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關于虛擬電廠這件事

2022-08-19 08:55:30 大云網　點擊量：評論 (0)

最近虛擬電廠的熱度較高，有朋友希望我寫點這方面的文章，那就做個命題小作文，僅供參考，請多指正。（來源：魚眼看電改作者：俞慶）虛擬...

最近虛擬電廠的熱度較高，有朋友希望我寫點這方面的文章，那就做個命題小作文，僅供參考，請多指正。

（來源：魚眼看電改作者：俞慶）

虛擬電廠并非新鮮事物

找了個不算權威的“搜狗百科”，發現虛擬電廠是1997年就有的概念。

電網企業最初的大用戶電能計量系統，叫做“大用戶負荷控制平臺”，對應的“負控終端”，本身就帶有負荷控制的功能設計，大概是2000年前后的事情。

說個題外話：那時候為了搞無線負控，在移動通信網絡不支持的條件下，采用的是230Mhz的數傳電臺作為通信手段，電網對電力移動通信專網的執念由此誕生。

2006年左右，Smart Grid概念出世，虛擬電廠也是作為Smart Grid的負荷側要素之一，包括了DR需求響應和ADR自動需求響應（Auto Demand Response）。

有專門的組織去做行業標準化的工作，比如IEC62939智能電網用戶界面，以及OpenADR（開放ADR組織）等。

虛擬電廠為何如今成為關注點

國內虛擬電廠至今才開始熱起來，這與中國電力行業的發展階段有關。2006年前后，Smart Grid概念在歐美的主要方向之一，是低壓配網及負荷側的創新，這與歐美電力行業早已過了輸電和配電領域建設高峰，電網側業務趨于飽和有關。

而中國的Smart Grid，在當時要解決電網卡脖子的問題，所以側重于電網建設，尤其是輸電網建設，因此走特高壓路線，整個行業對中低壓配網及負荷側關注度較低。

而如今，雖然特高壓在綠色電力的時代，依然是電網建設的主要方向之一，但是由于可再生能源的波動性、間歇性問題，倒逼行業關注負荷側資源的協調響應，才牽扯出對虛擬電廠的廣泛關注。

虛擬電廠的三代論

從國外的實踐來看，虛擬電廠技術已經發展了三代：

（資料來源：Bosch博世集團）

第一代虛擬電廠，以分布式電源（或者是單一資源類型）的集中式匯聚與協調為核心，基于傳統的工業自動化SCADA架構，主要面向電網內部服務。

第二代虛擬電廠，以源荷聚集（兩類資源）協調為核心，增加了負荷側資源匯聚功能，還是傳統的SCADA架構，除了為電網運營商服務，也參與到市場化的交易中（比如現貨市場、輔助服務市場等）。

第三代虛擬電廠，是多元資源的廣泛聚集，只要有調節能力的負荷側資源都可納入，探索形成新的商業模式，采用新的數字化模型（61850/62939），以新的數字化架構（云-邊-端協調）去實現，形成非常復雜的協作生態，甚至增加區塊鏈、DAO等新的技術要素。

虛擬電廠在中國

從中國的虛擬電廠實踐來看，大多數虛擬電廠還是第一代水平，少數項目部分具備第二代的特征，但遠未成熟。

虛擬電廠作為電力行業的一項技術產品，其發展受制于電力行業的開放度、市場化水平、專業化程度、以及數字化水平。

說得更直白一點，產業鏈的成熟度決定了虛擬電廠的發展空間。

當前中國電力行業的產業結構，在發電側屬于寡頭壟斷（少數發電集團之間的博弈），在電網側屬于自然壟斷（全國兩張網），在負荷側幾乎沒有成熟的服務商和市場環境。

在這樣的產業鏈結構中，虛擬電廠很難找到合適的生存土壤，離成熟尚遠。

在成熟的電力市場中，產業鏈各環節相對清晰，專業界限較為明確，每個環節相對都有成熟的商業模式，并且在自然壟斷環節之外的各環節，形成較為充分的市場競爭，客戶的市場意識也較高。逐步出現了獨立于輸電、配電和交易環節的“資源聚合商”角色，這是虛擬電廠的主要應用對象。

