解读新型电力系统背景下虚拟电厂实践PPT

虚拟电厂到底是什么：一种跨空间的源网荷储集成商

材料对虚拟电厂给出的定义很明确：它是能源与信息技术深度融合的重要方向，将不同空间的可调负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。

定义之外，材料强调虚拟电厂是一种跨空间的、广域的源网荷储能量交互的集成商，通常分为电源型、负荷型和混合型，具有源荷双重身份。其物理架构按云、管、边、端四层组织：云是VPP管控平台，与电网运营商、电力交易平台和边缘服务器互联；管是专网或公网通信网络；边是边缘服务器；端是监测与调控装置，采集电、热、环境参数并执行控制操作。

与需求响应是什么关系：共同点在需求侧，区别在聚合对象

材料专门用一节区分虚拟电厂和需求响应。二者的共同点在于：均以市场化方式引导需求侧资源配合电网运行调节，均以需求侧可调负荷资源、储能及分布式电源为主要聚合对象，通过物联网、云计算等先进信息通信技术将各类资源在线监测和优化调控。

区别也很清晰。需求响应侧重于通过临时调整用电功率或启停用电设备来缓解电力系统调峰压力；而

。从这一对比可以看出，虚拟电厂的聚合对象更宽、参与市场的层次更深，而需求响应更偏短时调节。

国外怎么做的：澳德美三国各有侧重

材料选取澳大利亚、德国、美国三个案例。澳大利亚2019年7月由能源市场运营商AEMO启动为期2年、8个试点的示范项目，约7150用户签约，规模总计31MW，聚合资源以用户侧储能为主，主要提供频率控制辅助服务；截至2021年1月，参与紧急频率控制辅助服务市场收益约238万澳元。

德国NextKraftwerke于2009年成立并建立欧洲最大的虚拟电厂，截至2020年6月规模约8200MW、聚合单元超过9500个，聚合沼气电厂、热电联产、水电、光伏、电池储能、电动汽车、工业负荷等，通过NEMOCS平台调控；截至2020年6月能源交易量约15.1亿kWh，营业额约6.3亿欧元。美国截至2020年底建成投运虚拟电厂装机约1000MW，预计2029年北美市场规模达8600MW，试点项目超过20个、分布在14个联邦州。

国内三地实践：深圳、冀北、上海的差异化路径

深圳方面，2022年6月深圳市发改委发布《深圳市虚拟电厂落地工作方案（2022-2025）》，提出建成100万千瓦级可调能力、逐步形成年度最大负荷5%左右稳定调节能力；截至材料成稿，深圳平台已接入聚合商14家、接入装机容量约87万千瓦，分布式光伏容量21万千瓦。值得注意的是深圳形成了三类市场激励来源，包括广东省市场化需求响应补贴、深圳市政府本地固定补贴和南方电网区域两个细则的调峰调频固定价格补贴；试点中龙华区民兴苑V2G充电站自收到指令1分钟内充电功率降为零并反向送电，实现了电动汽车与电网互动的迅速调节。

冀北虚拟电厂采用云管边端体系架构，资源总容量358MW、最大调节能力204MW，覆盖张家口、秦皇岛、承德、廊坊、唐山，资源类型11类19家；自2019年起全程参与华北调峰辅助服务市场，在线连续提供调峰服务超过3200小时，累计消纳新能源电量3412万千瓦时，度电收益0.183元。上海则构建了调度—交易—运营一体化运营体系，已有12家虚拟电厂接入，分钟级可调度容量达6万千瓦、秒级达3万千瓦，初步形成1000MW发电能力；黄浦区约50%商业建筑接入平台、响应资源约60MW，2018年起累计发电调度超过1200幢次。

国内外差距在哪：从聚合资源到商业模式的四维对比

材料用一张对比表拉通国内外差距，集中在四个方面。聚合资源类型上，国外类型丰富，包含源侧、荷侧及储能等各类资源，尤其欧洲以分布式可再生能源为主；国内则以负荷侧资源调节为主，未能发挥分布式可再生能源加分布式储能的优势。

政策及市场成熟度上，国外辅助服务市场和电力现货市场机制完善；国内市场机制仍在探索，市场主体尚需培育，大部分省份以试点方式推进。技术成熟度上，国外协调控制技术可实现对各种可再生能源及负荷的灵活控制；国内分布式可再生能源风光无限，但协调控制策略有待完善。商业模式上，国外已实现商业化，主要通过电力市场交易利润分成、调峰调频市场收益、配置储能装置获得辅助服务收益三种途径；国内仍在探索，以需求响应市场及节能、用电监控等增值服务为主。

