來源：微信公眾號“電聯新媒”  

 

作者：三峽集團戰略與發展研究中心 霍沫霖

 

國網能源研究院 譚清坤 鄭海峰

 

德國虛擬電廠發展的經驗

 

隨著可再生能源在電網中的滲透率增加，德國加快推進研發示范虛擬電廠項目。2008年，德國聯邦經濟和技術部啟動了“E-Energy”計劃，目標是建立一個能基本實現自我調控的智能化的電力系統，而其中虛擬電廠和需求側管理是重點。德國聯邦經濟技術部通過技術競賽選擇了6個試點項目。其中eTelligence是一個虛擬電廠研究項目，于2008年至2012年執行。該項目中虛擬電廠將分布式電源與可控負荷聚合在一起，可以減少由于預測錯誤導致的15%的出力不平衡，降低電力購買費用。德國虛擬電廠助力解決分布式電源并網和參與市場交易，有利于大規模分布式可再生能源的平衡消納，并提升電力系統穩定性，以及避免用電峰值增加導致的電網擴容。德國虛擬電廠建設取得了較快發展，出現了一批知名的運營商，例如歐洲最大虛擬電廠運營商Next Karftwerke公司。

 

通過法律法規確保虛擬電廠的權利和義務

 

德國在《能源經濟法》《可再生能源法》《電網加速擴建法》等法律中提出了直接或間接促進虛擬電廠發展的條款，為虛擬電廠聚合能源資源提供了法律保障。2016年，德國聯邦網絡局（BNetzA）提出“聚合商模式”，與相關市場主體共同對這個模式進行討論，促使一項行業指導方針（BNetzAAZ.BK6-17-046）出臺，在其中將“聚合商”定義為市場參與者的角色。2021年7月《在能源法中落實歐盟要求和管理純氫網絡的法案》中德國政府對聚合商的角色、市場機會和義務進行了法律界定。

 

虛擬電廠運行模式的類型

 

根據所涉及的市場政策，虛擬電廠運行模式可分為五類，即虛擬電廠運營商可通過參與現貨電力市場、參與平衡市場、參與再調度、參與可中斷負荷投標、提供平衡基團管理等獲取收益。

 

一是虛擬電廠可參與現貨電力市場，尤其是日前市場和日間市場。德國《可再生能源法》修正案規定，所有100千瓦以上的新增可再生能源機組都必須進行直接銷售，并鼓勵中型可再生能源發電機組接入到虛擬電廠，在批發市場上銷售電量。虛擬電廠運營商為擁有可再生能源機組的發電方制定最優發電計劃，優化發電收入，憑借精準預測能力參與現貨電力市場。在日前市場，在中午12時前對次日給定的某一小時電量報價出價。一旦出價被接受，發電商就計劃啟動電廠，并在前一天14時30分前將發電計劃提交給輸電系統運營商。在日間市場，交割期較短，虛擬電廠可以提供15分鐘和1小時等短時間內快速可控的靈活性產品。

 

二是虛擬電廠可參與再調度，解決電網阻塞，從阻塞費用節省或者阻塞價格中獲利。為了解決電力批發市場上，電力交易與電網基礎設施所面臨的物理輸送之間的不一致問題，輸電系統運營商根據平衡責任方提交的計劃對下一日的用電負荷趨勢做出分析，預測市場交易是否會導致阻塞及影響程度。在電網發生阻塞時，輸電系統運營商可以要求進行再調度，調整常規發電廠和可再生能源發電量，即下調一地的發電商交易協定的并網電量，同時上調另一地的發電商并網電量。虛擬電廠可以作為調度管理商支持可再生能源電廠運營商提供靈活性，解決電網阻塞的問題。

 

三是虛擬電廠可參與平衡市場，提供二次控制備用和三次控制備用。虛擬電廠通過現貨交易或輸電系統運營商招標參與平衡市場，為平衡責任方提供備用服務，通過容量價格和平衡能量價格獲得收益。虛擬電廠在二次備用（5分鐘激活時間，最小投標單位5兆瓦）和三次備用服務（15分鐘激活時間，最小投標單位5兆瓦）尤其活躍。

 

四是虛擬電廠可參與可中斷負荷投標，根據所提供的容量和能量得到補償。《可中斷負荷協議條例》允許輸電系統運營商每周通過輸電系統運營商的聯合招標平臺發布750兆瓦的立即可中斷負荷和快速可中斷負荷招標。容量補償基于競爭性拍賣的結果，每周最多為500歐元/兆瓦，能量補償最多為400歐元/兆瓦時。在提供可中斷負荷服務期間，負荷中斷信號由輸電系統運營商直接或通過虛擬電廠發送給可提供中斷負荷的用戶。

 

