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  推动支持虚拟电厂运营商、综合能源服务商、负荷聚合商以及用户侧可调节资源四位一体参与市场调节。

  我国“碳达峰、碳中和”的双碳目标发布后，构建新型电力系统成为了实现“双碳”目标的重要途径。

  随着风电、光伏等新能源装机容量逐年增加，午间新能源消纳困难和晚峰电力供应不足的问题日渐凸显。

  我国《“十四五”现代能源体系规划》中提到：“积极推动源网荷储一体化发展，提升电力负荷弹性，开展各类资源聚合的虚拟电厂示范，为虚拟电厂的发展提供了契机”

  同时，《规划》也对电力系统灵活性提出明确指标，即2025年灵活调节电源占比达到24%，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%5%。

  10月19日，在2023中国山东储能高水平质量的发展大会暨展览会上，山东电力调度控制中心调度计划处处长张冰介绍了目前虚拟电厂技术的发展和实践情况，并分析了山东虚拟电厂的发展情况.

  虚拟电厂是聚合优化“源网荷储”清洁发展的新一代智能控制技术和互动商业模式。在传统电网物理架构上，依托互联网和现代信息通讯技术，聚合分布式电源、储能负荷等尚未纳入电网现有调控范围的各类资源，进行协同优化运行控制和市场交易。

  值得注意的是，虚拟电厂不等于电厂。虚拟电厂由用户侧资源聚合而成，调节效果受用户参与意愿、可调节负荷空间等因素影响较大，与传统电厂相比，虚拟电厂的响应能力仍具有较大的波动性。

  虚拟电厂也不等同于电力需求响应，当前的虚拟电厂聚合资源以可中断负荷为主，参与需求响应也只是现阶段虚拟电厂可以参与的主要交易品种，随着电力市场建设不断推进和用户侧调节能力提升，虚拟电厂将逐渐参与中长期市场交易和现货市场交易及辅助服务市场交易。

  需求侧资源类型最重要的包含电动汽车、可调节负荷、可中断负荷;供给侧资源类型最重要的包含分布式电源、发电侧储能、电网侧储能;混合资源类型最重要的包含：分布式发电、储能、可控负荷。

  邀约型是指通过需求响应来削峰填谷，由政府部门和电力公司组织聚合商和用户参与，完成邀约、响应、激励流程;市场型则是指通过参与电力现货市场以及辅助服务市场获得收益;而自主型是根据供需自主调度，并在市场环境下长期稳定商业运营

  接入虚拟电厂需具备自有监控平台，其功能包括负荷预测、发用电计划管理以及资金结算;可实现数据量测传输，这中间还包括电力、电量分时计量与传输，数据准确性与可靠性满足规定的要求，利用互联网、虚拟专用网、无线G专网)等方式上传至电力调度机构;有一定的调节能力，包括采集周期、具备可负荷电力以及连续调节时间都有较为具体的要求。

  虚拟电厂的控制模式有三种，分别为集中式、分布式和混合式。三种运行模式各有利弊，无论哪一种都不能完全实现效率的绝对保障和收益的完全公平。

  集中式控制模式，优点是运行成本最低或参与电力市场获利最大，缺点是内部发电资源所属权不唯一时，会面临收益二次分配问题;

  分布式控制模式，优点是虚拟电厂计算分配压力小，缺点是各个分布式能源之间相互独立缺乏集中控制下的协调运行;

  相比以上两种控制模式，虚拟电厂第三种控制模式混合控制模式，更具自主性，更存在竞争力，协调性更佳。特点是分布式能源代理商承担了部分虚拟电厂集中整合的职责，大大降低了集中调度模式下的计算负担，同时缓解与分布式能源间的通讯阻塞问题。

  另外，从市场机制来看，目前的虚拟电厂不具备经济性强吸引力。虚拟电厂可参与市场有待拓宽，其盈利空间和商业模式还有极大的优化可能。

  近期来看，在满足市场技术准入要求的前提下，可参与现货市场以及对应品种的辅助服务市场交易。参与日前现货市场，可通过自调度、报量报价或接受市场行情报价三种方式参与;参与辅助服务市场时，以调峰辅助服务为主。

  但是长远来看，虚拟电厂不仅可参与中长期市场交易，方式与常规机组一致，还可参与日前、日内、实时等多种时间尺度的现货市场交易以及辅助服务市场交易。

  而仅是辅助服务市场，其规模就足够令人惊叹。据北京电力交易中心估算：假设远期辅助服务成本为0.03元/KWh，2025年预计电量约9.5万亿千瓦时，2030年约11万亿千瓦时，预计辅助服务市场规模为2850-3300亿元。

