虚拟电厂发展前景及其经济效益分析

黄 霞,杨 敏,吕龙彪,马燕如,沈玉明

(国网安徽省电力有限公司经济技术研究院，安徽 合肥 230022)

0 引言

在“双碳”目标指引下,新能源发展迅猛,电力系统正加快向以新能源为主体的新型电力系统演变。同时由于社会用电短期峰值负荷不断攀升,叠加极端天气的影响,部分区域电力供需紧张。电网发展面临“多难”局面,“双高”“双峰”特性明显,极端情况下2030年电网备用容量缺口将达到2亿kW[1]。虚拟电厂作为化解新型电力系统构建关键问题的重要手段之一,具有聚合广泛、控制力强、组建灵活等多重优势,可大力提升电力系统综合调节能力,缓解电力供需紧张形势,市场前景广阔。

目前,国内对于虚拟电厂的研究主要集中在虚拟电厂关键技术研究,如优化调控技术[2]、分布式协同控制技术[3-4]、面向区域统一电力市场的虚拟电厂关键技术[5]等。针对虚拟电厂的经济效益分析较少,本文在梳理国内外虚拟电厂发展现状的基础上,分析虚拟电厂的经济效益,研判我国虚拟电厂发展前景,为虚拟电厂及相关行业的管理者及投资者提供参考,推动和促进新型电力系统建设。

1 虚拟电厂发展现状

1.1 国外发展现状

虚拟电厂的研究和实施始于欧洲和北美[6],在2000年左右便启动了虚拟电厂探索。欧洲虚拟电厂聚焦电源侧,以分布式电源的聚合为主,参与电力市场交易,如:德国虚拟电厂运营商Next Kraftwerke远程连接并管理近万个分布式能源单元,规模超9 000 MW[7],通过参与电力市场获取收益;美国虚拟电厂聚焦需求侧,以可控符合的需求响应为主,参与系统削峰填谷[1],需求响应总能力达680 MW,德克萨斯州空调负荷管理项目中,Austin Energy利用温控器循环控制用户空调,削峰能力约90 MW[8]。

1.2 国内发展现状

我国虚拟电厂处于研究和示范为主的起步探索阶段[9],上海、河北、广东、江苏、安徽、深圳等地相继开展了虚拟电厂试点。各地试点的虚拟电厂项目以邀约型试点为主,资源类型主要为需求侧资源型和混合型。2016年上海启动全国首个以商业楼宇柔性负荷为主体的虚拟电厂建设(黄浦区商业建筑虚拟电厂)[10],该虚拟电厂已成为电力需求响应日常调度资源,累计调度超1 700幢次/27.8万kW,单次最大削减负荷5万kW[11]。2019年底冀北虚拟电厂示范工程投运,工程一期接入蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等11类资源,可调容量约4万kW。2019年到2020年供热季参与华北调峰辅助服务市场,合计填谷电量达785万kW·h,实现收益约160万元[12]。2019年合肥聚焦技术型虚拟电厂开展建设,目前已接入资源244.75 MW,包括光伏电站、储能以及可调节资源,为混合型虚拟电厂[13]。2022年国内首家虚拟电厂管理中心在深圳挂牌成立,全量接入了“电力充储放一张网”,以及建筑楼宇、工业园区等资源,接入资源规模超过150万kW,实时调控能力超30万kW[14]。

2 虚拟电厂发展前景

2.1 资源

与传统的实体电厂相比,虚拟电厂具有明显优势,构成资源具有多样性,不仅可以调度各样的分布式电厂(包括水电机组、太阳能机组、潮汐机组等可再生能源机组),还可以通过需求响应,采用需求侧管理以及用户储能、余压余热利用等措施实现节能。二是虚拟电厂的构成资源具有协调性,由于各地区用电情况不同,虚拟电厂的出力成本具有地域和时间上的差别[15],多家电厂相互配合,可更好参与电力系统。三是虚拟电厂的构成资源更具环保性,虚拟电厂整合大都为可再生能源分布式电厂,不会对环境产生污染,通过节能技术和可控负荷而实现的电能生产甚至可以实现零排放[16]。截止到2022年底,我国分布式光伏累计装机达15 762万kW[17],分布式电源装机量大,且各种楼宇用户、工业用户、居民用户、电动汽车和储能等新兴负荷的可调负荷资源类型丰富,潜力巨大。

2.2 需求

新型电力系统的核心特征是新能源为主体,随着新能源倍增发展,消纳矛盾将进一步加剧,需要借助市场化手段,引导新能源增强自身调节能力,虚拟电厂作为一种特殊的电厂,可以推动新能源场站与共享储能聚合,提升新能源参与市场的经济效益,保障电力系统的可靠运行。同时极端情况下2030年电网备用容量缺口将达到2亿kW[1],形式严峻,亟需充分挖掘需求侧资源潜力,保障电力可靠供应。此外随着分布式电源、储能、电动汽车等新型发用电主体不断涌现,发电主体呈现体小量大、布局分散、特性各异、随机性强等特征,亟需引导分散的市场主体通过虚拟电厂等方式化零为整、协同运行,提升电力系统调节能力。