投资账怎么算：200万千瓦规模下的成本收益测算

材料以200万千瓦虚拟电厂建设为例做测算：接入日前级资源150万千瓦（其中50万千瓦支持填谷）、小时级资源30万千瓦（其中10万千瓦支持填谷）、分钟级资源15万千瓦、秒级资源5万千瓦。总建设成本5.36亿元，其中平台建设费0.05亿元、日前级资源接入1.5亿元、小时级资源接入0.6亿元、分钟级资源接入0.75亿元、储能建设2.46亿元；年运行维护开支0.2亿元。

收益按提取代理服务费和赚取调频服务费两种方式核算。假设日前级激励标准4元/千瓦时、小时级8元/千瓦时、分钟级15元/千瓦时，夜间调峰辅助服务收益0.2元/千瓦时，储能调频放电差价0.5元/千瓦时，年收益1.255亿元，扣掉0.2亿元运维成本，投资回收期为5.08年。材料同时给出了另一种情形：若不投资储能、不考虑调频服务，在运维成本保持0.2亿元情况下，投资回收期为3.6年。

经验与建议：五条总结和四条发展路径

材料把实践经验归结为五句话：思想认识是根本，VPP不是新生事物，实际是需求响应的一种高级形态；市场建设是基础，需要完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场的衔接机制；规范实施是关键，应尽快出台国家层面指导性文件，明确定义、范围、定位、目标及分步实施策略；信息安全是保障，亟需建设统一接入平台；试点先行是出路，已有冀北、上海、深圳、山东等省市开展试点，应进一步扩大范围。

发展建议包括四个方面：进一步推动试点支持政策完善，短期扩大激励资金来源、固化资金渠道，长期推动需求侧资源常态化参与辅助服务市场交易；加强统筹管理和顶层设计，建议政府牵头组织电力用户、电网企业、负荷聚合商、设备制造厂家联合发力，在规划层面确立用户侧资源地位与电厂侧等同；推行需求响应强制性标准和产品认证制度，推动统一互动接口标准和评价认证制度；提升数字化支撑能力，融合大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等技术。

这组数据勾勒出国外虚拟电厂的基本盘。澳大利亚AEMO的示范项目规模31MW、收益约238万澳元，属于典型的小规模示范起步；德国NextKraftwerke规模达8200MW、聚合单元超过9500个，能源交易量约15.1亿kWh、营业额约6.3亿欧元，是欧洲最大的虚拟电厂；美国截至2020年底建成投运装机约1000MW，预计2029年北美市场规模将达到8600MW。 从这组对比能看出，国外虚拟电厂在规模和市场化收益上已形成较大体量，尤其是德国依托电力市场交易和平衡服务实现了商业化运营。美国从1000MW到2029年8600MW的预测，显示出对虚拟电厂市场快速扩张的判断。

这组数据集中展示国内三地实践的资源接入与运行情况。深圳平台已接入聚合商14家、接入装机容量约87万千瓦、分布式光伏容量21万千瓦，并规划到2025年建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂。冀北虚拟电厂资源总容量358MW、最大调节能力204MW，覆盖五地市，资源类型11类19家；自2019年起在线连续提供调峰服务超过3200小时、累计消纳新能源电量3412万千瓦时。 上海已有12家虚拟电厂接入运行管理与监控平台，分钟级可调度容量达6万千瓦、秒级达3万千瓦，初步形成1000MW发电能力。冀北3200小时的连续调峰记录和3412万千瓦时的新能源消纳量，是这批数据中最具运行验证价值的指标。

材料以200万千瓦虚拟电厂建设为例做了完整测算。建设成本合计5.36亿元，其中储能建设2.46亿元、日前级资源接入1.5亿元、分钟级资源接入0.75亿元、小时级资源接入0.6亿元、平台建设费0.05亿元；年运行维护开支0.2亿元。 收益侧，按照提取代理服务费、赚取调频服务费两种方式核算，年收益1.255亿元，其中日前级资源贡献0.48亿元、基于调峰辅助服务市场的互动收益0.384亿元、调频服务0.25亿元。扣除运维成本后，含储能情形下投资回收期为5.08年；若不投资储能、不考虑调频服务，回收期缩短至3.6年。储能投资对收益率影响显著，是成本结构中最关键的一项。