  不难看出，虚拟电厂具体应用时并不是固定选择的，而是根据真实的情况进行组合的。

  由于不一样的地区的虚拟电厂需求、模式、市场机制以及发展状况不完全一样，其虚拟电厂选择参与市场时的方式和着重点也不一样。

  国外地区以美国和欧洲为例，美国的虚拟电厂参与系统削峰填谷，以可控负荷的需求响应为主。主要由能源零售商推动，通过指导电力用户暂时变更用电模式进行削峰填谷。

  用电高峰期，零售商以虚拟电厂方式聚合所控制的部分储能，以确保电网系统的稳定性，并提供给需要的用户，获得收益。

  而欧洲地区虚拟电厂参与电力市场交易，以聚合分布式电源为主。一般由独立第三方运营商、发电厂以及输电网运营商合作运营，通过虚拟电厂将大量分布式电源整合后共同参与电能量市场和辅助服务市场。

  近年来，国内对虚拟电厂的宏观政策导向也愈发积极，中央、部委多次提及支持虚拟电厂的发展。

  现阶段国内虚拟电厂还处在试点发展阶段，虚拟电厂项目以研究示范为主，聚焦于需求侧响应模式。

  虚拟电厂和其他灵活资源合理组合可以共同提高供消的稳定性，随着新能源装机规模不断的提高，现阶段我国的虚拟电厂还需要研究建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系。

  虚拟电厂的核心是“通信”和“聚合”，聚合的可调节资源越多，才能在电力调峰中发挥更大的作用。所以我们一定要推动支持虚拟电厂运营商、综合能源服务商、负荷聚合商以及用户侧可调节资源四位一体参与市场调节。

  在政策支持下，虚拟电厂有关技术和模式日渐成熟，目前国内多个虚拟电厂发展也取得了不错的成绩，如：

  上海虚拟电厂，拥有调度-交易-运营一体化运营体系，目前平台已接入20家虚拟电厂，最大调节能力可达41.48万千瓦;

  作为首个市场化运营的示范工程的冀北虚拟电厂，目前接入总容量为35.8万千瓦，最大调节能力为20.4万千瓦;

  深圳虚拟电厂是首家虚拟电厂管理中心，对接虚拟电厂运营商累计66家，接入资源规模达150万千瓦，最大调节能力为30万千瓦。

  作为工业种类最齐全的经济大省，山东用电的保供需求极大;再加上近几年新能源装机迅速增长，山东新能源消纳需求爆发。

  山东日均最高负荷同比增长9.48%，全网用电量同比增长5.69%，10天破亿，两创新高，首次出现午晚峰同时破亿。

  山东电网风光新能源总装机为7647万千瓦，新能源最大出力达4769万千瓦，午间消纳能力已经趋于饱和。

  面对以上两个问题，山东不仅要整合分布式能源资源，挖掘各类负荷侧调节潜力，实现能源的高效配置和灵活调度。还要完善电力市场规则，激发负荷侧资源参与调解积极性，提高电网调节能力。

  这时候就轮到虚拟电厂发挥作用了，发展虚拟电厂也成为了山东解决以上两大问题的不二选择。

  现阶段山东三家虚拟电厂接入资源总量为53.88万千瓦，可调节容量9.56万千瓦。

  其中，中广核运营虚拟电厂接入资源包括特来电充换电站、特锐德工业园区等。总容量8.8万千瓦，可调节容量2.26万千瓦;

  国电投运营虚拟电厂接入资源包括分布式光伏等，总容量5.93万千瓦，可调节容量4.03万千瓦;

  华能虚拟电厂接入资源包括代理购电企业、空调负荷、充换电站等，总容量39.15万千瓦，可调节容量3.27万千瓦。

  山东现行虚拟电厂有关要求均以2022年6月山东能监办、山东省发改委、省能源局联合印发的《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》(鲁监能市场[2022]34号)为准。

  现在山东的虚拟电厂主要是用作移峰填谷。参与填谷交易，缓解负荷低谷时段或新能源大发导致电网负备用不足问题;参与顶峰交易，缓解负荷高峰时段发电不足产生的电力短缺问题。

  目前，山东能监办正在组织修订市场规则，拟更新虚拟电厂参与市场机制，对虚拟电厂并网运行管理、注册入场要求、市场交易组织方式和结算等方面做明确。

  中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。