黃 霞,楊 敏,呂龍彪,馬燕如,沈玉明

(國網安徽省電力有限公司經濟技術研究院，安徽 合肥 230022)

0 引言

在“雙碳”目標指引下,新能源發(fā)展迅猛,電力系統(tǒng)正加快向以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)演變。同時由于社會用電短期峰值負荷不斷攀升,疊加極端天氣的影響,部分區(qū)域電力供需緊張。電網發(fā)展面臨“多難”局面,“雙高”“雙峰”特性明顯,極端情況下2030年電網備用容量缺口將達到2億kW[1]。虛擬電廠作為化解新型電力系統(tǒng)構建關鍵問題的重要手段之一,具有聚合廣泛、控制力強、組建靈活等多重優(yōu)勢,可大力提升電力系統(tǒng)綜合調節(jié)能力,緩解電力供需緊張形勢,市場前景廣闊。

目前,國內對于虛擬電廠的研究主要集中在虛擬電廠關鍵技術研究,如優(yōu)化調控技術[2]、分布式協同控制技術[3-4]、面向區(qū)域統(tǒng)一電力市場的虛擬電廠關鍵技術[5]等。針對虛擬電廠的經濟效益分析較少,本文在梳理國內外虛擬電廠發(fā)展現狀的基礎上,分析虛擬電廠的經濟效益,研判我國虛擬電廠發(fā)展前景,為虛擬電廠及相關行業(yè)的管理者及投資者提供參考,推動和促進新型電力系統(tǒng)建設。

1 虛擬電廠發(fā)展現狀

1.1 國外發(fā)展現狀

虛擬電廠的研究和實施始于歐洲和北美[6],在2000年左右便啟動了虛擬電廠探索。歐洲虛擬電廠聚焦電源側,以分布式電源的聚合為主,參與電力市場交易,如:德國虛擬電廠運營商Next Kraftwerke遠程連接并管理近萬個分布式能源單元,規(guī)模超9 000 MW[7],通過參與電力市場獲取收益;美國虛擬電廠聚焦需求側,以可控符合的需求響應為主,參與系統(tǒng)削峰填谷[1],需求響應總能力達680 MW,德克薩斯州空調負荷管理項目中,Austin Energy利用溫控器循環(huán)控制用戶空調,削峰能力約90 MW[8]。

1.2 國內發(fā)展現狀

我國虛擬電廠處于研究和示范為主的起步探索階段[9],上海、河北、廣東、江蘇、安徽、深圳等地相繼開展了虛擬電廠試點。各地試點的虛擬電廠項目以邀約型試點為主,資源類型主要為需求側資源型和混合型。2016年上海啟動全國首個以商業(yè)樓宇柔性負荷為主體的虛擬電廠建設(黃浦區(qū)商業(yè)建筑虛擬電廠)[10],該虛擬電廠已成為電力需求響應日常調度資源,累計調度超1 700幢次/27.8萬kW,單次最大削減負荷5萬kW[11]。2019年底冀北虛擬電廠示范工程投運,工程一期接入蓄熱式電采暖、可調節(jié)工商業(yè)、智能樓宇、智能家居、儲能、電動汽車充電站、分布式光伏等11類資源,可調容量約4萬kW。2019年到2020年供熱季參與華北調峰輔助服務市場,合計填谷電量達785萬kW·h,實現收益約160萬元[12]。2019年合肥聚焦技術型虛擬電廠開展建設,目前已接入資源244.75 MW,包括光伏電站、儲能以及可調節(jié)資源,為混合型虛擬電廠[13]。2022年國內首家虛擬電廠管理中心在深圳掛牌成立,全量接入了“電力充儲放一張網”,以及建筑樓宇、工業(yè)園區(qū)等資源,接入資源規(guī)模超過150萬kW,實時調控能力超30萬kW[14]。

