虚拟电厂行业专家交流会议纪要–20220924

简单讲一下虚拟电厂到底是为了什么目的？核心功能是什么？ 现在从政策上来讲，它的规划进度或者说政策推动到哪一个阶段？包括比如说纲领性的文件还是说地方细则已经出了之类的。 我国国内现阶段的发展阶段？ 答：虚拟电厂它不是一个新的事物，我们从90年代，2000年就一直在说虚拟电厂这个概念。只是现在，国家整个市场的环境以及商业模式限制了虚拟电厂的发展，和国外有大的不一样。 虚拟电厂目前在国内受到重视根本的原因是因为整个电网的调控，现在大量的新能源越来越多的进来，因为新能源的出力是波动的，波动的新能源跟以前可控的常规的煤电、水电有很大的不一样，所以给整个电网的调控带来了巨大的压力，这是引起的新的特征。 第二个特征就是现在的去煤化比较快，像去年的拉闸限电，所以导致了负荷还在增长，但是常规电源的这些顶峰或者是填补能力越来越弱了，所以在这个情况下可以看到十四五期间，整个电力需求是偏紧的，导致了整个负荷在调控里的压力还是比较大。 因为在顶峰，削峰填谷的压力比较大。 所以在这两个方面的驱动下，使得电网调控的压力是非常大。这是跟以前不大一样的地方。 调控非常大的时候，其实电网有非常多的手段来平抑调控的需求。 基本有几个手段：第一个就是在电源侧，通过火电的灵活性改造来实现，另外一个是可以在负荷端，比如说搞一些需求侧响应、虚拟电厂、现货市场，用价格的机制来引导负荷来参与整个电网的调控和调节。 但是在所有这些方式中，我们认为短期内比较奏效的、对电网调控比较有价值的，其实就是负荷端调节。 因为负荷端的调节我们看到，比如说奖励电价，比如说我给你补偿，你在高峰时候不要用那么多电，然后在低谷时候我给你补偿，你低谷时候多用电。 起到了整个电网的削峰填谷的作用，短期内通过需求侧响应，这种是更有可能对整个电网的调峰进行非常大的贡献的。所以虚拟电厂其实就是在这样的环境下诞生的。 虚拟电厂本质上有三类，一类是电源型的，就是把分散式的风电、分布式的光伏还有分布式的储能聚合在一起形成一个统一的、类似于集中式电站的虚拟电厂。 它和电网的节点是在并网点，电网只把调度的指令下到并网点里，至于什么是调度，这是虚拟电网内部的事情，这是第一类电源型的。第二类是负荷型的，现在国内出现的很多虚拟电厂，无论在冀北、上海、江苏、浙江丽水等地方推的虚拟电厂基本上都是负荷型的。 负荷就是响应的能力，负荷型虚拟电厂从地方的可以调节的负荷，通过信息化的手段把它聚合在一起，叫做负荷聚合商，也可以叫负荷型的虚拟电厂。 第三类就是有电源又有负荷的，冀北有一定的电源和负荷，是我们看到的，但其他地方都是负荷型的。国外这几种类型比较多，有的是混合型的。 像德国、日本更侧重在电源型的分布式光伏和分散式风电的聚合，像美国、澳大利亚更侧重负荷型的，这种负荷聚合商的方式。 咱们国家目前推的其实是负荷型的，所以在这样一个情况下虚拟电厂本质上是很好理解，其实就是分布式的光伏、分散式的风电以及分布式的储能以及可以调节的各类工商业用户的负荷聚合在一起，通过一种先进的信息化手段，使它形成一个类似的集中式电站这种方式接受电网的调度和响应，这个就是虚拟电厂，本质上来讲它就是一种虚拟电厂。 目前来看，虚拟电厂应运而生，不是一个新的概念。 之前新能源没有出现，整个电网调峰在过去压力没有那么大，但现在促进新型电力系统构建的前提下，虚拟电厂因为电网调峰压力越来越大，必要性在凸显出来。 所以这是目前大家关注虚拟电厂的主要原因。 它的核心功能就是这些分散式的资源聚合在一起，能够响应电网的调度指令，从而去参与，比如说我们参与的辅助服务市场，参与当地的需求侧响应，从需求侧响应里赚到补偿，从调峰辅助服务市场里赚到深调峰的收益，这是它核心的功能。 从它核心的组成技术来看，它其实有三大类技术确实是需要我们关注：第一种就是所有的分布式能源和资源里面，必须要加上传感器，这是一个先决条件。 