中国储能网讯：5月24～26日，由工业和信息化部节能与综合利用司与国家能源局能源节约和科技装备司联合指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合240余家机构共同支持的第十三届中国国际储能大会在杭州召开。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的1011余家产业链供应链企业，5417位嘉宾参加了本届大会，其中245家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。
5月25日上午，中国电力科学研究院有限公司虚拟电厂业务主管王舒杨受邀在用户侧储能与虚拟电厂专场分享了主题报告，报告题目为《新型电力系统背景下虚拟电厂技术和实践》。以下是报告主要内容：
王舒杨：大家好！我是中国电力科学研究院有限公司的王舒杨，今天我来介绍一下新型电力系统背景下虚拟电厂实践。主要分为五部分，首先介绍一下虚拟电厂的基础信息。
虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的重要方向，将不同的空间可调负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统，是一种跨空间、广域的源网荷储集成，通常分为电源型、负荷型和混合型。除了作为一个系统而言的实体，它也是作为市场的实体存在。
虚拟电厂和需求响应的关系是非常紧密的，因为虚拟电厂目前而言主要参与就是需求响应，在其他市场方面，我们也是在积极践行各种探索，但目前还是主要以需求响应的形式来盈利。那么，共同点，首先都以市场化的方式引导需求侧资源配合电网运行调节，协调、优化和控制需求侧资源作为一个整体来参与电力市场交易。都以需求侧可调负荷资源、储能及分布式电源为主要聚合对象，通过物联网、云计算等先进的信息通信技术将各类资源进行在线监测和优化调控。那么，区别，首先需求响应是侧重于通过临时调整用电功率或启停用电设备，缓解电力系统的调峰压力。部分的虚拟电厂还能够聚合非就地消纳的分布式电源、小型发电厂参与电力交易市场。也就是说，最基本的一个区别就是虚拟电厂是可以包括电源的。
简单介绍一下虚拟电厂的起源，它是源于1997年，Shimon Awerbuch博士提出了虚拟电厂这个概念，兴起于德国、英国、西班牙、美国、丹麦等欧洲国家。在美国这边，是颁发了能源政策法案，大力支持对需求响应的建设。随着后面的推进，虚拟电厂也是逐步参与到了系统的调度和电力市场中，特斯拉现在也是非常强力地在推进虚拟电厂的应用。
在国内，首先是从2015年上海黄浦区启动了虚拟电厂试点工作，主要是参与需求响应。前一段时间，也是进行了一个规范的征求意见。国家发改委在2016年批复了上海黄浦商业建筑需求侧管理示范项目，2017年，上海市建成了商业建筑的虚拟电厂示范工程。在2018年，虚拟电厂标准获得了国际电工委员会的批准立项，主要是在冀北牵头，编制了标准，国网冀北公司也是启动了研究示范的项目。2020年，国网上海电力启动了城市公共建筑群虚拟电厂聚合调控关键技术研究及应用项目。2021年，中国电科院牵头了国家重点研发计划项目规模化灵活资源虚拟电厂聚合互动调控关键技术项目。2022年，虚拟电厂迎来了一波突飞猛进，就是从去年开始，虚拟电厂的概念算是起风了，在资本市场上获得了非常大的支持，现在股票涨得很猛。之前有过一个说法，说是项目在等市场，市场在等标准，标准在等项目，那么从去年开始，我们是三方发力，一起推动虚拟电厂的落地实践。
