来源：微信公众号“电联新媒”
作者：三峡集团战略与发展研究中心 霍沫霖
国网能源研究院 谭清坤 郑海峰
德国虚拟电厂发展的经验
随着可再生能源在电网中的渗透率增加，德国加快推进研发示范虚拟电厂项目。2008年，德国联邦经济和技术部启动了“E-Energy”计划，目标是建立一个能基本实现自我调控的智能化的电力系统，而其中虚拟电厂和需求侧管理是重点。德国联邦经济技术部通过技术竞赛选择了6个试点项目。其中eTelligence是一个虚拟电厂研究项目，于2008年至2012年执行。该项目中虚拟电厂将分布式电源与可控负荷聚合在一起，可以减少由于预测错误导致的15%的出力不平衡，降低电力购买费用。德国虚拟电厂助力解决分布式电源并网和参与市场交易，有利于大规模分布式可再生能源的平衡消纳，并提升电力系统稳定性，以及避免用电峰值增加导致的电网扩容。德国虚拟电厂建设取得了较快发展，出现了一批知名的运营商，例如欧洲最大虚拟电厂运营商Next Karftwerke公司。
通过法律法规确保虚拟电厂的权利和义务
德国在《能源经济法》《可再生能源法》《电网加速扩建法》等法律中提出了直接或间接促进虚拟电厂发展的条款，为虚拟电厂聚合能源资源提供了法律保障。2016年，德国联邦网络局（BNetzA）提出“聚合商模式”，与相关市场主体共同对这个模式进行讨论，促使一项行业指导方针（BNetzAAZ.BK6-17-046）出台，在其中将“聚合商”定义为市场参与者的角色。2021年7月《在能源法中落实欧盟要求和管理纯氢网络的法案》中德国政府对聚合商的角色、市场机会和义务进行了法律界定。
虚拟电厂运行模式的类型
根据所涉及的市场政策，虚拟电厂运行模式可分为五类，即虚拟电厂运营商可通过参与现货电力市场、参与平衡市场、参与再调度、参与可中断负荷投标、提供平衡基团管理等获取收益。
一是虚拟电厂可参与现货电力市场，尤其是日前市场和日间市场。德国《可再生能源法》修正案规定，所有100千瓦以上的新增可再生能源机组都必须进行直接销售，并鼓励中型可再生能源发电机组接入到虚拟电厂，在批发市场上销售电量。虚拟电厂运营商为拥有可再生能源机组的发电方制定最优发电计划，优化发电收入，凭借精准预测能力参与现货电力市场。在日前市场，在中午12时前对次日给定的某一小时电量报价出价。一旦出价被接受，发电商就计划启动电厂，并在前一天14时30分前将发电计划提交给输电系统运营商。在日间市场，交割期较短，虚拟电厂可以提供15分钟和1小时等短时间内快速可控的灵活性产品。
二是虚拟电厂可参与再调度，解决电网阻塞，从阻塞费用节省或者阻塞价格中获利。为了解决电力批发市场上，电力交易与电网基础设施所面临的物理输送之间的不一致问题，输电系统运营商根据平衡责任方提交的计划对下一日的用电负荷趋势做出分析，预测市场交易是否会导致阻塞及影响程度。在电网发生阻塞时，输电系统运营商可以要求进行再调度，调整常规发电厂和可再生能源发电量，即下调一地的发电商交易协定的并网电量，同时上调另一地的发电商并网电量。虚拟电厂可以作为调度管理商支持可再生能源电厂运营商提供灵活性，解决电网阻塞的问题。
三是虚拟电厂可参与平衡市场，提供二次控制备用和三次控制备用。虚拟电厂通过现货交易或输电系统运营商招标参与平衡市场，为平衡责任方提供备用服务，通过容量价格和平衡能量价格获得收益。虚拟电厂在二次备用（5分钟激活时间，最小投标单位5兆瓦）和三次备用服务（15分钟激活时间，最小投标单位5兆瓦）尤其活跃。
四是虚拟电厂可参与可中断负荷投标，根据所提供的容量和能量得到补偿。《可中断负荷协议条例》允许输电系统运营商每周通过输电系统运营商的联合招标平台发布750兆瓦的立即可中断负荷和快速可中断负荷招标。容量补偿基于竞争性拍卖的结果，每周最多为500欧元/兆瓦，能量补偿最多为400欧元/兆瓦时。在提供可中断负荷服务期间，负荷中断信号由输电系统运营商直接或通过虚拟电厂发送给可提供中断负荷的用户。
五是虚拟电厂可帮助平衡基团责任方减少平衡区内发生的平衡偏差，帮助节省平衡偏差产生的相关费用。在德国，每个发电厂和电力消费者会被分配到平衡基团，由平衡基团责任方确保平衡区内的总发电量加总外购电量与用电量相匹配。平衡基团责任方必须以15分钟为单位，为第二天做出准确的电网供需预测，并向负责的输电系统运营商提交相应的平衡计划。若出现预测偏差，平衡基团责任方需承担平衡服务的费用，即负担平衡电量价格。平衡基团旨在尽可能避免生产过剩和生产不足。虚拟电厂可以支撑平衡责任方对平衡区进行管理，使其预测更加接近真实发电量和用电量，从而解决预测和次日实际计划之间的偏差，有利于参与日间市场的电力交易。
