“虚拟”电厂带来“真实”保障(2)

　　“虚拟电厂的电力来源可以分为两大类。”张晓萱介绍，一类是其聚合的分布式电源、储能、电动车等向电网提供的富余电力；另一类是虚拟电厂通过控制其聚合的可调节负荷，削减用电高峰时的电力需求，所节省的部分等效于向电网提供了电力。

　　以国家电网冀北电力公司2019年投运的虚拟电厂示范工程为例，该电厂聚合了张家口、秦皇岛、承德、廊坊地区的可调节工商业、蓄热式电锅炉、智慧楼宇、储能等资源，主要参与华北调峰辅助服务市场的运营。在凌晨4时至6时风力大发期间，虚拟电厂控制蓄热式电锅炉、储能、电动汽车等分布式资源储存电力，到了晚上7时至8时用电高峰期，再将储存起来的这部分电力提供给电网，属于上述第一类电力来源。在此阶段，虚拟电厂还可将商业楼宇空调等柔性负荷降下来，节省大量电力以保障用电稳定，属于上述第二类电力来源。

　　同样具备调峰、调频功能，虚拟电厂的调节效率远高于传统的供应侧调节。张晓萱告诉记者，传统煤电机组增减出力的响应时间较长，参与调峰受爬坡速率的限制。一般来说，一台煤电机组从最小出力到额定出力需要1到2个小时。而虚拟电厂聚合的储能、可调节负荷等资源响应速度可达到分钟级甚至秒级，显然快于前者。

　　不仅如此，虚拟电厂在稳定电力供应方面还呈现出更高的经济性。以往在出现较大用电负荷时，供应侧的调节方式往往是扩建电厂、调动备用电源、加强有序用电管理等。而虚拟电厂通过降低用电侧负荷来保障用电稳定，不会对居民、工商业用电产生过大影响，成本更低，对环境也更友好。

　　国家电网的一项测算显示，同样为了维持电力系统稳定，传统火电厂如果要建设煤电机组来实现经营区域内电力削峰填谷，以满足5%的峰值负荷需求即最大用电需求计算，需投入电厂及配套电网建设成本约4000亿元；如果借助虚拟电厂来实现同样的功能，其建设、运营、激励等环节仅需投资500亿元至600亿元，成本远低于前者。

　　发展机制仍待完善

　　——推动虚拟电厂大规模发展还需进一步明确其盈利机制，并协调好供电侧等多方关系

　　业内人士分析，虚拟电厂近来关注度高涨，一方面源于极端天气等因素催生的用电需求，另一方面，储能、新能源汽车等相关技术的成熟让虚拟电厂得以获取更多电力资源。此外，依托物联网、大数据等手段，虚拟电厂能较为精准地预测可再生能源的发电情况，避免“弃风弃光”现象，节省电力资源的同时也能实现其在更大范围内的优化配置。

　　不过，和传统电厂一样，虚拟电厂的运作还要考虑一个关键问题——如何盈利？

　　张晓萱告诉记者，国内的虚拟电厂主要通过参与辅助服务市场和需求侧响应来赚取一定费用。前者指为电力系统调节等提供服务，后者则是根据电网需求，调整用电侧的使用情况。总体看，目前国内的虚拟电厂盈利模式较为单一，激励机制还不够。

　　记者了解到，在虚拟电厂布局较早的部分欧洲国家，当地虚拟电厂可通过向发电企业提供电力规划和技术支持等获取服务费，或帮助发电企业接入电网完成电力交易后收取部分费用。业内人士认为，参照部分欧洲国家的经验，中国的虚拟电厂在盈利模式等方面可实现一定创新。比如进一步丰富辅助服务市场交易品种，加快电力现货市场、容量市场建设，拓宽虚拟电厂参与市场的渠道。此外，可探索能源托管、节能服务等其他增值服务，如提供节约电费、降碳分析方案等。