五是虛擬電廠可幫助平衡基團責任方減少平衡區內發生的平衡偏差，幫助節省平衡偏差產生的相關費用。在德國，每個發電廠和電力消費者會被分配到平衡基團，由平衡基團責任方確保平衡區內的總發電量加總外購電量與用電量相匹配。平衡基團責任方必須以15分鐘為單位，為第二天做出準確的電網供需預測，并向負責的輸電系統運營商提交相應的平衡計劃。若出現預測偏差，平衡基團責任方需承擔平衡服務的費用，即負擔平衡電量價格。平衡基團旨在盡可能避免生產過剩和生產不足。虛擬電廠可以支撐平衡責任方對平衡區進行管理，使其預測更加接近真實發電量和用電量，從而解決預測和次日實際計劃之間的偏差，有利于參與日間市場的電力交易。

 

虛擬電廠運營商的類型

 

根據經營業務范圍，虛擬電廠運營商可分為三類。

 

一是獨立虛擬電廠運營商。他們擁有信息和通信技術知識或能源管理技術，不具有分布式能源資源，不從事電力供應業務，通常通過參與電力市場獲取收益。德國獨立運營商的聚合規模相對較大。Next Kraftwerke、GETEC Energie、Entelios等三家獨立運營商聚合規模已經分別達到9016兆瓦、3000兆瓦以上、1000兆瓦以上。

 

二是同時是電力公司的虛擬電廠運營商。他們具有發電資源、用戶負荷資源。他們將自己的分布式能源資源聚合到虛擬電廠中。作為平衡基團責任方，此類運營商可以利用靈活性資源以滿足用電客戶需求，從而無需在日間市場購電或售電，或為平衡電力付費。

 

三是同時是裝備制造商的虛擬電廠運營商，尤其是小規模分布式能源設備的制造商。他們主要將其業主的分布式能源資源聚合到虛擬電廠中。

 

德國虛擬電廠技術已取得國際影響力

 

聚合平臺技術是整個虛擬電廠控制系統的核心，部署于云端的先進軟件平臺，主要是基于電網、資產和天氣狀況進行可視化監視和預測，開展集中智能決策，從而基于平衡運行約束和經濟指標對各類分布式資源進行智能管理與調度。

 

通信技術可快速上報分布式資源的運行參數信息，并接收和反饋云端調度中心的調度指令。虛擬電廠聚合的每一個機組和可控負荷可通過4G公網與單元控制系統進行雙向移動通信。

 

計量技術和控制技術可對分布式資源站進行監測和控制，使得負荷有序轉移、故障快速切斷和分布式資源即插即用控制。在計量方面，利用智能電表、廣域量測系統等高級量測技術對電站運行情況、氣象數據、市場價格信號、電網情況等數據進行采集。在控制方面，可通過分布式資源現地控制層、配電網控制層和云端協同控制層等三層協同控制技術，對分布式能源站的負荷、功率、頻率等進行調控。

 

德國虛擬電廠發展經驗帶來的啟示

 

德國虛擬電廠發展比較成熟，這與德國電力市場機制建設更成熟、分布式電源發電比例較高有關。我國虛擬電廠發展仍然處于導入期，距離成長期還需數年。只有市場機制和標準體系不斷完善，未來虛擬電廠才能規模化、常態化、市場化發展。

 

一是法規文件方面，兩國均出臺了對虛擬電廠進行明確定位和職責劃分的文件，但德國法律法規的強制要求更具有全國普遍性。另外，德國對分布式電源提出了強制要求，即要求分布式電源可控，要求可再生能源電廠，特別是100千瓦以上中型可再生能源電廠參與市場交易，允許通過市場紐帶將大量小型分布式電源聚合在一起，形成具備規模效應并且可統一調控的有價值資源。目前我國個別省份出臺了鼓勵負荷側虛擬電廠、儲能虛擬電廠參與需求響應項目的相關文件。然而缺乏在國家層面的針對虛擬電廠的法律法規、管理辦法，尤其缺乏關于分布式電源聚合型虛擬電廠的權利與義務的規定。

 

二是在商業模式方面，德國的虛擬電廠已實現商業化，德國虛擬電廠運營商可以在現貨電能量市場的日前市場中銷售可再生能源的發電量，在日間市場中銷售生物質發電和水電等靈活性較高機組的發電量。還可以參與平衡基團管理、平衡市場和再調度。德國相對成熟的電力市場機制為虛擬電廠運營帶來規模化、常態化、市場化的贏利機會。目前我國僅在少數地區初步建立了虛擬電廠參與調峰、調頻機制。由于市場交易機制不健全，商業模式尚不成熟。

 

三是在聚合資源方面，德國虛擬電廠聚合較多的是分布式可再生能源，目前中國示范項目聚合較多的是可調節負荷資源，這與德國可再生能源中分布式比例較高有關。德國虛擬電廠可以更好地預測和平衡分布式可再生能源發電的波動，通過增加和減少可控分布式資源的出力或者負荷。它還使得分布式可再生能源通過聚合從而符合市場的最低投標規模。

 

四是在運營主體方面，中國虛擬電廠示范項目主要由電網企業建設運營，運營主體相對單一。近期發電企業逐漸顯示出投資運營的興趣。而德國運營主體更加多元化、市場化，包括獨立虛擬電廠運營商，具有分布式電源資源的電力公司，以及設備制造商等。

 

