电力现货市场环境下虚拟电厂发展的冷思考

　　近年来，随着新能源电源的快速发展，电网低谷时段保消纳问题突出，同时由于电能替代等因素影响，电网高峰时段保供压力渐增。为了解决保消纳、保供问题，电网调度运行需要大量同时具备上调和下调能力的调节性电源。但是建设抽蓄、电化学储能等常规调节性电源的缺点明显，其一是固定投资大、建设周期长;其二是存在15%～25%的能量转换损耗。在这个大背景下，具备常规调节性电源同等功效的虚拟电厂脱颖而出，得到国内资本界和产业界的推崇，成为新型电力系统的热门概念和发展风口。

　　虚拟电厂的功能定位和市场空间

　　虚拟电厂聚合的电力资源包括分布式新能源、储能和电力负荷。从电网侧看，虚拟电厂对外可以呈现为提供出力的电源，也可以呈现为纯粹的用电负荷，在价格机制激励下，虚拟电厂可以通过内部控制手段，实现从电源到负荷的双向状态转换，以求获得最大的经济效益。在国内，由于虚拟电厂聚合的电源资源通常小于负荷资源，对外一般呈现净负荷特性，因此，将虚拟电厂同负荷聚合商、可调节负荷等一起归类为需求侧资源。

　　虚拟电厂和微网的最大区别在于微网的电源和负荷均处在同一地理位置，而虚拟电厂聚合的资源可以位于同一电网的不同地理位置。虚拟电厂最显著的特点是出力或者负荷可以灵活调节，这就为虚拟电厂参与电力市场创造了条件。

　　在电力现货市场，在低电价时段虚拟电厂可以多用电，在高电价时段虚拟电厂可以少用电甚至提供电，由此获得的差价收益可由虚拟电厂聚合的资源内部分享。

　　在电力辅助服务市场，虚拟电厂可以参与调峰、调频辅助服务市场。调峰是在电力现货市场缺位情况下的特有辅助服务，必将随着现货市场的建设和完善逐步融合消失。调频分为一次调频和AGC调频，一次调频的响应时间要求为秒级，虚拟电厂聚合资源众多、调节性能各异，且控制指令下发链条偏长，很难满足一次调频时间要求，因此，虚拟电厂参与调频辅助服务市场通常是指参与AGC调频市场。AGC调频的响应时间要求为分钟级，按照最新版《电网运行准则》(GB/T 31464-2022)规定，AGC发送指令的周期不大于30秒，这对虚拟电厂的调节能力提出了较高的要求。事实上，在AGC调频市场最重要的两个技术指标即调节速率和调节精度上，虚拟电厂并不具备优势，因此，AGC调频市场可能不是虚拟电厂发挥效能的主战场。

　　电力现货市场环境下虚拟电厂发展将受限

　　国内电力现货市场基本采用节点电价体系，个别省份例如江苏，采用的分区电价体系也是先计算出节点电价，然后再加权平均得出分区电价。节点电价计算的前提条件是所有的发电和负荷必须放在具体的节点(在国内电力现货市场模型中，节点的最小颗粒度为220千伏母线)。换句话说，节点电价机制要求虚拟电厂聚合的资源必须位于同一节点，不允许跨节点聚合。因为不同节点的节点电价不同，代表不同节点资源的结算电价不同，其发出的经济激励信号也不尽相同。例如高价节点鼓励负荷减少用电，而低价节点鼓励负荷增加用电，在这种情况下，跨节点聚合资源的虚拟电厂无法面对不同的节点电价进行响应。如果聚合的资源跨了节点，那么虚拟电厂必须按节点进行拆分。也就是说，在节点电价体系下，每个虚拟电厂聚合资源的范围均被严格限定在单个节点内部，其聚合规模将受到极大限制，因此，虚拟电厂的容量规模注定做不大。

