聚焦虚拟电厂虚拟电厂将分散的灵活性能源资源聚合组

虚拟电厂将分散的灵活性能源资源聚合组成一个参与电力市场、提供辅助服务、协调控制的集合体。可将虚拟电厂定义为将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来。为虚拟电厂、需求响应的发展提供了丰富资源。
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编者按：
近日，全国首套自动化虚拟电厂系统在深圳110千伏投控变电站投入试运行，将本就关注度极高的虚拟电厂再次送上“热搜” 。本期，我们集纳了几位专家观点，籍此深入探讨虚拟电厂的“前世今生” 。
虚拟电厂充分实现“以使用者为中心”
虚拟电厂于本世纪初在欧洲国家兴起，并已拥有多个成熟的示范项目，其主要关注分布式能源的可靠并网，同时构筑电力市场中稳定的商业模式。同期北美地区推进相同内涵的“电力需求响应” ，可调负荷占据主要地位。目前我国虚拟电厂发展处于起步阶段，同时采用以上两个概念，一般认为虚拟电厂的范畴包括需求响应，两者本质相同，是可同时存在的两个概念，最主要区别在于前者是对后者的补充与拓展。虚拟电厂不仅聚合了可调负荷，还可纳入近几年正大规模兴起的分布式电源及储能。
结合已有研究和目前实践情况，可将虚拟电厂定义为将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来，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。它既可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷；既可快速响应指令配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。
虚拟电厂并不需要改变现有资源与电网的连接方式，而是通过通信技术与智能计量技术，对可控资源进行“串联” ，形成更加稳定、可控的“大电厂” ，实现发电和用电自我调节，从而为电网提供源网荷储售一体化服务。这些可控资源不受电网运行调度中心的直接调度，而是通过资源聚合商参与其中。
近年来，我国电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小时。据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区5%的峰值负荷需求，需要电厂及配套电网投资约4000亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为400-570亿元。可见，相对于供应侧的电源建设成本，需求侧资源要廉价得多。合理利用需求侧资源，既可降低电力成本，还能提升供电可靠性。
我国可参与虚拟电厂运营的可控资源体量庞大，其中，可调负荷资源5000万千瓦以上，用户侧储能规模约100万千瓦，电动汽车接近600万辆（每辆按5千瓦计算，相当于3000万千瓦储能），分布式电源装机规模超6000万千瓦，这其中还未纳入现存于各地区小型水电站的装机容量，且这些资源规模都还处于快速上升期。若将这些分散资源有效聚合，相当于建设约140台百万千瓦级煤电机组，可有效满足电力负荷增长和削峰填谷需求。
虚拟电厂的可控资源在快速发展期时，其自身的发展空间也快速拓宽。但并不是有了资源，虚拟电厂就自然发展出来了，而是要有一系列必要的体制机制条件作为前提。依据外围条件的不同，我们把虚拟电厂的发展分为三个阶段。第一个阶段为邀约型阶段。是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。第二个阶段是市场型阶段。这是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。第三个阶段是未来的虚拟电厂，可称之为跨空间自主调度型虚拟电厂。随着虚拟电厂聚合的资源种类越来越多、数量越来越大、空间越来越广，此时可称之为“虚拟电力系统” ，其中既包含可调负荷、储能和分布式电源等基础资源，也包含由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。