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关于虚拟电厂这件事

2022-08-19 08:55:30 大云网　点击量：评论 (0)

最近虚拟电厂的热度较高，有朋友希望我写点这方面的文章，那就做个命题小作文，仅供参考，请多指正。（来源：鱼眼看电改作者：俞庆）虚拟...

最近虚拟电厂的热度较高，有朋友希望我写点这方面的文章，那就做个命题小作文，仅供参考，请多指正。

（来源：鱼眼看电改作者：俞庆）

虚拟电厂并非新鲜事物

找了个不算权威的“搜狗百科”，发现虚拟电厂是1997年就有的概念。

电网企业最初的大用户电能计量系统，叫做“大用户负荷控制平台”，对应的“负控终端”，本身就带有负荷控制的功能设计，大概是2000年前后的事情。

说个题外话：那时候为了搞无线负控，在移动通信网络不支持的条件下，采用的是230Mhz的数传电台作为通信手段，电网对电力移动通信专网的执念由此诞生。

2006年左右，Smart Grid概念出世，虚拟电厂也是作为Smart Grid的负荷侧要素之一，包括了DR需求响应和ADR自动需求响应（Auto Demand Response）。

有专门的组织去做行业标准化的工作，比如IEC62939智能电网用户界面，以及OpenADR（开放ADR组织）等。

虚拟电厂为何如今成为关注点

国内虚拟电厂至今才开始热起来，这与中国电力行业的发展阶段有关。2006年前后，Smart Grid概念在欧美的主要方向之一，是低压配网及负荷侧的创新，这与欧美电力行业早已过了输电和配电领域建设高峰，电网侧业务趋于饱和有关。

而中国的Smart Grid，在当时要解决电网卡脖子的问题，所以侧重于电网建设，尤其是输电网建设，因此走特高压路线，整个行业对中低压配网及负荷侧关注度较低。

而如今，虽然特高压在绿色电力的时代，依然是电网建设的主要方向之一，但是由于可再生能源的波动性、间歇性问题，倒逼行业关注负荷侧资源的协调响应，才牵扯出对虚拟电厂的广泛关注。

虚拟电厂的三代论

从国外的实践来看，虚拟电厂技术已经发展了三代：

（资料来源：Bosch博世集团）

第一代虚拟电厂，以分布式电源（或者是单一资源类型）的集中式汇聚与协调为核心，基于传统的工业自动化SCADA架构，主要面向电网内部服务。

第二代虚拟电厂，以源荷聚集（两类资源）协调为核心，增加了负荷侧资源汇聚功能，还是传统的SCADA架构，除了为电网运营商服务，也参与到市场化的交易中（比如现货市场、辅助服务市场等）。

第三代虚拟电厂，是多元资源的广泛聚集，只要有调节能力的负荷侧资源都可纳入，探索形成新的商业模式，采用新的数字化模型（61850/62939），以新的数字化架构（云-边-端协调）去实现，形成非常复杂的协作生态，甚至增加区块链、DAO等新的技术要素。

虚拟电厂在中国

从中国的虚拟电厂实践来看，大多数虚拟电厂还是第一代水平，少数项目部分具备第二代的特征，但远未成熟。

虚拟电厂作为电力行业的一项技术产品，其发展受制于电力行业的开放度、市场化水平、专业化程度、以及数字化水平。

说得更直白一点，产业链的成熟度决定了虚拟电厂的发展空间。

当前中国电力行业的产业结构，在发电侧属于寡头垄断（少数发电集团之间的博弈），在电网侧属于自然垄断（全国两张网），在负荷侧几乎没有成熟的服务商和市场环境。

在这样的产业链结构中，虚拟电厂很难找到合适的生存土壤，离成熟尚远。

在成熟的电力市场中，产业链各环节相对清晰，专业界限较为明确，每个环节相对都有成熟的商业模式，并且在自然垄断环节之外的各环节，形成较为充分的市场竞争，客户的市场意识也较高。逐步出现了独立于输电、配电和交易环节的“资源聚合商”角色，这是虚拟电厂的主要应用对象。

