【天风证券】新能源消纳系列报告（三）：虚拟电厂：电力交易多样化，促进消纳的新模式.pdf

2023-09-10

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前言：虚拟电厂——聚合可灵活调节的分布式能源，参与电力市场交易的新方式

虚拟电厂：聚合灵活性资源、参与电力市场交易，从而提高电网调控能力、获取收益

可再生能源具备弱可观性、弱可控性、弱可测性等特性，近年装机渗透率的不断提高使得电力系统的灵活性下降，形成了电网调控能力的加强需求。随着近年稳定的火电等优质发电资源的发电占比下降、发电功率及电能质量具有波动性的新能源发电占比提升，我国电网出现调控能力下降的问题。新的电源结构变化下，电力系统的安全稳定运行有了加强需求。同时，某些时段可再生能源出力过剩，弃风弃光问题同样凸显。在此背景下，为提高电网调控能力、促进新能源消纳，我国电网亟需调峰调频等灵活资源，以保证电力系统的安全稳定运行。

目前我国发电侧集中式风电、光伏电站的消纳问题主要通过强制配储、直接参与电力市场交易等方式完成，但由于分布式能源容量较小、地理位置分散、出力间歇性等问题，电网调度机构很难直接对其进行有效调控、达到提高电网调控能力&促进新能源消纳能力的目的。

对分布式能源的调控需求催生具备分布式资源聚合调控能力的虚拟电厂（VirtualPowerPlant，VPP）。虚拟电厂将风电、光伏、可控分布式能源、储能、柔性负荷等多种分布式资源聚合为一个虚拟整体，通过智能管理手段对外制定竞标策略、整体参与电力市场交易从而获得市场收益，对内协调成员运行并合理分配收益。虚拟电厂因可有效聚合分布式资源，并对地理位置与组成无特定要求，成为了一种灵活性强、适应度高、经济性好的新兴调控方式。

1、收益模式：虚拟电厂可通过参与调峰/调频辅助服务市场、需求侧响应市场等方式获取收益

收益模式1：参与电网调峰辅助服务市场

虚拟电厂参与调峰辅助服务市场，是指在电网调峰能力不足时段，调整自身用电曲线（包括减少出力、增加负荷等），缓解电网负荷高峰资源不足。目前我国的华北、华中、上海、山东、浙江、甘肃等地区已有相关政策文件，对虚拟电厂参与调峰市场的准入条件、报价与出清、结算方式等做出了规定。归纳看：准入条件：对虚拟电厂可调容量、信息采集能力、持续响应时间等做出要求；较为特殊的是弃风弃光问题较为突出的甘肃地区，规定用户侧电储能可与新能源电厂签订协议形成虚拟电厂，以解决弃风弃光问题或参与电网调峰调频。报价、出清、结算方面：主要包括日前、日内市场，部分地区涵盖中长期、实时市场；结算方面华北、浙江市场考核偏差电量。

收益模式2：参与电网调频辅助服务市场

调频辅助服务市场主要包括一次调频、二次调频。目前，浙江、江苏两个地区明确虚拟电厂可分别作为第三方独立主体、综合能源服务商的身份参与电网调频辅助服务市场，并获得收益。具体看：参与服务方式：浙江地区可参与一次调频&二次调频；江苏地区可参与一次调频；二次调频即虚拟电厂通过灵活调控其内部分布式资源，使其整体外特性追踪调度机构下达的自动发电控制信号（AGC），提供调频服务。例如，虚拟电厂可通过控制策略安排电动汽车参加电网调频，将光伏或风电与储能结合构成联合系统参加电网调频，有效改善电网经济效益与调频性能。报价、出清、结算：浙江地区采取市场化报价形式出清；江苏地区由统调火电机组报价，储能电站、辅助服务提供商（即虚拟电厂）以市场最高成交价出清。两个地区对调频性能均有考核。

收益模式3：参与需求响应市场

除发电侧的灵活性电源调节外，从用户的需求侧引导调节电力负荷、促进新能源消纳同样重要。负荷聚合商聚合用户侧响应资源参与需求响应市场，可以有效挖掘传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电、智慧用电设施等资源响应潜力，既能发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡，又能为用户创造收益。

2023年5月国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，其中提及：

积极拓宽需求响应主体范围：各类经营性电力用户均可参与需求响应，有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应。

提升需求侧响应能力：到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。据《新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判》，2025年全国全社会最大用电负荷预计将达15.4亿 KW-16.6亿KW，以最低要求3%测算对应2025年全国需求响应能力将达4.6-4.98GW。

建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制：根据“谁受益、谁承担”的原则，支持具备条件的地区，通过实施尖峰电价等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。

2、市场参与主体：国内以电网、发电集团为主导，海外市场现已涌现出形成规模的第三方运营商

海外：市场参与主体包括电网、政府、电力公司、第三方运营商等

在政策法规、市场机制、技术手段等方面普遍相对更完善的背景下，海外虚拟电厂运营主体更加多元化、市场化。当前海外虚拟电厂的市场参与主体主要包括：1）虚拟电厂平台建设方：独立第三方运营商、电网公司、大型电力公司等；2）虚拟电厂参与方：包括大型电力公司（具备发电、负荷资源）、装备制造商（具备分布式能源资源）、社区用户等。分地区看： 1、德国：虚拟电厂运营商包括独立运营商、大型电力公司、设备制造商。独立运营商：典型公司包括Next-Kraftwerke、GETEC Energie、Entelios等，通过聚合多种发电、负荷设备，基于大数据的智能算法，使可再生能源发电机组和工业用户更加灵活、快速的响应价格信号。大型电力公司：作为平衡集团责任方，将自己的分布式能源资源聚合到虚拟电厂中，利用灵活性资源满足用户需求。装备制造商：将业主的分布式能源资源聚合到虚拟电厂中。