去年是国家发改委和能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》，提出了开展虚拟电厂示范，国家能源局的《电力现货市场基本规则》也提出了推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。今年，国家发改委发布了关于第三监管周期省级电网输配电价有关事项，这个文件是对输配电价进行了进一步理顺，输配电价改革取得实质性突破，储能、虚拟电厂等主体收益有望得到进一步提升。紧接着这个文件之后，出台了抽蓄的容量电价的核定，抽蓄现在已经是非常明确地可以获得容量电价的补贴，我们也可以展望和畅想一下，以后储能和虚拟电厂的容量补贴是否也能够获得国家方面的支持。
整体来讲，虚拟电厂作为一个单独的概念，在国家层面上，现在还没有独立的政策，前一段时间关于负荷侧的征求意见稿里，提到了把负荷侧资源聚合作为虚拟电厂来进行试点和探索。但是在省级和市级层面，现在一共有8个虚拟电厂的专项文件。
接下来介绍一下虚拟电厂的分层架构，这是比较传统的云、管、边、端的结构。云，VPP管控平台，与电网运营商、电力交易平台和边缘服务器互联，支撑资源管理、计划实施与运营交易。管，就是通信网络，专网或者公网，保障信息交互安全性、准确性和时效性。边，指边缘服务器，进行信息汇聚分析本地资质，或根据上级平台形成调节控制策略。端，是监测与调控装置，采集电热环境参数，执行调节的控制操作。
这是整体的物理架构。
应用场景方面，这个应用场景其实到了市场里就是对应不同的交易品种，首先是缓解极端天气下电力供需矛盾。去年8月份的时候，国网公司经营区最高负荷达到10.69亿千瓦，预计到2025年、2030年，最高负荷将达到12.8亿前、14.07亿千瓦。2021年，三华电网95%以上尖峰负荷持续时间达到5-65小时，尖峰的特征非常明显。去年夏天，江苏、河南、上海、湖北、杭州等都发布了高温红色预警，气温普遍达到40度以上，有的甚至连续十多天持续高温。去年国网公司经营区最大负荷缺口达到3663.6万千瓦。虚拟电厂是可以聚合多元用户的海量异构资源，提取资源响应速度、响应时长、响应容量等特征参数。在极端天气或发电侧出力不足的场景下，组织多元用户资源主动参与固定费率的需求响应市场邀约、调峰辅助服务交易，最大程度支撑电网安全稳定运行和电力可靠供应。现在主要是以日前邀约的形式，这还不是非常灵活，而且资金的来源现在可靠度也相对有限，主要是通过政府拨款以及省间交易的电费差以及一些尖峰电费，但是这一部分还是不如我们以市场的形式来进行疏导，采取“谁收益、谁承担”的形式，来为用户获取获益收益的这种形式，会更加的灵活可靠。
第二个场景，提升新型电力系统灵活调节能力。大规模波动性可再生能源接入后，传统圆虽河东的电网运行调节方式受到挑战，灵活性调节资源容量不足。按照2025年风光装机10亿千瓦测算，将产生5.62亿千瓦的调节需求。虚拟电厂是聚合工商业、居民客户等多元资源参与电网调峰调频等辅助服务，可提升系统灵活调节能力，减小电力平衡压力。在电网用电高峰或低谷时段，可以根据邀约指令或辅助服务市场交易计划安排，优化调节负荷、储能、分布式能源等资源。
就是说，我们刚刚已经是学习到了关于新型电力系统的特点，它是有“两高”特性，一是高比例可再生能源，一个是高比例电力电子。新型电力系统中，可再生能源是比例非常高的，在这种情况下，新能源出力不稳定的情况或者说在一定时段内会特别多或者特别少，会对传统的电源和供给的情况产生非常大的压力，其中非常重要的一个就是对调峰这块的压力。所以由传统的这种由源输送到荷，荷作为一个单纯接受方的形式，已经无法满足我们的建设需求了，它就需要把荷侧也作为一个和源侧同地位的打包成的机组或者电厂，来进行互动，以这样的形式才能更好地去保障电力供应。
