虛擬電廠發(fā)展前景及其經(jīng)濟(jì)效益分析

黃 霞,楊 敏,呂龍彪,馬燕如,沈玉明

(國(guó)網(wǎng)安徽省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，安徽 合肥 230022)

0 引言

在“雙碳”目標(biāo)指引下,新能源發(fā)展迅猛,電力系統(tǒng)正加快向以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)演變。同時(shí)由于社會(huì)用電短期峰值負(fù)荷不斷攀升,疊加極端天氣的影響,部分區(qū)域電力供需緊張。電網(wǎng)發(fā)展面臨“多難”局面,“雙高”“雙峰”特性明顯,極端情況下2030年電網(wǎng)備用容量缺口將達(dá)到2億kW[1]。虛擬電廠作為化解新型電力系統(tǒng)構(gòu)建關(guān)鍵問(wèn)題的重要手段之一,具有聚合廣泛、控制力強(qiáng)、組建靈活等多重優(yōu)勢(shì),可大力提升電力系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力,緩解電力供需緊張形勢(shì),市場(chǎng)前景廣闊。

目前,國(guó)內(nèi)對(duì)于虛擬電廠的研究主要集中在虛擬電廠關(guān)鍵技術(shù)研究,如優(yōu)化調(diào)控技術(shù)[2]、分布式協(xié)同控制技術(shù)[3-4]、面向區(qū)域統(tǒng)一電力市場(chǎng)的虛擬電廠關(guān)鍵技術(shù)[5]等。針對(duì)虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益分析較少,本文在梳理國(guó)內(nèi)外虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上,分析虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益,研判我國(guó)虛擬電廠發(fā)展前景,為虛擬電廠及相關(guān)行業(yè)的管理者及投資者提供參考,推動(dòng)和促進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)。

1 虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 國(guó)外發(fā)展現(xiàn)狀

虛擬電廠的研究和實(shí)施始于歐洲和北美[6],在2000年左右便啟動(dòng)了虛擬電廠探索。歐洲虛擬電廠聚焦電源側(cè),以分布式電源的聚合為主,參與電力市場(chǎng)交易,如:德國(guó)虛擬電廠運(yùn)營(yíng)商N(yùn)ext Kraftwerke遠(yuǎn)程連接并管理近萬(wàn)個(gè)分布式能源單元,規(guī)模超9 000 MW[7],通過(guò)參與電力市場(chǎng)獲取收益;美國(guó)虛擬電廠聚焦需求側(cè),以可控符合的需求響應(yīng)為主,參與系統(tǒng)削峰填谷[1],需求響應(yīng)總能力達(dá)680 MW,德克薩斯州空調(diào)負(fù)荷管理項(xiàng)目中,Austin Energy利用溫控器循環(huán)控制用戶(hù)空調(diào),削峰能力約90 MW[8]。

1.2 國(guó)內(nèi)發(fā)展現(xiàn)狀

我國(guó)虛擬電廠處于研究和示范為主的起步探索階段[9],上海、河北、廣東、江蘇、安徽、深圳等地相繼開(kāi)展了虛擬電廠試點(diǎn)。各地試點(diǎn)的虛擬電廠項(xiàng)目以邀約型試點(diǎn)為主,資源類(lèi)型主要為需求側(cè)資源型和混合型。2016年上海啟動(dòng)全國(guó)首個(gè)以商業(yè)樓宇柔性負(fù)荷為主體的虛擬電廠建設(shè)(黃浦區(qū)商業(yè)建筑虛擬電廠)[10],該虛擬電廠已成為電力需求響應(yīng)日常調(diào)度資源,累計(jì)調(diào)度超1 700幢次/27.8萬(wàn)kW,單次最大削減負(fù)荷5萬(wàn)kW[11]。2019年底冀北虛擬電廠示范工程投運(yùn),工程一期接入蓄熱式電采暖、可調(diào)節(jié)工商業(yè)、智能樓宇、智能家居、儲(chǔ)能、電動(dòng)汽車(chē)充電站、分布式光伏等11類(lèi)資源,可調(diào)容量約4萬(wàn)kW。2019年到2020年供熱季參與華北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng),合計(jì)填谷電量達(dá)785萬(wàn)kW·h,實(shí)現(xiàn)收益約160萬(wàn)元[12]。2019年合肥聚焦技術(shù)型虛擬電廠開(kāi)展建設(shè),目前已接入資源244.75 MW,包括光伏電站、儲(chǔ)能以及可調(diào)節(jié)資源,為混合型虛擬電廠[13]。2022年國(guó)內(nèi)首家虛擬電廠管理中心在深圳掛牌成立,全量接入了“電力充儲(chǔ)放一張網(wǎng)”,以及建筑樓宇、工業(yè)園區(qū)等資源,接入資源規(guī)模超過(guò)150萬(wàn)kW,實(shí)時(shí)調(diào)控能力超30萬(wàn)kW[14]。

