黃 霞,楊 敏,呂龍彪,馬燕如,沈玉明

(國網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，安徽 合肥 230022)

0 引言

在“雙碳”目標(biāo)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(shí)由于社會用電短期峰值負(fù)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(wǎng)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(wǎng)備用容量缺口將達(dá)到2億kW[1]。虛擬電廠作為化解新型電力系統(tǒng)構(gòu)建關(guān)鍵問題的重要手段之一,具有聚合廣泛、控制力強(qiáng)、組建靈活等多重優(yōu)勢,可大力提升電力系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力,緩解電力供需緊張形勢,市場前景廣闊。

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

1 虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 國外發(fā)展現(xiàn)狀

虛擬電廠的研究和實(shí)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(cè),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(yùn)營商N(yùn)ext Kraftwerke遠(yuǎn)程連接并管理近萬個(gè)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(cè),以可控符合的需求響應(yīng)為主,參與系統(tǒng)削峰填谷[1],需求響應(yīng)總能力達(dá)680 MW,德克薩斯州空調(diào)負(fù)荷管理項(xiàng)目中,Austin Energy利用溫控器循環(huán)控制用戶空調(diào),削峰能力約90 MW[8]。

1.2 國內(nèi)發(fā)展現(xiàn)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(diǎn)。各地試點(diǎn)的虛擬電廠項(xiàng)目以邀約型試點(diǎn)為主,資源類型主要為需求側(cè)資源型和混合型。2016年上海啟動全國首個(gè)以商業(yè)樓宇柔性負(fù)荷為主體的虛擬電廠建設(shè)(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(yīng)日常調(diào)度資源,累計(jì)調(diào)度超1 700幢次/27.8萬kW,單次最大削減負(fù)荷5萬kW[11]。2019年底冀北虛擬電廠示范工程投運(yùn),工程一期接入蓄熱式電采暖、可調(diào)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(diào)容量約4萬kW。2019年到2020年供熱季參與華北調(diào)峰輔助服務(wù)市場,合計(jì)填谷電量達(dá)785萬kW·h,實(shí)現(xiàn)收益約160萬元[12]。2019年合肥聚焦技術(shù)型虛擬電廠開展建設(shè),目前已接入資源244.75 MW,包括光伏電站、儲能以及可調(diào)節(jié)資源,為混合型虛擬電廠[13]。2022年國內(nèi)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(wǎng)”,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(shí)時(shí)調(diào)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(shí)體電廠相比,虛擬電廠具有明顯優(yōu)勢,構(gòu)成資源具有多樣性,不僅可以調(diào)度各樣的分布式電廠(包括水電機(jī)組、太陽能機(jī)組、潮汐機(jī)組等可再生能源機(jī)組),還可以通過需求響應(yīng),采用需求側(cè)管理以及用戶儲能、余壓余熱利用等措施實(shí)現(xiàn)節(jié)能。二是虛擬電廠的構(gòu)成資源具有協(xié)調(diào)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(shí)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(gòu)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(chǎn)生污染,通過節(jié)能技術(shù)和可控負(fù)荷而實(shí)現(xiàn)的電能生產(chǎn)甚至可以實(shí)現(xiàn)零排放[16]。截止到2022年底,我國分布式光伏累計(jì)裝機(jī)達(dá)15 762萬kW[17],分布式電源裝機(jī)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(fù)荷的可調(diào)負(fù)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(jìn)一步加劇,需要借助市場化手段,引導(dǎo)新能源增強(qiáng)自身調(diào)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(jīng)濟(jì)效益,保障電力系統(tǒng)的可靠運(yùn)行。同時(shí)極端情況下2030年電網(wǎng)備用容量缺口將達(dá)到2億kW[1],形式嚴(yán)峻,亟需充分挖掘需求側(cè)資源潛力,保障電力可靠供應(yīng)。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(xiàn),發(fā)電主體呈現(xiàn)體小量大、布局分散、特性各異、隨機(jī)性強(qiáng)等特征,亟需引導(dǎo)分散的市場主體通過虛擬電廠等方式化零為整、協(xié)同運(yùn)行,提升電力系統(tǒng)調(diào)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(dú)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(diào)峰、調(diào)頻以及需求響應(yīng)等。當(dāng)前全國大部分省份都已建立較為完善的調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場,且已有越來越多的省市結(jié)合電網(wǎng)運(yùn)行特征和負(fù)荷特點(diǎn),開展需求響應(yīng)實(shí)施工作,需求響應(yīng)市場正在逐步完善。同時(shí)隨著電力市場化進(jìn)程加快,電力市場化交易比重持續(xù)提升,電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)穩(wěn)步推進(jìn),均為虛擬電廠參與電力市場提供了堅(jiān)強(qiáng)有力的支撐。