　　目前，国内现货市场负荷侧基本采用报量不报价方式参与市场。负荷侧采用统一的发电节点加权平均电价作为结算电价。从一定意义上说，现阶段负荷侧并未真正参与现货市场，不能对节点电价的高低进行有效的响应，也不具备相应的灵活调节性。这里隐含了两层意义：其一，用户电价是事后结算的，事前并不知晓，用户负荷失去了随电价调节负荷的客观可能性;其二，在省级市场范围内所有用户的电价是相同的，失去了节点价格随位置而不同的地理属性。正是因为现阶段负荷侧没有真正参与节点电价结算，才使得节点没有成为制约虚拟电厂聚合范围的约束条件，虚拟电厂的容量规模才得以扩大。当前的现状是只要同属同一个省级市场，其内部资源无论身处何处，都可以聚合至单个虚拟电厂。值得指出的是，随着电力现货市场的深入推进，负荷侧将以报量报价方式参与现货市场，并且按照所在节点的节点电价进行结算。在这个阶段，虚拟电厂跨节点聚合资源的情形将不复存在，其发展规模将受到较大限制。更为重要的是，在节点电价体系下，即使是只聚合单个节点内部资源的虚拟电厂，其存在的意义也将大打折扣。因为单个资源可以自主响应节点电价进行调节，从而直接获得相应收益，参与聚合的意义不大。需要说明的是，只有节点电价型现货市场对虚拟电厂资源聚合范围有这个约束，而双边交易型现货市场并不存在这个约束，这也是虚拟电厂在以节点电价为主的美国电力市场没有得到蓬勃发展的主要原因所在。

　　双边交易型现货市场对用户用电行为严格遵循交易曲线的要求很高，可能并不适用于国内市场，所以国内现货市场均为节点电价型现货市场。尽管自身也存在出清结果难以解释、新能源高占比市场长时间负电价不尽合理等诸多问题，但节点电价体系仍然是目前世界上完美结合电力系统物理特性和商品市场经济特性的最好的现货市场核心理论，短期内不存在任何被取代的可能性。因此，节点电价体系对虚拟电厂发展的限制是需要认真考虑的现实问题。

　　电力现货市场环境下虚拟电厂发展方向探讨

　　在电力现货市场环境下，节点电价体系只是限制了虚拟电厂的扩张，而不是杜绝了虚拟电厂的发展。在节点内部，虚拟电厂还是可以大有作为的，但是其发展思路应该有所转变，不再聚合普通资源，而应聚焦于聚合分布式新能源，特别是分布式光伏发电，这既可以降低电网运行的安全风险，又可以充分发挥虚拟电厂的体量优势，提高单个分布式新能源的市场收益，真正体现虚拟电厂的多重价值。

　　随着分布式新能源装机的迅猛增长，分布式新能源缺乏必要控制手段的问题逐渐凸显，给电网调度运行带来了不可忽视的安全风险。例如，在日出时段，分布式光伏发电出力迅速从零上升至满功率，其爬坡率远超常规火电机组甚至水电机组爬坡率，通常造成电网时段性高频，这是困扰电网调度运行的现实问题，也是虚拟电厂可以有所作为的新发展方向。将分散的分布式新能源聚合到虚拟电厂后，通过聚合平台的控制手段，可以实现对分布式新能源出力的有效控制，也就是说，虚拟电厂能够提高分布式新能源的电网友好性，这也是虚拟电厂的安全价值所在。尽管分布式新能源点多面广，但在地理位置上相近，按照节点进行聚合是可行的。不同节点的分布式新能源聚合成不同的虚拟电厂，一方面解决了分布式新能源不可控制的电网运行难题，另一方面也为分布式新能源提供了新的发展空间。此外，在电力现货市场环境下，单个分布式新能源只能是节点电价的被动接受者，而作为分布式新能源聚合体的虚拟电厂可以通过报量报价的方式参与市场运营，有效提高整体收益，再通过公平合理的内部收益分配机制来提高单个分布式新能源的收益，这方面的研究和实践值得进一步探索。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2024年10期，作者供职于国家电网有限公司华东分部调度控制中心