，进一步结合市场信息实现客观收益的优化调控算法才是关键。

例如美国Tesla Autobidder平台、德国Next-Kraftwerke的NEMOCS平台均具有相关核心算法。

二是技术标准体系方面，对内构建虚拟电厂的建设运营标准体系降成本，对外做好并网调度标准体系。虚拟电厂内部技术标准的不统一将抬高运营商的建设成本，应建立涵盖采集控制设备规约、平台接口等方面的统一标准体系，打通负荷设备、采集终端、虚拟电厂运营平台之间的交互壁垒。

外部技术标准主要是虚拟电厂的并网运行标准，包括安全防护、并网技术规范、补偿考核方式和计量结算等，服务虚拟电厂更好的参与电网运行。

参考资料：国际电力网

原文始发于微信公众号（艾邦储能与充电）：虚拟电厂健康发展需要“冷思考”