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tài xỉu đã banh là gì(www.84vng.com):虚拟电厂走到了舞台中央,各地加速推进虚拟电厂发展,但要走的路还很远

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中国虚拟电厂,走到了舞台中央。


8月26日,国内第一家虚拟电厂在深圳投入使用。


资料显示,深圳虚拟电厂已接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等负荷聚合商14家,接入容量约87万千瓦,接近一座大型煤电厂的装机容量。


南方电网介绍,在电力供应紧张时段,虚拟电厂平台可直接调度海量分散的充电桩、空调、储能等用电资源,通过它们降低用电功率,减少常规电源建设,促进节能减排。


今年以来,“电”已经成为全民甚至全球关注的焦点。


据国家能源局数据,2022年7月份全社会用电量为8324亿千瓦时,2021年和2020年同期分别为7758亿千瓦时和6824亿千瓦时。


全社会用电量不断增加的同时,电力供需峰谷差不断扩大,同时煤电萎缩,新能源比例提高,进一步考验供电系统的稳定性。


在此背景下,“虚拟电厂”被寄予厚望,被看作是拯救电荒调节电力的新型模式,虽然还没有形成大规模应用,却已经在资本市场炒得火热。

电力搬运工


与一般的电厂相比,虚拟电厂不是一个肉眼可见的电厂,而是通过技术搭建起来的一套能源管理系统,由于这套能源管理系统的特性、可控性方面类似一个电厂,故称之为虚拟电厂。


虚拟电厂将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合,参与电网调度,实现削峰填谷、协调分布式单元,促进新能源消纳和有效利用。


一句话解释就是:虚拟电厂不生产电,只是电的搬运工。


例如,在用电高峰时,虚拟电厂可实现大批商场负荷与电网的互动,通过将商场室内温度提升1至2摄氏度,在顾客几乎无觉察的情况下,大幅降低商场空调负荷,缓解电网用电压力。


国网能源研究院副院长蒋莉萍对媒体表示,虚拟电厂能够把电力系统中的分散资源“聚沙成塔”,将是未来参与构建新型电力系统的一种有效形式。


在新能源快速发展下,“虚拟电厂”显得越发重要。


2012-2021年这十年间,风电和太阳能发电量合计由1066亿千瓦时增加至9826亿千瓦时,翻了9倍;合计份额由2.14%增加至11.73%,翻了5倍。


与此同时,一些新的挑战也出现了。


以光伏和风力为代表的新能源发电,严重依赖于光照强度、风力强度等自然资源特性指标,具有显著的间歇性和强随机波动性,若将单一形式的多台新能源发电机组规模化地接入大电网,将产生较严重的系统稳定性问题,制约新能源电力大规模开发利用。


虚拟电厂的优势,就在此时体现出来。研究证明,相比于传统电力系统,虚拟电厂更能满足新能源消纳需求。


此外,相对于传统电厂,国家电力调度控制中心对虚拟电厂的功能定位是,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。


这意味着虚拟电厂不仅能为大规模新能源电力的接入提供技术支持,还能抑制尖峰负荷对电网的冲击。


近年来,中国电力负荷尖峰化特征愈加显著。


2012-2021年这十年里,中国用电结构中,第三产业用电和城乡居民生活用电两者的比重不断增加,两者用电量合计由2012年的1.19万亿千瓦时上升至2021年的2.59万亿千瓦时;合计比重由2012年的24%上升至2021年的31.25%。


第三产业和城乡居民生活的用电模式时段性较强,使电网用电峰值负荷连创新高,电力供需“平时充裕、尖峰紧张”。


虚拟电厂的优势在于,可以借助大数据、AI等智能化工具,更自动化、高效地削峰填谷。


并且,成本也更低。


根据国家电网测算,通过火电厂实现电力系统削峰填谷,满足5%的峰值负荷需要投资4000亿,而通过虚拟电厂仅需500至600亿元。


从产业链看,虚拟电厂由上游的电力供应、中游的电力管理和下游电力应用组成。


上游的电力供应主要包括可控负荷、分布式电源、储能设备:


可控负荷应用较好的例子有建筑空调和电动交通,以建筑空调为例,如果通过虚拟电厂将这些大楼的空调用电优化,那么每日节省的电就可能达到数百千瓦时,同时优化几百个大楼,节省用电可以比肩一个中小型的火电站;


分布式电力资源常见有小型光伏和小型风电;


储能设备,是指将能源储起来,以供需要时使用的设备。


欧洲虚拟电厂的上游主要为分布式电源和储能设备;美国的虚拟电厂的上游主要为可控负荷。


虚拟电厂的中游主要是物联网、大数据等技术,整合各方面的数据形成决策,实现对电力供应的协调和管理。


虚拟电厂的下游包括电网公司、能源零售商等参与电力市场化交易的主体,这些公司借助虚拟电厂实现电力交易和调峰调频,获得收益。


事件驱动 各地加速推进虚拟电厂发展


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2022年5月30日和6月1日,发改委联合国能局、财政部等部门分别印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案的通知》和《“十四五”可再生能源发展规划》,强调目前新能源步入高质量发展新阶段,而电网的适应性问题是新阶段制约新能源发展的主要因素之一。