不仅是传感器，还有一些控制单元。 你不仅要把分布式光伏或者说可调节负荷，它的用电、电压、电流还有有些温度的信息要传到虚拟电厂组上，而且还要响应，组上给你调度指令，你通过些控制单元进行处理和用电的负荷调节，这是一个关键性技术。 第二个关键性技术就是它的通道，这个通道是非常重要的。 因为我们说虚拟电厂有别于微电网，微电网其实侧重在工业园区，或者在一个区域内搞个微电网，所以它是有地理的、范围的限制。因为地理范围的限制其实对通道要求没有那么高。 但是虚拟电厂是把分布在不同位置，比如说把上海的一个分布光伏然后再加上一个江苏的可中断的负荷这种方式，通过一个信息化手段连接在一起。 所以通道特别重要，所以你会看到我们现在的福网鑫通，还有远光等很多的单位。 ，在通道里面都纷纷介入，华为也在介入到这个通道里。 通道对安全加密的算法，到底是搞一个无线的专网，或者还有可能涉及到有线的光纤，这种有线光纤不太可能，更多是通过无线的公网或者专网的介入。 这个通道怎么建，也是个非常关键的技术。 另外一个非常关键的技术就是虚拟电厂主站里的控制系统，这个就像微网的控制系统一样，这也是一个非常硬的技术。目前来看，国内几家公司其实做的不会太好。 现在领先的应该是德国，我记得有家公司在全球整个虚拟电厂的主站控制系统里还做到非常先进。 这个就是有核心技术的，就是你怎么在秒级、分钟级、毫秒级内对电网调度指令能够接受，而且能通过这个调度指令，通过控制系统实现虚拟电厂内各种要素和资源的最优化配置，而且是不出现安全的事故，能够考虑各种要素的经济性。 这个就是虚拟电厂主站系统里最核心的功能，所以这个主站系统应该是很有技术，占虚拟电厂的成本还是比较高的。 像德国接入的十万千瓦的规模，它的一个主站系统至少要一两百万，就是这么一套主站系统，里面的算法、配置还是一个相当大的要求。这是第一个问题。 第二个问题是国内政策的适用情况。 目前来看整个虚拟电厂在国内还是一个理论研究，或者是一个试点这么个情况。 国家层面上，其实没有关于顶层的虚拟电厂的政策规划，就是说没有一个顶层的设计。 现在地方，山西出台了关于加快虚拟电厂的政策文件，里面对虚拟电厂主体地位，对技术上的要求做了一些约定。 其实我们还没有看到其他地方对虚拟电厂有个非常完整明确的，无论从技术上、从项目的接入、管理以及它的商业模式、结算各方面，还有它的技术标准等方面有个非常明确规定的政策文件，现在是没有的。 因为我们现在认为虚拟电厂还没有非常稳定的商业模式，然后现在各地方搞的需求侧响应其实有点类似于虚拟电厂。 而且现在受限于很多的政策因素，你看我们的分布储能，还有户用光伏没有像大家预期的那么快，户用光伏今年可能要竞争到30个GW或者40个 GW，大家很看好，但是因为电网接入的原因，很多户用光伏连接入都没有接入，你别说和虚拟电厂连接起来。虚拟电厂虽然是可以下指令，但下完指令，户用光伏还是要把产生的电注入到电网里面，所以首先要接入。 但是现在很多地方受限于配电网升级改造的进度，所以很多配网是很薄弱的。 很多户用光伏在接入这个地方还是存在卡脖的，所以你会看到为什么国内更侧重在负荷型的。就是把负荷和天然电网联系在一起，现在需要对负荷进行一个灵活性调节。 所以政策上也是考虑各种方面的因素没有在顶层设计方面给虚拟电厂一个非常明确的政策信号。 所以从目前国内的形势上来看，只有在一些地方可能会陆陆续续出台虚拟电厂的政策，其实这个方向还是不会明朗。我认为得到明年或者后几年，等户用光伏、分布式储能起来之后，可能才会上升到国家政策的高度。 顶层方面虚拟电厂也会统一进行规划。这是第二个。 第三个就是国内发展阶段，虚拟电厂在国内从目前阶段来看，因为受到整个电网调控压力越来越大的情况下，虚拟电厂作为解决调控压力的重要手段，在重新被大家重视。 所以你会看到，目前虚拟电厂运营方，基本都是电网企业，比如上海电力公司、冀北电力公司、江苏省电力公司、浙江丽水供电局，基本都是这样的供电公司在主导，而且主导更侧重于负荷。 