英国：由独立虚拟电厂运营商推动开发虚拟电厂项目，建立了分别基于电网公司、社区（用户）、发电企业的商业模式。其中, 基于电网公司的平台模式由政府监管、电网运营商参与共建；基于社区（用户）的商业模式侧重挖掘用户间电能互补潜力；基于发电企业的模式主要是解决聚合资源的整体优化协调控制的问题。

美国：虚拟电厂的建设和运营主体包括配售电电力公司、独立第三方虚拟电厂公司，参与方包括电力公司、第三方聚合商、居民和工商业用户等。商业模式包括政府管理模式（非盈利的准政府机构负责运营管理）、电网管理模式（电网公司作为项目执行者）、独立第三方管理模式（第三方节能服务机构）。

国内：虚拟电厂仍处试点探索阶段，参与主体以电网公司主导的示范项目为主

现阶段国内虚拟电厂市场建设仍处初期探索阶段，形成区域级规模的市场参与主体主要为电网公司主导的示范项目。目前国网、南网均有电网公司主导的虚拟电厂示范工程，形成了一定规模的的区域性虚拟电厂交易平台：

南网区域：2023年7月，分布式源荷聚合服务平台在广州、深圳、柳州同步开展虚拟电厂联合调控，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应。该平台通过先进的数字互联技术，聚合了三地储能系统、可控负荷、电动汽车等不同类型的分布式能源，并将碎片化电力资源在更大范围内实现共享互济和优化配置；同时，按照市场化的手段，应用当前的响应规则，让电力资源参与系统调节获取收益。截至23年7月，该平台已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，聚合分布式资源规模10751MW，其中可调节能力 1532MW。

国网区域：当前国网体系下多个市场主体均已开启虚拟电厂应用，对比南网区域，国网区域虚拟电厂项目的参与主体更多（包括省级电网公司、国网子公司等）。包括华北电网开展了虚拟电厂参与辅助服务市场交易、国家电网浙江综合能源公司智慧虚拟电厂平台、国网冀北公司建设的泛在电力物联网虚拟电厂示范工程等。如23年8月，国网信通产业集团信通研究院联合高邮市政府、国网扬州供电公司、国电投中能合纵公司共同策划和参与的江苏“绿心”高邮县域城市虚拟电厂正式投运，该项目围绕“供需对接平台、峰谷调度平台、指标交易平台”功能定位，构建了“市场化源网荷储互动+能效服务+县域特色能源市场” 新模式，实现了虚拟电厂以政府主导、电网公司统筹、市场化运营、全社会参与的可持续新业态。截至23年8月，高邮市一期 “绿心”虚拟电厂已初步接入11家工商业用户，负荷总计356MW，其中楼宇负荷41MW、工业负荷280MW、电动汽车充电桩 3.3MW。通过虚拟电厂协调调控，在迎峰度夏期间，采用日前邀约、日内调整、日后结算的市场化激励方式，最大可削减 31.96MW负荷，约占当地去年最高压降负荷的20%。

3、虚拟电厂关键技术：完成各类资源的“聚合”和 “解聚”，作为统调并网对象参与电力市场交易

系统结构：横向看，虚拟电厂系统主要分为站控层、过程层和资源层三层逻辑结构

虚拟电厂系统主要分为三层逻辑结构：站控层、过程层和资源层，由下往上各个逻辑层级实现的主要应用功能如下：

资源层：包括系统可接入的分布式发电、用户侧储能、各类可中断（如充换电站）、可调负荷资源（如楼宇空调系统）等。各用户资源接入虚拟电厂系统，参与优化调度计算及聚合解聚算法的执行，进而与电网进行互动，实现调频、调峰等目标。

过程层：由各类智能终端组成（包括协议转换接口、微型纵向加密及通信模块），智能终端安装在用户资源现场的数据采集、通信、控制设备柜内，对资源的实时运行数据进行采集和测量，并通过通信远程传送至虚拟电厂站控层进行优化调度计算。同时，智能终端接收虚拟电厂站控层下发的控制命令，实现对资源的本地调节控制。

站控层：即虚拟电厂系统管理平台，上行与电力调控中心通信，接收调度下发的调频、调峰AGC指令；下行主要与智能终端的数据通信，获取接入用户资源的测量数据及用户资源模型建立及运行，基于所采集的数据实现对资源灵活性预测、聚合与解聚的优化计算，并下发优化运行结果自动功率控制指令至智能终端设备。

关键技术实现的具体案例：储能作为可调节资源接入虚拟电厂

系统结构：虚拟电厂站控层平台与智能终端、智能终端与储能EMS装置分别进行数据交互。虚拟电厂站控层平台通过智能终端与储能用户接口通信，储能电站能源管理系统（EMS）装置与现场的表计、保护装置及储能集装箱通信连接。智能终端：起到承上启下的作用，并监控EMS装置执行的正确性，对上行及下行报文进行分析。 EMS装置：1）作为协议转换装置，将电能表计、保护装置及储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）等转换为统一的通信协议与虚拟电厂交互；2）作为储能电站数据采控、存储、逻辑及策略执行单元，在计划模式下，储能电站调峰时，虚拟电厂在调峰前一日下发96点曲线至智能终端，智能终端下发96点曲线至EMS 装置存储，调峰当日，EMS装置下发曲线至储能电站执行；调度AGC模式下，跟随调度指令执行。

报告节选：

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