2.3 市场

虚拟电厂作为聚合多种能源的载体在市场交易中具有重要的市场主体地位,作为一种新型的独立市场主体,虚拟电厂可参与多品种全周期的电能交易,包括调峰、调频以及需求响应等。当前全国大部分省份都已建立较为完善的调峰、调频辅助服务市场,且已有越来越多的省市结合电网运行特征和负荷特点,开展需求响应实施工作,需求响应市场正在逐步完善。同时随着电力市场化进程加快,电力市场化交易比重持续提升,电力现货市场试点稳步推进,均为虚拟电厂参与电力市场提供了坚强有力的支撑。

3 经济效益方面

3.1 成本计算

虚拟电厂各聚合资源成本通用计算公式如式(1)所示。

(1)

式中:Cx为各聚合资源成本;Ix为各资源系统的初始固定投资费用;Pom为各系统的运行维护率;τ为基准折现率;T为设备全寿命周期。

日耗成本如式(2)所示。

(2)

式中:Cd为日耗成本。

3.2 收益计算

3.2.1 小型聚合可调控负荷

不参与虚拟电厂时,小型可调控负荷收益如式(3)所示。

R0,rl=-Cd,rl

(3)

式中:R0,rl为小型可调控负荷收益;Cd,rl为小型可调控负荷日耗成本。

参与虚拟电厂时,小型可调控负荷收益如式(4)所示。

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

(4)

式中:R1,rl为小型可调控负荷收益;pvpp为虚拟电厂电价;pg为购电电价;Qvpp,rl为小型可调控负荷用电量;Rother为包含辅助费的其他收入;Cd,rl为可调控负荷日耗成本;Csvpp,rl为小型可调控负荷向虚拟电厂缴纳的服务费。

3.2.2 储能

不参与虚拟电厂时,储能收益如式(5)所示。

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

(5)

式中:R0,ens为不参与虚拟电厂的储能收益;pg,p为电网峰时电价;pg,v为电网谷时电价;Q0,gens为储能上网电量;Rother为包含辅助费的其他收入;Cd,ens为储能日耗成本。

存在虚拟电厂时,储能收益如式(6)所示。

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

(6)

式中:R1,ens为存在虚拟电厂的储能收益;pvpp为虚拟电厂电价;pg为充电电价;Q1,gens为虚拟电厂中储能上网电量;Rother为包含辅助费的其他收入;Cd,ens为储能日耗成本;Csvpp为储能向虚拟电厂缴纳的服务费。

3.2.3 分布式光伏

不参与虚拟电厂时,光伏单独收益如式(7)所示。

R0,PV=pg×Q0,gPV+pre×Q0,gPV-Cd,PV

(7)

式中:R0,PV为不参与虚拟电厂的光伏单独收益;pg为上网电价;Q0,gPV为无虚拟电厂时光伏上网电量;pre为新能源度电补贴单价;Cd,PV为光伏日耗成本。

参与虚拟电厂时,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为参与虚拟电厂的光伏收益;pvpp为虚拟电厂电价;Qvpp,PV为存在虚拟电厂时光伏内部售电量;Q1,gPV为存在虚拟电厂时光伏上网电量;Rother为包含辅助费的其他收入;Csvpp,PV为分布式光伏单元向虚拟电厂缴纳的服务费用。

3.3 不同类型虚拟电厂的经济效益

本研究以某省为例,分别分析负荷型虚拟电厂和电源型虚拟电厂的经济效益。

负荷型虚拟电厂:将单个需求响应能力不足0.2 MW的40个中小型工商业用户聚合,使其获得虚拟电厂收益。为提高调节能力、实现精准响应,进一步与2.5 MW/10 MW·h的用户侧储能聚合,形成虚拟电厂,直接参与需求响应获取补贴。经测算,虚拟电厂年收益较聚合前提高4%,如图1所示。

图1 工商业负荷+用户侧储能聚合前后收益对比

当前虚拟电厂已具备经济性,且随着储能造价水平持续下降,该虚拟电厂整体收益率将逐步提升,如图2所示。

图2 负荷型虚拟电厂内部收益率变化趋势

电源型虚拟电厂:在新能源部分发电量参与现货市场交易情况下,新能源企业为提高收益,存在构建虚拟电厂参与市场意愿。假设新能源的10%发电量参与现货市场,30座合计700 MW的光伏电站与1座112 MW/224 MW·h的储能电站聚合形成虚拟电厂,作为整体跟踪上网电价走势,实现低价储电、高价发电。经测算,虚拟电厂年收益较聚合前提高8%,如图3所示。

图3 光伏+储能聚合前后收益对比

随着储能造价持续下降,当现货市场最高价与午间新能源大发时段电价差达0.6元/kW·h时,2025年该虚拟电厂收益率可达8%,如图4所示。考虑单个光伏电站存在申报与实际发电量的偏差考核成本后,虚拟电厂收益率更高。

图4 电源型虚拟电厂满足8%收益率条件下现货市场价差

4 结论

本文通过梳理国内外虚拟电厂发展现状,从资源、需求以及市场三个方面剖析我国虚拟电厂发展前景,并计算负荷型虚拟电厂、电源型虚拟电厂两种虚拟电厂的经济性,研究发现虚拟电厂利用平台聚合与控制功能,发挥分散资源规模效益,参与需求响应、现货市场等,盈利能力较聚合前明显增强;负荷型虚拟电厂当前已具备经济性,电源型虚拟电厂2025年后逐步具备经济性。