第三个场景，促进分布式新能源并网消纳。截至2021年底，我国分布式光伏装机达到1.075亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的1/3，预计2025年、2030年分布式光伏装机将达到1.8亿、3亿千瓦。分布式新能源出力存在不确定性，低电压等级分布式电源信息接入率低，大规模发展后影响负荷预测精度，增大负荷侧时空不确定性，同时叠加集中式新能源电站影响，将导致局部地区日间负荷低谷时段调峰难度加大。虚拟电厂是可以实现各类分布式发电资源间的高效连接与实时监测，通过先进的自动响应控制技术、灵活的商业模式，开展分布式新能源本地交易，同时依托现货市场进行集中交易，最大限度提升分布式新能源的消纳能力。这里其实就是把分布式的光伏以及小风机打包起来，这样才能达到市场或者是调度的准入门槛，这也是虚拟电厂的一个形式。
第四个场景，服务用户开展多元化用能服务。“十三五”期间，我国单位GDP能耗约为经合组织国家的3倍、世界平均水平的1.5倍。“十四五”规划纲要指出，“十四五”期间要求单位GDP能耗降低13%-14%。住建部发布的《建筑节能与可再生能源利用通用规范》自2022年4月1日起实施，我国建筑将强制性要求实施碳排放计算。现货和辅助服务电力交易市场建设，对分析电力客户用电行为、负荷特性，提升负荷预测和电量预测水平提出了更高的要求。虚拟电厂通过分析异构资源互补特性，综合内部资源最优碳流计算与成本效益，采用最优碳流的虚拟电厂经济运行策略，为用户提升用电能效的同时降低用户碳排放。虚拟电厂可对用户负荷特性进行深入挖掘，实时监测用户在线聚合容量与调控潜力，预测市场情况，支撑用户参与中长期和现货场景下的电能量、辅助服务及容量市场。这一部分主要是对用户的能效可以提供很大的提升方面的帮助，可以减少用户的能源方面的成本，也可以在节流的同时进行开源，帮助用户在市场方面获得收益。
第二部分，国外虚拟电厂实践。
首先介绍一下澳大利亚电厂，2019年7月，澳大利亚AEMO开启为期两年、共计8个试点的虚拟电厂示范项目，主要位于国家电力市场主要区域，大约7150用户签约参与项目，规模总计31MW。2021年7月，澳大利亚国家电力市场已注册居民储能电池规模约168MW，AEMO预计到2022年底，虚拟电厂规模将有望达到700MW。澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，目前主要是参与紧急频率控制辅助服务市场和电能量市场，主要提供调频服务。
刚刚邓主任已经介绍的非常清楚了，我这边再补充一下，我当时在澳洲念书的时候，当时还在讲特斯拉大电池，以及规划方面要不要再去建一个大的抽蓄。那么，到后面，特斯拉在澳洲推了Powerwall，这是非常大范围的在很多居民家里安装了，澳洲很多的房子上都有屋顶光伏。这个光伏在一开始并网的时候，西澳洲是40分，后来就变成了7分，也就是说，用户在并网这方面是无法获得很大收益的，那么只好自己存起来，然后去避峰，以减少家庭电费的支出。后来，他们可以通过聚合来参与市场，获得更多的收益，这也是非常好的一个形式。
试点效果，截至2021年1月，AEMO虚拟电厂示范项目参与紧急频率控制辅助服务市场效益，也是非常可观的。
德国的虚拟电厂运营商组建了欧洲最大的虚拟电厂，截至2020年6月，规模大概达到了8000多MW，聚合单元超过9500个。资源包括很多的小的电厂，还有储能，以及电动汽车、工业负荷。基于模块化的设计，调控各类的分布式电源、用户和储能系统，实时显示记录当前的系统聚合资源运行状态。