五是在技術標準方面，德國在網、源、荷方面均建立了堅強的技術基礎和標準體系，涉及了信息和通信技術、能源管理技術，以及智能電表、遠程控制和自動化系統等硬件設備等。我國虛擬電廠智能終端標準、采集計量標準、信息接口及通信協議標準、并網調度標準等較缺乏，可能導致出現數據交互壁壘高，信息傳輸實時性、可靠性不夠等問題。

 

我國虛擬電廠發展的現狀與趨勢

 

我國虛擬電廠發展處于試點示范應用階段。“十三五”期間，我國江蘇、上海、河北、廣東等地相繼開展了虛擬電廠項目試點。如江蘇省于2017年投運負荷型虛擬電廠；上海市于2017年建成黃浦區商業建筑虛擬電廠示范工程；冀北地區建設聚合了分布式光伏、空氣源熱泵、民用及工業空調機組、電動汽車充電站等的虛擬電廠，并參與了華北輔助服務市場進行調峰。

 

在管理規范方面，部分地區在虛擬電廠專項文件，或者需求響應政策文件中對虛擬電廠提出了要求。例如，2021年7月廣州市發布《廣州市虛擬電廠實施細則》，響應產品豐富，包括日前邀約、提前4小時邀約和實時需求響應。2021年6月，山東省發布《2021年全省電力需求響應工作方案》指出需求響應的參與主體包括虛擬電廠運營商等各類互動資源主體，并要求虛擬電廠建有自有控制平臺并接入國網山東省級智慧能源服務平臺，響應能力通過測試。

 

在市場機制方面，部分地區正在建立虛擬電廠參與調峰、調頻、轉動慣量、爬坡等規則。地方政府因地制宜提出差異化的要求。參與調峰方面，目前冀北、上海、江蘇等地電力市場已經明確虛擬電廠可作為獨立主體參與調峰市場，均規定虛擬電廠聚合容量需達到最低門檻并且能夠實現用電信息采集、接入虛擬電廠運行與監控平臺、接入調度控制平臺等。參與調頻方面，江蘇、重慶等地已明確虛擬電廠可以參加省調頻輔助服務市場。在轉動慣量、爬坡方面，國家能源局南方監管局印發《南方區域電力輔助服務管理實施細則》（南方監能市場〔2022〕91號），積極推動虛擬電廠等市場主體納入考核補償管理，研究增加轉動慣量、爬坡等新的輔助服務品種。

 

虛擬電廠發展趨勢呈現資源類型多元化、運營模式市場化、應用需求長期化的特點。

 

在資源類型方面，虛擬電廠不僅聚合負荷資源，而且將聚合儲能和分布式電源。例如山西省能源局 2022年6月發布的《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》指出虛擬電廠聚合電源側、負荷側和儲能側三類資源，其中電源側資源包括光伏、風電、生物質發電等。

 

在運營模式方面，虛擬電廠不僅參與需求響應邀約，而且逐漸參與輔助服務市場。可調節負荷資源參與需求響應邀約的政策相對較成熟。在此基礎上多地試點了虛擬電廠參與邀約響應。而儲能與可調節負荷資源參與輔助服務市場的政策出臺相對較晚。僅有冀北試點了虛擬電廠參與市場。2022年2月《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》明確要求，支持虛擬電廠運營商參與電力市場交易和系統運行調節。近年來多地陸續出臺了虛擬電廠參與電力市場的政策，預計未來相關運營實踐將增加。

 

在應用需求方面，電力系統調峰、調頻對虛擬電廠的需求更長期化。2021年10月出臺的《國務院關于印發2030年前碳達峰行動方案的通知》中明確要求，引導虛擬電廠等參與系統調節，提升電網安全保障水平。一方面因為新能源發電具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特征，且接入位置分散，導致負荷高峰時段電力支撐能力明顯不足，另一方面煤炭供應和極端天氣等不確定因素導致安全保供壓力增大。虛擬電廠可以緩解煤炭價格高企、極端天氣、新能源出力等不確定因素導致的電力平衡壓力。

 

我國虛擬電廠發展的建議

 

進一步明確虛擬電廠在電力系統中的法定責任和義務。完善法律法規或管理辦法，規定虛擬電廠參與現貨電能量市場、輔助服務市場和邀約需求響應項目的市場角色、機會和義務，保障其參與調峰、調頻、調壓、轉動慣量等市場交易的合法性。探索明確要求分布式電源通過參與聚合資源實現可預測可控制。

 

加快建設虛擬電廠參與輔助服務市場和現貨電能量市場的機制。完善虛擬電廠參與電力市場的投資管理、市場準入、交易模式、結算模式、運行補貼等規則。按“誰受益、誰出資”的原則，建立面向電能量交易、調峰、調頻等不同場景的交易機制，豐富交易品種與模式，形成合理穩定的激勵資金來源。探索分散式平衡模式，一定程度對平衡壓力和責任進行下放。

 

完善虛擬電廠標準體系，統一接口和通信協議。建立終端監控設備、通信接口、聚合控制管理等技術標準，打通采集終端、虛擬電廠運營平臺、電網調度系統、交易系統之間的數據和控制通道。建議調度、交易的主管部門出臺虛擬電廠并網調度運行規程、規范和標準。