解读现货市场环境下虚拟电厂智慧管理平台建设--南瑞郑涛PPT

虚拟电厂是什么，它凭什么参与电网互动

虚拟电厂不是实体电厂，而是通过先进的信息通信、协调控制、智能计量等技术，把地理位置分散的分布式电源、可控负荷和储能等资源聚合起来，作为一个特殊电厂参与电网运行和电力市场。它的构成要素包含分布式能源、储能和可控负荷三类，功能上承担资源聚合与协调优化，业务上同时服务于电网运行和电力市场两个维度。

从作用看，虚拟电厂一方面缓解分布式发电对配网运行及电能质量的影响，另一方面促进分布式能源高效利用和发电消纳。储能可以补偿分布式发电出力波动性和不可控性，可控负荷则作为主网调节资源的补充和备用。

从1997到2022，国内外发展路径差异明显

虚拟电厂概念自1997年提出以来受到欧洲、北美和澳洲多国广泛关注。欧洲以聚合中小型分布式发电单元为主要目标，代表性项目包括2007年荷兰PMPVV项目、2009年欧盟FENIX项目；北美较少采用"虚拟电厂"概念，主要推进利用用户侧可控负荷的需求响应，如2016年美国ConEdison项目；澳洲以聚合光伏和储能电池为主要目标。

国内初步形成虚拟电厂成套解决方案，处于示范研究阶段。2019年上海、冀北虚拟电厂示范项目启动，2021年深圳、广州虚拟电厂试点项目落地，2022年山西省虚拟电厂建设项目推进。2022年6月，山西省能源局印发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，该方案为全国首个省级虚拟电厂运营管理方案。

山西实践：现货背景下全国首个省级虚拟电厂

山西虚拟电厂是现货市场环境下全国首个省级虚拟电厂。其核心目标是建设现货背景下虚拟电厂市场化运营体系，挖掘虚拟电厂在电力市场中的商业价值，实现参与电力中长期和现货市场交易。

根据方案，目前正在进行"负荷类"虚拟电厂建设，以售电公司的高级形态，按照"负发电"模式报量报价参与现货电能量市场交易。2022年8月，山西省能源局印发了《关于组织申报虚拟电厂项目的通知》，规定了"负荷类"虚拟电厂项目申报的相关事宜。

解决现货交易痛点的两项关键技术

现货电价预测采用随机森林算法。输入参数包括负荷预测、新能源发电预测、联络线计划、是否为节假日、必开机组、必停机组和检修容量等，通过n个决策树输出预测结果后取平均，得到随机森林预测值，并与实际价格走势进行校验对比。输出的日前价格和现货商价空间为交易决策提供基础。

交易辅助决策则将负荷预测结果作为预估实际用电量得到策略前日前申报电量，将现货价格预测结果进行实时及日前的比较计算价差。通过价差经验权重W1和价差方向历史相同概率P两个维度进行数据归一化处理，调整系数e=W1×Δp+W2×P，自动计算出96点申报电量。

分区分类分层分级：精准协调控制的实现方式

南瑞方案的控制架构分为平台层、聚合层和设备层。调节能力逐级上报：聚合层上报日前、日内、实时的聚合调节能力，设备层上报机组能力、响应时间、上调下调能力等。调控策略逐级下发分解：从日前分区调节指令到日内聚合调节指令，再到实时机组调节指令，层层细化。

设备层通过数据采集获取设备在线状态、实时功率和异常告警信息，由PLC、DCS等执行控制策略。这种分区分类分层分级的精准协调控制机制，实现了从平台到设备的全链路控制闭环。

南瑞方案的四个创新突破

南瑞方案的服务对象多元，涵盖能源局、能监办等政府监管部门，调度、交易、营销等电网运营管理部门，以及售电公司、虚拟电厂运营商、负荷聚合商和电力用户等市场主体，通过责任区配置实现差异化功能。

在交易品种上，支持电力中长期市场、现货市场与辅助服务市场等多类品种，提供对应量价辅助申报策略。业务链条贯通准入、测试、并网、交易、控制、结算、退出等全流程。此外采用多租户代理模式，面向中小型虚拟电厂运营商提供软硬件隔离的系统租赁服务，实现便捷接入。

痛点与展望：从源随荷动到源荷互动

当前虚拟电厂生态体系涉及发电侧、用户侧、运营机构、电力交易中心等多方主体，面临多方诉求兼顾、用户资源组织、项目投资收益等痛点。运营机构需要协调大用户、发电企业、调度和交易中心各方利益。

随着双碳战略目标推进及新型电力系统建设加快，虚拟电厂将在电碳耦合等场景下发挥更大作用，需持续加强顶层设计、技术攻关和模式创新。核心理念是从"源随荷动"转向"源荷互动"，引入市场化机制，通过数据清洗、资源聚合、特性分析、负荷预测、电价预测、优化调控和报价策略等技术研究，支撑虚拟电厂参与电能量市场、需求响应和辅助服务。

山西虚拟电厂目前聚合用户数量6个，设备数量38个，涉及3类行业和34种设备类型，总实时负荷656MW。上调节能力343MW，下调节能力262MW。在现货市场交易方面，总调节电量达到5363MWh，总交易补贴3794万元，煤炭节约423吨。这些数据反映出虚拟电厂在负荷侧资源聚合和现货市场参与方面已具备一定规模。

以2021年6月20日为例，优化申报策略后批发市场电费结算从94.92万元降至91.78万元，零售市场电费结算保持在121.52万元不变，售电公司电费收入从26.60万元提升至29.73万元。度电成本从186.08元/MWh降至179.94元/MWh，度电收益从52.15元/MWh提升至58.29元/MWh，经复盘分析平均度电收益提高约13%。