虚拟电厂运营商的类型
根据经营业务范围，虚拟电厂运营商可分为三类。
一是独立虚拟电厂运营商。他们拥有信息和通信技术知识或能源管理技术，不具有分布式能源资源，不从事电力供应业务，通常通过参与电力市场获取收益。德国独立运营商的聚合规模相对较大。Next Kraftwerke、GETEC Energie、Entelios等三家独立运营商聚合规模已经分别达到9016兆瓦、3000兆瓦以上、1000兆瓦以上。
二是同时是电力公司的虚拟电厂运营商。他们具有发电资源、用户负荷资源。他们将自己的分布式能源资源聚合到虚拟电厂中。作为平衡基团责任方，此类运营商可以利用灵活性资源以满足用电客户需求，从而无需在日间市场购电或售电，或为平衡电力付费。
三是同时是装备制造商的虚拟电厂运营商，尤其是小规模分布式能源设备的制造商。他们主要将其业主的分布式能源资源聚合到虚拟电厂中。
德国虚拟电厂技术已取得国际影响力
聚合平台技术是整个虚拟电厂控制系统的核心，部署于云端的先进软件平台，主要是基于电网、资产和天气状况进行可视化监视和预测，开展集中智能决策，从而基于平衡运行约束和经济指标对各类分布式资源进行智能管理与调度。
通信技术可快速上报分布式资源的运行参数信息，并接收和反馈云端调度中心的调度指令。虚拟电厂聚合的每一个机组和可控负荷可通过4G公网与单元控制系统进行双向移动通信。
计量技术和控制技术可对分布式资源站进行监测和控制，使得负荷有序转移、故障快速切断和分布式资源即插即用控制。在计量方面，利用智能电表、广域量测系统等高级量测技术对电站运行情况、气象数据、市场价格信号、电网情况等数据进行采集。在控制方面，可通过分布式资源现地控制层、配电网控制层和云端协同控制层等三层协同控制技术，对分布式能源站的负荷、功率、频率等进行调控。
德国虚拟电厂发展经验带来的启示
德国虚拟电厂发展比较成熟，这与德国电力市场机制建设更成熟、分布式电源发电比例较高有关。我国虚拟电厂发展仍然处于导入期，距离成长期还需数年。只有市场机制和标准体系不断完善，未来虚拟电厂才能规模化、常态化、市场化发展。
一是法规文件方面，两国均出台了对虚拟电厂进行明确定位和职责划分的文件，但德国法律法规的强制要求更具有全国普遍性。另外，德国对分布式电源提出了强制要求，即要求分布式电源可控，要求可再生能源电厂，特别是100千瓦以上中型可再生能源电厂参与市场交易，允许通过市场纽带将大量小型分布式电源聚合在一起，形成具备规模效应并且可统一调控的有价值资源。目前我国个别省份出台了鼓励负荷侧虚拟电厂、储能虚拟电厂参与需求响应项目的相关文件。然而缺乏在国家层面的针对虚拟电厂的法律法规、管理办法，尤其缺乏关于分布式电源聚合型虚拟电厂的权利与义务的规定。
二是在商业模式方面，德国的虚拟电厂已实现商业化，德国虚拟电厂运营商可以在现货电能量市场的日前市场中销售可再生能源的发电量，在日间市场中销售生物质发电和水电等灵活性较高机组的发电量。还可以参与平衡基团管理、平衡市场和再调度。德国相对成熟的电力市场机制为虚拟电厂运营带来规模化、常态化、市场化的赢利机会。目前我国仅在少数地区初步建立了虚拟电厂参与调峰、调频机制。由于市场交易机制不健全，商业模式尚不成熟。
三是在聚合资源方面，德国虚拟电厂聚合较多的是分布式可再生能源，目前中国示范项目聚合较多的是可调节负荷资源，这与德国可再生能源中分布式比例较高有关。德国虚拟电厂可以更好地预测和平衡分布式可再生能源发电的波动，通过增加和减少可控分布式资源的出力或者负荷。它还使得分布式可再生能源通过聚合从而符合市场的最低投标规模。
四是在运营主体方面，中国虚拟电厂示范项目主要由电网企业建设运营，运营主体相对单一。近期发电企业逐渐显示出投资运营的兴趣。而德国运营主体更加多元化、市场化，包括独立虚拟电厂运营商，具有分布式电源资源的电力公司，以及设备制造商等。
五是在技术标准方面，德国在网、源、荷方面均建立了坚强的技术基础和标准体系，涉及了信息和通信技术、能源管理技术，以及智能电表、远程控制和自动化系统等硬件设备等。我国虚拟电厂智能终端标准、采集计量标准、信息接口及通信协议标准、并网调度标准等较缺乏，可能导致出现数据交互壁垒高，信息传输实时性、可靠性不够等问题。