试点效果，也是通过参与电力市场交易，为电网提供平衡服务，根据市场交易信息优化资源聚合运行。截至2020年6月，虚拟电厂能源交易量约15.1亿千瓦时，营业额达到6.3亿欧元。
美国虚拟电厂，北美建成投运的虚拟电厂装机规模约1000MW，其中大部分在美国，预计到2029年，北美虚拟电厂市场规模将达到8600MW。目前美国虚拟电厂试点项目数量超过20个，分布在14个联邦州。主要包括居民社区、工商业园区、分布式光伏、储能设施和电动汽车。
试点效果方面，主要基于需求响应计划发展，兼顾考虑可再生能源的利用，解决了小规模分布式电源不能参与电力市场的问题，目前已经成为负荷响应和分布式电源管理的一种新型解决方案。
第三部分，国内虚拟电厂实践。
首先看一下深圳的虚拟电厂，现在是在2022年的时候，4月16日，广东电力交易中心印发了《广东省市场化需求响应实施细则》。前一段时间，文件有所更新。6月份的时候，深圳市发改委也发布了深圳市虚拟电厂落地的工作方案。市场主体主要是通过三个来源获得激励：首先是广东省市场化的需求响应补贴，二是深圳市政府建立的本地补贴，三是通过南方区域两个细则规定的辅助服务的补贴。但是深圳的市场主体现在比较有趣的是，它在广东市场里通常是赔钱的，在深圳自己的市场里再赚一笔。
截至目前，该平台已接入聚合商14家，装机容量约87万千瓦，分布式光伏容量是21万千瓦。前一段时间，深圳有一个征求意见，从市一级的层面来推动虚拟电厂的发展。
接下来是平台建设亮点，包括实时准确的响应调度指令，全资源整合、闭环优化调控，通用性强、功能扩展和配套终端，功能灵活定制。
运行效果方面，响应的非常快，达到了削峰的容量要求，也很快能够很快达到，同时也在探索V2G的场景。
冀北虚拟电厂，这也是以云管边端的形式来进行体系构建。资源接入方面，总容量达到358兆瓦，最大调节能力是240MW，覆盖范围包括张家口、秦皇岛、承德、廊坊、唐山，资源类型是11类19家，总体来讲，冀北虚拟电厂是有一个系统，有的用户可以直接接入，有的聚合商也可以通过自己聚合之后再进行接入。对比而言，刚刚说到的深圳虚拟电厂，它就是聚合商要自己先去建一个平台，然后再去接入市一级的平台。
运行效果，2019年起，冀北虚拟电厂全程参与华北调峰辅助服务市场，已在线连续提供调峰服务超过3200小时，累计消纳新能源电量3412万千瓦时，度电收益0.183元，运营商和用户总收益624.2万元。其中，虚拟电厂运营商收益395.95万元，用户侧资源收益228.25万元。
系统平台架构方面，上海虚拟电厂作为一个大受端，它有非常明显的特点，首先是调度、交易、运营一体化的虚拟电厂运营，通过分布自治、层级间规约异构适配技术架构，实现海量散布的异质资源分层分权控制需求，促进海量多元负荷资源友好高效接入。上海这边其实主要接入了很多的空调负荷，生产负荷也是比较多的，目前已经有12家虚拟电厂接入，初步形成了1千兆瓦发电能力，接入资源类型包括工业商业楼宇、冷热电三联供、电动汽车、动力照明、铁塔基站等。
上海虚拟电厂通过非常细分的分钟级、秒钟去组织交易，黄浦区约50%的商业建筑接入了虚拟电厂平台，响应资源约60MW。2018年起，黄浦区的商业建筑累计发电调度超过1200幢次，累计响应削峰负荷超过200兆瓦，单次调峰收益超过170万元，这还是非常可观的。
第四部分，虚拟电厂实践经验总结。