2 虛擬電廠發(fā)展前景

2.1 資源

與傳統(tǒng)的實體電廠相比,虛擬電廠具有明顯優(yōu)勢,構成資源具有多樣性,不僅可以調度各樣的分布式電廠(包括水電機組、太陽能機組、潮汐機組等可再生能源機組),還可以通過需求響應,采用需求側管理以及用戶儲能、余壓余熱利用等措施實現節(jié)能。二是虛擬電廠的構成資源具有協調性,由于各地區(qū)用電情況不同,虛擬電廠的出力成本具有地域和時間上的差別[15],多家電廠相互配合,可更好參與電力系統(tǒng)。三是虛擬電廠的構成資源更具環(huán)保性,虛擬電廠整合大都為可再生能源分布式電廠,不會對環(huán)境產生污染,通過節(jié)能技術和可控負荷而實現的電能生產甚至可以實現零排放[16]。截止到2022年底,我國分布式光伏累計裝機達15 762萬kW[17],分布式電源裝機量大,且各種樓宇用戶、工業(yè)用戶、居民用戶、電動汽車和儲能等新興負荷的可調負荷資源類型豐富,潛力巨大。

2.2 需求

新型電力系統(tǒng)的核心特征是新能源為主體,隨著新能源倍增發(fā)展,消納矛盾將進一步加劇,需要借助市場化手段,引導新能源增強自身調節(jié)能力,虛擬電廠作為一種特殊的電廠,可以推動新能源場站與共享儲能聚合,提升新能源參與市場的經濟效益,保障電力系統(tǒng)的可靠運行。同時極端情況下2030年電網備用容量缺口將達到2億kW[1],形式嚴峻,亟需充分挖掘需求側資源潛力,保障電力可靠供應。此外隨著分布式電源、儲能、電動汽車等新型發(fā)用電主體不斷涌現,發(fā)電主體呈現體小量大、布局分散、特性各異、隨機性強等特征,亟需引導分散的市場主體通過虛擬電廠等方式化零為整、協同運行,提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力。

2.3 市場

虛擬電廠作為聚合多種能源的載體在市場交易中具有重要的市場主體地位,作為一種新型的獨立市場主體,虛擬電廠可參與多品種全周期的電能交易,包括調峰、調頻以及需求響應等。當前全國大部分省份都已建立較為完善的調峰、調頻輔助服務市場,且已有越來越多的省市結合電網運行特征和負荷特點,開展需求響應實施工作,需求響應市場正在逐步完善。同時隨著電力市場化進程加快,電力市場化交易比重持續(xù)提升,電力現貨市場試點穩(wěn)步推進,均為虛擬電廠參與電力市場提供了堅強有力的支撐。

3 經濟效益方面

3.1 成本計算

虛擬電廠各聚合資源成本通用計算公式如式(1)所示。

(1)

式中:Cx為各聚合資源成本;Ix為各資源系統(tǒng)的初始固定投資費用;Pom為各系統(tǒng)的運行維護率;τ為基準折現率;T為設備全壽命周期。

日耗成本如式(2)所示。

(2)

式中:Cd為日耗成本。

3.2 收益計算

3.2.1 小型聚合可調控負荷

不參與虛擬電廠時,小型可調控負荷收益如式(3)所示。

R0,rl=-Cd,rl

(3)

式中:R0,rl為小型可調控負荷收益;Cd,rl為小型可調控負荷日耗成本。

參與虛擬電廠時,小型可調控負荷收益如式(4)所示。

R1,rl=(pvpp-pg)×Qvpp,rl+Rother-Cd,rl-Csvpp,rl

(4)

式中:R1,rl為小型可調控負荷收益;pvpp為虛擬電廠電價;pg為購電電價;Qvpp,rl為小型可調控負荷用電量;Rother為包含輔助費的其他收入;Cd,rl為可調控負荷日耗成本;Csvpp,rl為小型可調控負荷向虛擬電廠繳納的服務費。

3.2.2 儲能

不參與虛擬電廠時,儲能收益如式(5)所示。

R0,ens=(pg,p-pg,v)×Q0,gens+Rother-Cd,ens

(5)

式中:R0,ens為不參與虛擬電廠的儲能收益;pg,p為電網峰時電價;pg,v為電網谷時電價;Q0,gens為儲能上網電量;Rother為包含輔助費的其他收入;Cd,ens為儲能日耗成本。