6月21日,山西省能源局正式印发国内首份虚拟电厂运营管理文件——《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》,积极引导发、用、储侧资源共创电网平衡。7月8日,市场监管总局等16部门发布关于印发贯彻实施《国家标准化发展纲要》行动计划的通知,提出加强新型电力系统标准建设。


据国家电网报报道,6月30日,依托自主研发的智慧虚拟电厂平台,国网浙江综合能源服务有限公司聚合3.38万千瓦响应资源参与省级电力需求响应市场交易。


虚拟电厂是一种将不同空间的可调负荷、储能、微电网、充电桩、分布式电源等可控资源聚合起来的智慧能源系统,并以此作为一个特殊电厂实现对电力资源的自主协调及优化控制。


虚拟电厂的核心是集控平台,集控平台一方面可以对收集的充电桩、居民用电等数据进行分析,做到需求侧的精准响应及管理,当需求侧供电量不足时,可以作为“正电厂”向电力系统供电,当发电侧电量过大,需求侧难以负荷时,又可以作为“负电厂”加大负荷消纳电力系统电力,帮助电力市场削峰填谷,平滑新能源并网给电网带来的一系列影响;另一方面可以与大电网与电力市场互通,不仅有助于优化整个电网系统,还能为内部聚合的企业、用户、充电桩、储能、分布式能源等市场主体提供参与电力市场化交易的途径,让他们都可以成为微型发电机,参与电力市场交易,从而获取套利收益。


国外虚拟电厂发展现状


虚拟电厂(VPP)理论和实践在发达国家已经成熟且各有侧重。其中,美国以可控负荷的需求响应为主,参与系统削峰填谷;日本侧重于用户侧储能和分布式电源,以参与需求响应为主;欧洲以分布式电源的聚合为主,参与电力市场交易。


美国电力市场环境开放,目前是世界上实施需求响应(DR)项目最多、种类最齐全的国家,也是较早开展需求侧管理的国家之一,经验丰富。其批发市场约有28GW的需求侧资源参与其中,约占高峰需求的6%。当前,许多州都在试验家庭虚拟电厂技术,有助于整合更多的屋顶光伏和储能,同时都在扩大基于时间的费率试点,特别是与电动汽车的非高峰充电有关。


日本自2011年开始高度重视需求响应技术开发和推广应用。2015年,日本政府出台了《日本再兴战略(2015)》,首次明确提出推广VPP政策。2016年,《能源革新战略》又进一步提出了推动VPP技术开发的示范项目计划(2016-2020)。目前,日本正在开展典型的跨空间自主调度型虚拟电厂试验项目。据日本信息产业省测算,到2030年日本的VPP装机容量可达3770万千瓦,VPP/DR投资总和预计将达到730亿日元。日本推广VPP(DR)的重点集中在住宅、办公大楼、工厂、商业设施、公共事业和电动汽车等六大领域,以“光伏+储能”为主要形式,其商业模式主要见下图。


德国的虚拟电厂已经完全实现商业化。德国虚拟电厂运营商的一项主要业务是在批发市场销售100kW以上中型可再生能源电厂生产的电量,在日前市场优化其售电,使这些电厂成为虚拟电厂资源。此外,虚拟电厂还有利于如生物质发电和水电这些灵活性较高的机组从日间市场和平衡市场中获利。除可再生能源电厂外,燃气热电联产、电池储能、应急发电机和需求响应等都可作为虚拟电厂资源。


德国虚拟电厂的主要应用场景为通过电力市场的灵活电价,引导电厂管辖内系统优化发用电成本,优化交易收益。在德国,与虚拟电厂配套的上中下游产品已经逐渐完备,虚拟电厂除直接参与电力市场进行交易之外,溢价部分与客户分成,还参与电网系统辅助服务(二次、三次调频)来收取服务佣金,同时针对不同用户都有相应的售电套餐。根据运营商不同,德国的虚拟电厂大致可分为三种类型:独立虚拟电厂运营商、大型电力公司(跨国、地区和市级企业)以及新型市场参与者。

国内虚拟电厂发展现状


目前,国内虚拟电厂仍处于初级阶段,以试点示范为主。在我国,主要以需求响应为主流,而虚拟电厂可以理解为需求响应的升级版。虚拟电厂的侧重点在于增加供给,会产生逆向潮流现象,而需求响应侧重点强调削减负荷,不会发生逆向潮流现象。依据外围条件的不同,虚拟电厂的发展可分为三个阶段,分别为邀约型、市场型以及跨空间自主调度型虚拟电厂。当前,我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段,呈现以下几个特点:


一是虚拟电厂政策还有待完善,亟待出台国家和省级层面专项政策。


目前,国家层面还没有出台专项的虚拟电厂政策,省级层面仅有上海、广东、山西分别出台了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作的批复》(2020.9.16)、《广州市虚拟电厂实施细则(征求意见稿)》(2021.6.30)和《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》(2022.6.23)。