（资料来源：Bosch博世集团）

虚拟电厂的逻辑本质

第三代虚拟电厂的技术逻辑本质，在于汇聚一切可以调节的负荷侧资源，以数字化手段形成资源池，并进行市场化变现。

第三代虚拟电厂最主要的创新，在于突破了“负荷”或者“光伏”这类单一资源聚集，把各种资源形式，比如三联供、储能、电动车V2G、小型热电联产、蓄热蓄冷装置等各种资源都进行聚合。

每个资源在时间上都可能具备负荷的上下调节能力，形成一个“阴影面积”，虚拟电厂就是把所有的阴影面积叠加，汇聚成一个巨大的阴影面积池，即资源池。

（资料来源：Bosch博世集团）

虚拟电厂在需求响应领域的变现

虚拟电厂本质上是一种技术产品，这个产品需要形成可行的商业模式，从目前来看，围绕需求响应的变现是大家关注的重点。

但是需求响应的变现空间到底有多大，谁是付费方，这个问题又牵扯出电力体制改革的很多深层次问题，直接影响虚拟电厂的未来发展。

需求响应的商业本质是：以KW为单位的电力资源，在时间上的稀缺性问题。

我们以某省级电网的年度负荷曲线为例：

某一负荷值的年持续时间（概率），决定了它的稀缺性价值，大致可以分三档：

1、该省电网的3%最尖峰负荷，年持续时间约10多小时。这是最稀缺的电力资源，如果电网要为这3%尖峰负荷去配置增量容量，需要巨大的投资。那么一旦这3%的尖峰负荷出现，过去电网会采取“有序用电”方案，现在以“电网级虚拟电厂”的方式进行建设，并且补贴给用户。

最稀缺的电力资源，如果进入市场必然是最丰厚的回报，这块资源电网自行掌握，相关投资作为电网安全稳定的成本，进入输配电价。

2、3%~8%的尖峰负荷，年持续时间大约几十小时。这部分资源，有两种变现方式，其一是少部分省份进入辅助服务市场，以市场化方式采购，但是辅助服务市场是批发侧市场，玩家都是大体量，交易门槛较高，中小型负荷集成商很难进入。其二是大部分省份目前采用非市场化的“政策性需求响应”，以事件的方式，或者是直调资源补偿的方式。从目前看，每年执行的次数较少，且价格非市场形成，无法对参与者构成足够的刺激，负荷集成商能保本就算不错。

3、8%以下的这部分，年持续时间在几十~几百小时。这部分资源，有赖于电力现货的价格信号，售电公司以偏差成本控制的方式进行响应，目前市场化水平也较低，要看后续现货市场的成熟度提升。

所以就变现的空间和模式上看，由于中国电力市场正处于转轨过程中，双轨制运行对虚拟电厂的发展制约较大，且涉及到多方面的改革推进，至少在短期内，虚拟电厂在需求响应这个商业模式里，并不可能出现国外成熟电力市场那样的高回报空间。

当然，虚拟电厂的商业模式，不仅仅是在需求响应，还有别的很多场景，这里不过多展开。

虚拟电厂在中国，更深层次的问题

不管虚拟电厂在一些能源创业者口中，被说成是多么有前途的技术，其在中国电力行业的实践，还需要解决更深层次的问题。

我曾经问过某电网自建的虚拟电厂平台运营方：你们接入了多少多少的场站，签订了多少多少合同，也汇聚了多少多少MW的负荷，那么真正需要执行响应的时候，客户的参与率到底是多少？第二年、第三年的参与率变化是怎么样？

他的回答是：低到不好意思说。

个人认为这里包含了两方面的问题：

1、电力用户的市场化意识和使用习惯培育问题

大多数企业并不具备负荷管理能力，在现有的电价体系下，也很难真正意识到负荷的时间价值。而且对企业来说，用电是刚需，这个刚需到底有多刚，企业为了错避峰运行，需要如何调整负荷，这个调整对企业的代价有多大，这个代价是不是有足够的激励补偿？

这些问题还需要不断的回答和探索，至少目前的价格机制是无法做到充分激励的，这也是虚拟电厂起不来的原因之一。

2、缺乏专业运营能力与企业信任度