存在虛擬電廠時,儲能收益如式(6)所示。

R1,ens=(pvpp-pg)×Q1,gens+Rother-Cd,ens-Csvpp

(6)

式中:R1,ens為存在虛擬電廠的儲能收益;pvpp為虛擬電廠電價;pg為充電電價;Q1,gens為虛擬電廠中儲能上網電量;Rother為包含輔助費的其他收入;Cd,ens為儲能日耗成本;Csvpp為儲能向虛擬電廠繳納的服務費。

3.2.3 分布式光伏

不參與虛擬電廠時,光伏單獨收益如式(7)所示。

R0,PV=pg×Q0,gPV+pre×Q0,gPV-Cd,PV

(7)

式中:R0,PV為不參與虛擬電廠的光伏單獨收益;pg為上網電價;Q0,gPV為無虛擬電廠時光伏上網電量;pre為新能源度電補貼單價;Cd,PV為光伏日耗成本。

參與虛擬電廠時,光伏收益如式(8)所示。

R1,PV=pvpp×Qvpp,PV+pg×Q1,gPV+pre×(Qvpp,PV+Q1,gPV)+Rother-Cd,PV-Csvpp,PV

(8)

式中:R1,PV為參與虛擬電廠的光伏收益;pvpp為虛擬電廠電價;Qvpp,PV為存在虛擬電廠時光伏內部售電量;Q1,gPV為存在虛擬電廠時光伏上網電量;Rother為包含輔助費的其他收入;Csvpp,PV為分布式光伏單元向虛擬電廠繳納的服務費用。

3.3 不同類型虛擬電廠的經濟效益

本研究以某省為例,分別分析負荷型虛擬電廠和電源型虛擬電廠的經濟效益。

負荷型虛擬電廠:將單個需求響應能力不足0.2 MW的40個中小型工商業(yè)用戶聚合,使其獲得虛擬電廠收益。為提高調節(jié)能力、實現精準響應,進一步與2.5 MW/10 MW·h的用戶側儲能聚合,形成虛擬電廠,直接參與需求響應獲取補貼。經測算,虛擬電廠年收益較聚合前提高4%,如圖1所示。

圖1 工商業(yè)負荷+用戶側儲能聚合前后收益對比

當前虛擬電廠已具備經濟性,且隨著儲能造價水平持續(xù)下降,該虛擬電廠整體收益率將逐步提升,如圖2所示。

圖2 負荷型虛擬電廠內部收益率變化趨勢

電源型虛擬電廠:在新能源部分發(fā)電量參與現貨市場交易情況下,新能源企業(yè)為提高收益,存在構建虛擬電廠參與市場意愿。假設新能源的10%發(fā)電量參與現貨市場,30座合計700 MW的光伏電站與1座112 MW/224 MW·h的儲能電站聚合形成虛擬電廠,作為整體跟蹤上網電價走勢,實現低價儲電、高價發(fā)電。經測算,虛擬電廠年收益較聚合前提高8%,如圖3所示。

圖3 光伏+儲能聚合前后收益對比

隨著儲能造價持續(xù)下降,當現貨市場最高價與午間新能源大發(fā)時段電價差達0.6元/kW·h時,2025年該虛擬電廠收益率可達8%,如圖4所示?？紤]單個光伏電站存在申報與實際發(fā)電量的偏差考核成本后,虛擬電廠收益率更高。

圖4 電源型虛擬電廠滿足8%收益率條件下現貨市場價差

4 結論

本文通過梳理國內外虛擬電廠發(fā)展現狀,從資源、需求以及市場三個方面剖析我國虛擬電廠發(fā)展前景,并計算負荷型虛擬電廠、電源型虛擬電廠兩種虛擬電廠的經濟性,研究發(fā)現虛擬電廠利用平臺聚合與控制功能,發(fā)揮分散資源規(guī)模效益,參與需求響應、現貨市場等,盈利能力較聚合前明顯增強;負荷型虛擬電廠當前已具備經濟性,電源型虛擬電廠2025年后逐步具備經濟性。