因为电厂天然的负荷有天然的联系，所以把负荷聚合起来进行虚拟电厂的方式来作为需求侧响应这种方式是合适的。 而且钱也是电网公司出，比如江苏的电网对虚拟电厂是有补偿的。 比如在顶峰的时候，按照时间段来进行划分，如响应在60分钟以内，它会给每千瓦15元的补偿，其实这个量还是比较大的。如果在两个小时或一个小时外，补偿可能给10元或12元每千瓦。 如果作为削峰填谷，江苏电网说的很清楚，看不同时段给每千瓦大概5元或10元的补偿。所以在国内目前运行项目来看，基本上是通过获得需求侧响应这种方式来盈利的。 也有像冀北通过虚拟电厂参与整个华北的调峰辅助服务上来进行深调峰来盈利的，盈利方式有点不太一样。但总的目前来看，国内虚拟电厂还是在起步的阶段，其实跟国外相比，还是有比较大的差距。 因为虚拟电厂需要在成熟的电力市场环境内才有可能走得更远。 如果国外有个很成熟的现货市场，为什么特斯拉和太平洋公司推出一个虚拟电厂项目，就因为当地有个非常成熟的现货市场。 现货市场在高峰时定价是很高的，所以虚拟市场有动力，用聚合电源在高峰时发电这种形式；在低谷时段有辅助服务市场的出现，可以去填谷、可以调动虚拟电厂的负荷去做一些响应，用负荷多用电的方式填谷。 所以国外成熟的电力市场驱动虚拟电厂的发展。 我们国家未来现货市场或者辅助服务市场目前来看，辅助服务市场还快些，现货市场第一批是8个，第二批是6个，这几个现货市场基本上没有怎么去推动。 国内虚拟电厂今年就有一个非常好的动力或商业模式来驱动，我觉得不太现实。 虚拟电厂根本上要实现比较大的发展，应该是随着整个市场环境的改善来发展，所以最快也要到24、25年那个时候才真正会大规模应用，但目前我们可以比较看好它。 各厂商和运营商也在这个方面进行一些相关的技术储备。 应该说虚拟电厂会是未来整个新型电力系统的重要组成部分，是电网调峰不可或缺的技术手段。我个人还是比较看好他的。 问：刚刚其实您提到了很多各种类型的参与者切入角度也都不一样，那么因为国内相对而言不是很成熟，这种过程中您是否可以举例或者做一个拆分，如果我们以欧美相对成熟的市场，它们成熟形态下虚拟电厂里各类型的参与角色主要是哪些？ 比如说运营商、提供商之类的，它们大概是哪些类型的在里面参与。具备什么样的素质可以相对而言做的规模更大，产生真正的经济效应？ 另一个就是说，如果成熟的市场下，我们去参照对标的话，虚拟电厂的市场容量有多大？答：其实国外刚才说了几个地方，像德国、英国、美国、澳大利亚、日本这些都有。 时间关系我就举个例子，比如说德国现在主要有独立运营商和售电公司去主导虚拟电厂的开发。 就是不是德国的电网公司，它和我们有些不太一样，因为它的配售基本是分开的，所以不是由德国输电网公司去运营虚拟电厂，主要是独立运营商，或者说是独立的零售商、售电公司主导开发VPP。 目前德国虚拟电厂的容量大概已经达到600万千瓦，所以它体量还是比较大的，目前来看我认为还是比较大的，超过日本、英国。它的年收益能够达到6.18亿欧元，大概每年40亿人民币，就是德国600万的虚拟电厂年收入能达到40亿人民币。 它的虚拟电厂商业架构基本上是混合型的，就刚才说了，有电源，前面是把分布光伏、储能聚合起来，因为分布式户用储能在德国是比较受欢迎，它虚拟电价高，他们有激励去开发分布式储能。 他们把储能光伏聚合起来，又把终端的社区用户也聚合起来，所以在德国你可以看到虚拟电厂都是混合型的项目，规模比较大。它12年的容量还是30万千瓦，到现在目前已经达到600万千瓦，年均增长还是比较快的一个速度。 刚刚说了主要运营商，技术开发商主要是做一些信息通讯软件，具体我不太清楚，有点忘了。 就比如说接入10万的虚拟电厂，里面的主控系统至少要达到100万-200万这样的费用，这是德国的基本情况。 我们国家市场不太好判