我国虚拟电厂发展的现状与趋势
我国虚拟电厂发展处于试点示范应用阶段。“十三五”期间，我国江苏、上海、河北、广东等地相继开展了虚拟电厂项目试点。如江苏省于2017年投运负荷型虚拟电厂；上海市于2017年建成黄浦区商业建筑虚拟电厂示范工程；冀北地区建设聚合了分布式光伏、空气源热泵、民用及工业空调机组、电动汽车充电站等的虚拟电厂，并参与了华北辅助服务市场进行调峰。
在管理规范方面，部分地区在虚拟电厂专项文件，或者需求响应政策文件中对虚拟电厂提出了要求。例如，2021年7月广州市发布《广州市虚拟电厂实施细则》，响应产品丰富，包括日前邀约、提前4小时邀约和实时需求响应。2021年6月，山东省发布《2021年全省电力需求响应工作方案》指出需求响应的参与主体包括虚拟电厂运营商等各类互动资源主体，并要求虚拟电厂建有自有控制平台并接入国网山东省级智慧能源服务平台，响应能力通过测试。
在市场机制方面，部分地区正在建立虚拟电厂参与调峰、调频、转动惯量、爬坡等规则。地方政府因地制宜提出差异化的要求。参与调峰方面，目前冀北、上海、江苏等地电力市场已经明确虚拟电厂可作为独立主体参与调峰市场，均规定虚拟电厂聚合容量需达到最低门槛并且能够实现用电信息采集、接入虚拟电厂运行与监控平台、接入调度控制平台等。参与调频方面，江苏、重庆等地已明确虚拟电厂可以参加省调频辅助服务市场。在转动惯量、爬坡方面，国家能源局南方监管局印发《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（南方监能市场〔2022〕91号），积极推动虚拟电厂等市场主体纳入考核补偿管理，研究增加转动惯量、爬坡等新的辅助服务品种。
虚拟电厂发展趋势呈现资源类型多元化、运营模式市场化、应用需求长期化的特点。
在资源类型方面，虚拟电厂不仅聚合负荷资源，而且将聚合储能和分布式电源。例如山西省能源局 2022年6月发布的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》指出虚拟电厂聚合电源侧、负荷侧和储能侧三类资源，其中电源侧资源包括光伏、风电、生物质发电等。
在运营模式方面，虚拟电厂不仅参与需求响应邀约，而且逐渐参与辅助服务市场。可调节负荷资源参与需求响应邀约的政策相对较成熟。在此基础上多地试点了虚拟电厂参与邀约响应。而储能与可调节负荷资源参与辅助服务市场的政策出台相对较晚。仅有冀北试点了虚拟电厂参与市场。2022年2月《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确要求，支持虚拟电厂运营商参与电力市场交易和系统运行调节。近年来多地陆续出台了虚拟电厂参与电力市场的政策，预计未来相关运营实践将增加。
在应用需求方面，电力系统调峰、调频对虚拟电厂的需求更长期化。2021年10月出台的《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》中明确要求，引导虚拟电厂等参与系统调节，提升电网安全保障水平。一方面因为新能源发电具有显著的间歇性、波动性、随机性特征，且接入位置分散，导致负荷高峰时段电力支撑能力明显不足，另一方面煤炭供应和极端天气等不确定因素导致安全保供压力增大。虚拟电厂可以缓解煤炭价格高企、极端天气、新能源出力等不确定因素导致的电力平衡压力。
我国虚拟电厂发展的建议
进一步明确虚拟电厂在电力系统中的法定责任和义务。完善法律法规或管理办法，规定虚拟电厂参与现货电能量市场、辅助服务市场和邀约需求响应项目的市场角色、机会和义务，保障其参与调峰、调频、调压、转动惯量等市场交易的合法性。探索明确要求分布式电源通过参与聚合资源实现可预测可控制。
加快建设虚拟电厂参与辅助服务市场和现货电能量市场的机制。完善虚拟电厂参与电力市场的投资管理、市场准入、交易模式、结算模式、运行补贴等规则。按“谁受益、谁出资”的原则，建立面向电能量交易、调峰、调频等不同场景的交易机制，丰富交易品种与模式，形成合理稳定的激励资金来源。探索分散式平衡模式，一定程度对平衡压力和责任进行下放。
完善虚拟电厂标准体系，统一接口和通信协议。建立终端监控设备、通信接口、聚合控制管理等技术标准，打通采集终端、虚拟电厂运营平台、电网调度系统、交易系统之间的数据和控制通道。建议调度、交易的主管部门出台虚拟电厂并网调度运行规程、规范和标准。