与虚拟电厂相关的政策主要涉及需求响应、辅助服务等。为调动用户侧资源响应电力系统积极性,在2013年需求侧试点基础上,上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了需求响应新政策,资金补偿来源于尖峰电价、新能源交易等富余资金。


同时,辅助服务政策各省也正在陆续出台,目前江苏、湖北、辽宁、湖南、河南、安徽、福建、贵州、江西等省区,以及东北、华东等五大区域出台或对电力辅助服务政策进行了修订。与此同步,华北、华中、浙江、江苏等地能源主管部门开放了虚拟电厂等第三方主体和用户资源参与调峰辅助服务身份。


二是虚拟电厂总体处于试点示范阶段,且省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台。


虚拟电厂目前开展虚拟电厂试点的省份最具特色的是上海、冀北、广东、山东等。江苏主要参与需求响应市场而非严格意义上的虚拟电厂,上海主要以聚合商业楼宇空调资源为主开展虚拟电厂试点,冀北主要参与华北辅助服务市场为主,广东主要以点对点的项目测试为主,山东试点项目目标是开展现货、备用和辅助服务市场三个品种交易、完成现货和需求响应两个机制衔接及建设一个虚拟电厂运营平台。


开展虚拟电厂市场主体主要有冀北电力公司、上海供电公司、合肥供电公司、国网综合能源服务集团有限公司、南方电网公司、国电投公司等。目前,省级层面还缺乏统一的虚拟电厂平台。已建的虚拟电厂平台参差不齐,没有统一的标准和接口,主要是分散的不同市场主体自建虚拟电厂为主,但并没有统一接入到统一的省级/市级/区域级虚拟电厂平台上,实现与大电网的互动控制。


三是大部分虚拟电厂试点实现了初步的用户用能监测,鲜有项目实现虚拟电厂的优化调度及对分布式能源的闭环控制。


虚拟电厂技术主要包括计量技术、通信技术、智能调度决策技术、信息安全防护技术。在虚拟电厂控制各种分布式能源发电设备、储能系统以及可控负荷的过程中,对其协调控制是关键和难点,但目前该功能还有待完善。


从聚合的资源来看,主要以负荷侧可调资源为主,尤其是工业负荷、商业楼宇空调负荷、蓄热式电采暖为主,外加一些充电桩和储能车等资源,而对于容量大、资源多而广的分布式光伏等可再生能源不可控,且精准预测能力不足。


四是虚拟电厂商业模式仍不清晰,均处于探索阶段。当前虚拟电厂商业模式尚不清晰,更多的是通过价格补偿或政策引导来参与市场。


江苏主要参与需求响应,进行削峰填谷,在实践规模、次数、品种等方面均位居国内前列;上海主要参与需求响应、备用和调峰三个交易品种,是国内参与负荷类型最多、填谷负荷比例最高、参与客户最多的;冀北主要参与调峰为主的辅助服务市场,以促进消纳风电、光伏等可再生能源的填谷服务为主,是少有的完全市场化运营模式;广东主要参与需求响应市场,尽管其调频辅助市场已经运行,但由于技术难题尚未解决,用户侧资源仍未纳入到调频辅助服务中;山东试点主要参与现货能量、备用和辅助服务市场交易,完成报价保量参与日前现货、需求侧管理机制的衔接,逐步从政策补贴向市场化过渡。


路还很远


与欧美相比,中国的虚拟电厂起步时间较晚,但近年来地位不断提升。


当然,目前中国的虚拟电厂整体仍处于发展初期,项目以研究示范为主,普遍由政府主导、电网实施,远没有到市场驱动的阶段。


有分析认为,虚拟电厂的发展与电力市场建设情况相适应,电力市场建设越发达的地方,虚拟电厂往往发展更快。


“如果没有电力市场,虚拟电厂只是一个小规模的发电厂,仅靠卖电不足以形成激励,收益会比较受限。”有业内人士称。


而进入电力市场,更大的制约在于电力价格的双轨制。


在电力市场中,并非所有电力用户都必须全部参与电力市场交易,考虑到各种因素,仍然会有部分电力用户长期执行政府核定的目录电价,如此就造成市场与计划“双轨制”并存运行的情况。


“作为一个市场主体来讲,虚拟电厂还要有一个清晰的、可进入到电力市场的准许模式,这样才逐渐能使虚拟电厂在电力市场的定位、参与、监管等方面明晰起来。”有评论称,现行情况下,行业更需要的是一个能够以虚拟电厂身份,进入到竞争性电力市场的先行者。


国家发改委给出的时间表是,到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求。


对于我国虚拟电厂的发展阶段,市场普遍认为,2025年前,虚拟电厂仍处于发展初期,各地因地制宜开展项目试点建设,形成中国第一代虚拟电厂的发展模式。


来源:金融界,能源新媒,金角财经

注:文章内的所有配图皆为网络转载图片,侵权即删!

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