新型电力系统背景下虚拟电厂实践-国家电网_4页_11mb

新型电力系统背景下虚拟电厂实践总结

核心内容

虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的智慧能源系统，通过聚合可调负荷、储能及分布式电源等资源，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易。其在缓解电力供需矛盾、促进分布式新能源并网消纳、服务用户多元化用能等方面具有重要作用。

主要观点

• 虚拟电厂是一种跨空间、广域的源网荷储集成商，分为电源型、负荷型和混合型。
• 虚拟电厂与需求响应均以市场化方式引导资源参与电网运行调节，但虚拟电厂具备更广泛的资源聚合能力。
• 虚拟电厂通过物联网、云计算等技术实现资源在线监测与优化调控，提升系统运行效率和市场交易能力。
• 虚拟电厂可有效应对极端天气下的电力供需矛盾，通过灵活调度资源支撑电网安全稳定运行。

关键信息

国内发展历程

• 2015年：国家发改委批复上海黄浦商业建筑需求侧管理示范项目。
• 2016年：“虚拟电厂”标准获得国际电工委员会（IEC）批准立项。
• 2018年：国家能源局《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》提出虚拟电厂示范。
• 2023年：海黄浦区启动需求响应型虚拟电厂试点工作，冀北公司启动多主体多能虚拟电厂关键技术研究项目，上海建成黄浦区商业建筑典范虚拟电厂示范工程。

国外实践情况

• 澳大利亚：2019年启动虚拟电厂示范项目，2021年已注册居民储能电池规模约168MW，预计2022年底虚拟电厂规模将达700MW。主要参与紧急频率控制辅助服务市场。
• 德国：Next Kraftwerke成立于2009年，建立欧洲最大的虚拟电厂，聚合资源包括沼气电厂、热电联产、光伏、储能等，通过NEMOCS平台实现资源监控与调控。
• 美国：虚拟电厂主要基于需求响应计划发展，解决小规模分布式电源参与市场问题，形成负荷响应和分布式电源管理的新型解决方案。

国内实践情况

• 深圳：2022年接入平台的市场主体约14家，接入装机容量约87万千瓦，响应资源约60MW。具备实时响应、模块化设计、灵活扩展等优势，实现快速调节与高效运行。
• 冀北：建设“云管边端”体系架构，总容量358MW，最大调节能力204MW。2022年响应最大调节功率为154MW，调节速率达15.7MW/min。
• 上海：已接入12家虚拟电厂，初步形成1000MW发电能力，响应资源包括工商业楼宇、电动汽车、冷热电三联供等。黄浦区约50%商业建筑接入虚拟电厂平台，2018年起累计调峰效益超170万元。

应用场景

• 缓解极端天气下的电力供需矛盾：通过聚合异构资源，实现快速响应和调节，保障电网稳定运行。
• 促进分布式新能源并网消纳：提升新能源的纳消能力，支持现货市场交易。
• 服务用户多元化用能：通过分析用户负荷特性，优化用电行为，降低碳排放和用电成本。

技术架构

虚拟电厂采用“云管边端”分层架构：

• 云：VPP管控平台，与电网运营商、交易平台和边缘服务器互联。
• 管：通信网络，保障信息交互的安全性、准确性与时效性。
• 边：边缘服务器，实现资源本地自治和策略生成。
• 端：监测与调控装置，采集和执行调节控制操作。

投资效益分析

• 储能建设容量按最大调频容量5万千瓦，年均运行小时数1000小时计算，平均每天放电能力需达到13.69万千瓦时。
• 收益测算包括日前级、小时级、分钟级资源响应，以及调峰辅助服务市场和调频服务收益。合计收益约1.255亿元。

发展建议

1. 完善试点支持政策：扩大激励资金来源，推动需求侧资源常态化参与市场交易。
2. 加强统筹管理与顶层设计：推动各方联合发力，将需求侧资源纳入双碳战略和能源安全体系。
3. 推行强制性标准和产品认证制度：建立统一的互动接口标准和评价认证制度，提升资源接入与运营效率。
4. 提升数字化支撑能力：融合大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等技术，实现响应系统智能化与自动化。

总结

虚拟电厂作为新型电力系统的重要组成部分，正逐步在国内外得到推广与应用。其通过聚合多元资源，实现灵活调度与市场交易，对提升电网运行效率、促进新能源消纳、服务用户需求等方面具有显著作用。未来，需进一步完善政策支持、技术标准和市场机制，推动虚拟电厂的规模化与商业化发展。