国内外的虚拟电厂对比来看，区别还是比较大的，国内现在一说到虚拟电厂，可能大家更多想到的是负荷侧资源的调节。其实我们有非常丰富的可再生能源的资源加上分布式储能的优势，我们可以进一步地拓展，来实现虚拟电厂的规模效益。政策和市场的成熟度方面，国内现在市场机制还仍然在探索阶段，因为整个电力市场还在试点和发展阶段，所以我们也可以依托整体市场的建设，去把我们虚拟电厂或者所有可调配的资源参与市场的机制，进行完整的梳理。技术成熟度方面，国外目前核心技术比较成熟，协调控制技术、实现对各种可再生能源以及负荷的灵活控制，对分布式可再生能源可控。但是我们国内风光现在是无限上网，并没有进行相应的控制，但是我相信很多厂商已经积累了对于控制方面的技术，只待在实践中进行应用。我们的协调控制策略，依托5G技术和人工智能技术的发展，相信也会有非常亮眼的表现。商业模式，国外现在基本上已经实现商业化，主要是通过电力市场获得利润，然后再通过聚合商和用户进行分成。之前了解到美国是每年结一次。国内的商业模式仍然在探索，以参与相对成熟的需求响应市场，以及以虚拟电厂的方式提供节能、用电监测等增值服务为主，参与辅助服务市场为辅，参与电力现货市场仍然在探索中。其实很多虚拟电厂的建设并不是单独去建一个虚拟电厂，而是通过对用户进行整体的综合能源服务或者节能服务，同时进行了设备的改造或者是设备的加装。通过加装之后再进行聚合，从电力市场里再赚一笔的这种形式。
经验总结：第一，思想认识是根本。虚拟电厂不是新生事物，它是一个技术应用的集成，只是说现在是依托政策起飞了，那么我们也更多地去关注了虚拟电厂。第二，市场建设是基础。市场建设是整体发展的基础，尽管虚拟电厂的经济效益、环境效益是非常显著的，但仍需要成熟的市场机制来进行完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场的衔接机制。一方面调动用户积极性，另一方面，为商业模式创新奠定基础。第三，规范实施是关键。需要国家层面的虚拟电厂指导性文件，明确虚拟电厂定义、范围、发展定位、发展目标及分步实施策略，积极推进省级层面虚拟电厂专项政策出台，为市场主体开展虚拟电厂业务提供政策依据。第四，信息安全是保障。考虑电网安全问题，亟需建设统一的虚拟电厂接入平台，使得各类社会资本投资的虚拟电厂运营系统按照统一的技术规范接入，实现与电网的双向互动。第五，试点先行是出路。国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主，已有冀北、上海、深圳、山东等省市开展了试点，各具特色，应进一步扩大试点示范范围，加快推进虚拟电厂建设进程。这也是有赖于在座的各位深度去参与和推动。
接下来，我相信是在座各位比较感兴趣的环节，这是进行投资效益的测算，我们进行了一个非常粗略的测算，以200万千瓦虚拟电厂建设为例，接入日前级资源150万千瓦，其中50万千瓦支持填谷，小时级资源30万千瓦，其中10万千瓦支持填谷，分钟级资源15万千瓦，秒级资源5万千瓦，总建设成本5.36亿元，年运行维护开支0.2亿元。这是整体建设方面的一个投资，就是成本的测算，这样算下来是5.36亿元的投入。其中储能建设，我们现在单价是按0.18万元/千瓦时去算的，但是碳酸锂现在的价格大幅下降，好像打了个对折，成本也能够大幅的节约。
投资的效益和回收期的预测，按照提取代理服务费、赚取调频服务费两种方式核算收益，假设日前级激励标准4元/千瓦时，小时级8元/千瓦时，分钟级15元/千瓦时，夜间调峰辅助服务收益0.2元/千瓦时，储能调频放电差价0.5/千瓦时计算，年收益为1.255亿元，考虑年运行维护成本0.2亿元，投资回收期大概是5年。如果不投储能，不考虑调频，在年运行成本不变的情况下，回收期是3年。储能这边的价格已经大幅下来了，可能后面要重新算一下，数据会更好看一些，也可以拿去和投资方讲一下。
第四部分，虚拟电厂发展建设。
第一，进一步推动试点支持政策完善；第二，加强统筹管理和顶层设计；第三，推行需求响应强制性标准和产品认证制度；第四，提升数字化支撑能力。
以上是我汇报的主要内容，谢谢大家！