3 經(jīng)濟(jì)效益方面

3.1 成本計(jì)算

虛擬電廠各聚合資源成本通用計(jì)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(fèi)用;Pom為各系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)率;τ為基準(zhǔn)折現(xiàn)率;T為設(shè)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(jì)算

3.2.1 小型聚合可調(diào)控負(fù)荷

不參與虛擬電廠時(shí),小型可調(diào)控負(fù)荷收益如式(3)所示。

R0,rl=-Cd,rl

(3)

式中:R0,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷收益;Cd,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷日耗成本。

參與虛擬電廠時(shí),小型可調(diào)控負(fù)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(diào)控負(fù)荷收益;pvpp為虛擬電廠電價(jià);pg為購電電價(jià);Qvpp,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷用電量;Rother為包含輔助費(fèi)的其他收入;Cd,rl為可調(diào)控負(fù)荷日耗成本;Csvpp,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷向虛擬電廠繳納的服務(wù)費(fèi)。

3.2.2 儲能

不參與虛擬電廠時(shí),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(wǎng)峰時(shí)電價(jià);pg,v為電網(wǎng)谷時(shí)電價(jià);Q0,gens為儲能上網(wǎng)電量;Rother為包含輔助費(fèi)的其他收入;Cd,ens為儲能日耗成本。

存在虛擬電廠時(shí),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(jià);pg為充電電價(jià);Q1,gens為虛擬電廠中儲能上網(wǎng)電量;Rother為包含輔助費(fèi)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(wù)費(fèi)。

3.2.3 分布式光伏

不參與虛擬電廠時(shí),光伏單獨(dú)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(dú)收益;pg為上網(wǎng)電價(jià);Q0,gPV為無虛擬電廠時(shí)光伏上網(wǎng)電量;pre為新能源度電補(bǔ)貼單價(jià);Cd,PV為光伏日耗成本。

參與虛擬電廠時(shí),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(jià);Qvpp,PV為存在虛擬電廠時(shí)光伏內(nèi)部售電量;Q1,gPV為存在虛擬電廠時(shí)光伏上網(wǎng)電量;Rother為包含輔助費(fèi)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(wù)費(fèi)用。

3.3 不同類型虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益

本研究以某省為例,分別分析負(fù)荷型虛擬電廠和電源型虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益。

負(fù)荷型虛擬電廠:將單個(gè)需求響應(yīng)能力不足0.2 MW的40個(gè)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(diào)節(jié)能力、實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)響應(yīng),進(jìn)一步與2.5 MW/10 MW·h的用戶側(cè)儲能聚合,形成虛擬電廠,直接參與需求響應(yīng)獲取補(bǔ)貼。經(jīng)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(fù)荷+用戶側(cè)儲能聚合前后收益對比

當(dāng)前虛擬電廠已具備經(jīng)濟(jì)性,且隨著儲能造價(jià)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(fù)荷型虛擬電廠內(nèi)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(xiàn)貨市場交易情況下,新能源企業(yè)為提高收益,存在構(gòu)建虛擬電廠參與市場意愿。假設(shè)新能源的10%發(fā)電量參與現(xiàn)貨市場,30座合計(jì)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(wǎng)電價(jià)走勢,實(shí)現(xiàn)低價(jià)儲電、高價(jià)發(fā)電。經(jīng)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(jià)持續(xù)下降,當(dāng)現(xiàn)貨市場最高價(jià)與午間新能源大發(fā)時(shí)段電價(jià)差達(dá)0.6元/kW·h時(shí),2025年該虛擬電廠收益率可達(dá)8%,如圖4所示。考慮單個(gè)光伏電站存在申報(bào)與實(shí)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(xiàn)貨市場價(jià)差

4 結(jié)論

本文通過梳理國內(nèi)外虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀,從資源、需求以及市場三個(gè)方面剖析我國虛擬電廠發(fā)展前景,并計(jì)算負(fù)荷型虛擬電廠、電源型虛擬電廠兩種虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)性,研究發(fā)現(xiàn)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(yīng)、現(xiàn)貨市場等,盈利能力較聚合前明顯增強(qiáng);負(fù)荷型虛擬電廠當(dāng)前已具備經(jīng)濟(jì)性,電源型虛擬電廠2025年后逐步具備經(jīng)濟(jì)性。