（資料來源：Bosch博世集團）

虛擬電廠的邏輯本質

第三代虛擬電廠的技術邏輯本質，在于匯聚一切可以調節的負荷側資源，以數字化手段形成資源池，并進行市場化變現。

第三代虛擬電廠最主要的創新，在于突破了“負荷”或者“光伏”這類單一資源聚集，把各種資源形式，比如三聯供、儲能、電動車V2G、小型熱電聯產、蓄熱蓄冷裝置等各種資源都進行聚合。

每個資源在時間上都可能具備負荷的上下調節能力，形成一個“陰影面積”，虛擬電廠就是把所有的陰影面積疊加，匯聚成一個巨大的陰影面積池，即資源池。

（資料來源：Bosch博世集團）

虛擬電廠在需求響應領域的變現

虛擬電廠本質上是一種技術產品，這個產品需要形成可行的商業模式，從目前來看，圍繞需求響應的變現是大家關注的重點。

但是需求響應的變現空間到底有多大，誰是付費方，這個問題又牽扯出電力體制改革的很多深層次問題，直接影響虛擬電廠的未來發展。

需求響應的商業本質是：以KW為單位的電力資源，在時間上的稀缺性問題。

我們以某省級電網的年度負荷曲線為例：

某一負荷值的年持續時間（概率），決定了它的稀缺性價值，大致可以分三檔：

1、該省電網的3%最尖峰負荷，年持續時間約10多小時。這是最稀缺的電力資源，如果電網要為這3%尖峰負荷去配置增量容量，需要巨大的投資。那么一旦這3%的尖峰負荷出現，過去電網會采取“有序用電”方案，現在以“電網級虛擬電廠”的方式進行建設，并且補貼給用戶。

最稀缺的電力資源，如果進入市場必然是最豐厚的回報，這塊資源電網自行掌握，相關投資作為電網安全穩定的成本，進入輸配電價。

2、3%~8%的尖峰負荷，年持續時間大約幾十小時。這部分資源，有兩種變現方式，其一是少部分省份進入輔助服務市場，以市場化方式采購，但是輔助服務市場是批發側市場，玩家都是大體量，交易門檻較高，中小型負荷集成商很難進入。其二是大部分省份目前采用非市場化的“政策性需求響應”，以事件的方式，或者是直調資源補償的方式。從目前看，每年執行的次數較少，且價格非市場形成，無法對參與者構成足夠的刺激，負荷集成商能保本就算不錯。

3、8%以下的這部分，年持續時間在幾十~幾百小時。這部分資源，有賴于電力現貨的價格信號，售電公司以偏差成本控制的方式進行響應，目前市場化水平也較低，要看后續現貨市場的成熟度提升。

所以就變現的空間和模式上看，由于中國電力市場正處于轉軌過程中，雙軌制運行對虛擬電廠的發展制約較大，且涉及到多方面的改革推進，至少在短期內，虛擬電廠在需求響應這個商業模式里，并不可能出現國外成熟電力市場那樣的高回報空間。

當然，虛擬電廠的商業模式，不僅僅是在需求響應，還有別的很多場景，這里不過多展開。

虛擬電廠在中國，更深層次的問題

不管虛擬電廠在一些能源創業者口中，被說成是多么有前途的技術，其在中國電力行業的實踐，還需要解決更深層次的問題。

我曾經問過某電網自建的虛擬電廠平臺運營方：你們接入了多少多少的場站，簽訂了多少多少合同，也匯聚了多少多少MW的負荷，那么真正需要執行響應的時候，客戶的參與率到底是多少？第二年、第三年的參與率變化是怎么樣？

他的回答是：低到不好意思說。

個人認為這里包含了兩方面的問題：

1、電力用戶的市場化意識和使用習慣培育問題

大多數企業并不具備負荷管理能力，在現有的電價體系下，也很難真正意識到負荷的時間價值。而且對企業來說，用電是剛需，這個剛需到底有多剛，企業為了錯避峰運行，需要如何調整負荷，這個調整對企業的代價有多大，這個代價是不是有足夠的激勵補償？

這些問題還需要不斷的回答和探索，至少目前的價格機制是無法做到充分激勵的，這也是虛擬電廠起不來的原因之一。

2、缺乏專業運營能力與企業信任度