2 虛擬電廠發(fā)展前景

2.1 資源

與傳統(tǒng)的實(shí)體電廠相比,虛擬電廠具有明顯優(yōu)勢(shì),構(gòu)成資源具有多樣性,不僅可以調(diào)度各樣的分布式電廠(包括水電機(jī)組、太陽(yáng)能機(jī)組、潮汐機(jī)組等可再生能源機(jī)組),還可以通過(guò)需求響應(yīng),采用需求側(cè)管理以及用戶(hù)儲(chǔ)能、余壓余熱利用等措施實(shí)現(xiàn)節(jié)能。二是虛擬電廠的構(gòu)成資源具有協(xié)調(diào)性,由于各地區(qū)用電情況不同,虛擬電廠的出力成本具有地域和時(shí)間上的差別[15],多家電廠相互配合,可更好參與電力系統(tǒng)。三是虛擬電廠的構(gòu)成資源更具環(huán)保性,虛擬電廠整合大都為可再生能源分布式電廠,不會(huì)對(duì)環(huán)境產(chǎn)生污染,通過(guò)節(jié)能技術(shù)和可控負(fù)荷而實(shí)現(xiàn)的電能生產(chǎn)甚至可以實(shí)現(xiàn)零排放[16]。截止到2022年底,我國(guó)分布式光伏累計(jì)裝機(jī)達(dá)15 762萬(wàn)kW[17],分布式電源裝機(jī)量大,且各種樓宇用戶(hù)、工業(yè)用戶(hù)、居民用戶(hù)、電動(dòng)汽車(chē)和儲(chǔ)能等新興負(fù)荷的可調(diào)負(fù)荷資源類(lèi)型豐富,潛力巨大。

2.2 需求

新型電力系統(tǒng)的核心特征是新能源為主體,隨著新能源倍增發(fā)展,消納矛盾將進(jìn)一步加劇,需要借助市場(chǎng)化手段,引導(dǎo)新能源增強(qiáng)自身調(diào)節(jié)能力,虛擬電廠作為一種特殊的電廠,可以推動(dòng)新能源場(chǎng)站與共享儲(chǔ)能聚合,提升新能源參與市場(chǎng)的經(jīng)濟(jì)效益,保障電力系統(tǒng)的可靠運(yùn)行。同時(shí)極端情況下2030年電網(wǎng)備用容量缺口將達(dá)到2億kW[1],形式嚴(yán)峻,亟需充分挖掘需求側(cè)資源潛力,保障電力可靠供應(yīng)。此外隨著分布式電源、儲(chǔ)能、電動(dòng)汽車(chē)等新型發(fā)用電主體不斷涌現(xiàn),發(fā)電主體呈現(xiàn)體小量大、布局分散、特性各異、隨機(jī)性強(qiáng)等特征,亟需引導(dǎo)分散的市場(chǎng)主體通過(guò)虛擬電廠等方式化零為整、協(xié)同運(yùn)行,提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

2.3 市場(chǎng)

虛擬電廠作為聚合多種能源的載體在市場(chǎng)交易中具有重要的市場(chǎng)主體地位,作為一種新型的獨(dú)立市場(chǎng)主體,虛擬電廠可參與多品種全周期的電能交易,包括調(diào)峰、調(diào)頻以及需求響應(yīng)等。當(dāng)前全國(guó)大部分省份都已建立較為完善的調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng),且已有越來(lái)越多的省市結(jié)合電網(wǎng)運(yùn)行特征和負(fù)荷特點(diǎn),開(kāi)展需求響應(yīng)實(shí)施工作,需求響應(yīng)市場(chǎng)正在逐步完善。同時(shí)隨著電力市場(chǎng)化進(jìn)程加快,電力市場(chǎng)化交易比重持續(xù)提升,電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)穩(wěn)步推進(jìn),均為虛擬電廠參與電力市場(chǎng)提供了堅(jiān)強(qiáng)有力的支撐。

3 經(jīng)濟(jì)效益方面

3.1 成本計(jì)算

虛擬電廠各聚合資源成本通用計(jì)算公式如式(1)所示。

(1)

式中:Cx為各聚合資源成本;Ix為各資源系統(tǒng)的初始固定投資費(fèi)用;Pom為各系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)率;τ為基準(zhǔn)折現(xiàn)率;T為設(shè)備全壽命周期。

日耗成本如式(2)所示。

(2)

式中:Cd為日耗成本。

3.2 收益計(jì)算

3.2.1 小型聚合可調(diào)控負(fù)荷

不參與虛擬電廠時(shí),小型可調(diào)控負(fù)荷收益如式(3)所示。

R0,rl=-Cd,rl

(3)

式中:R0,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷收益;Cd,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷日耗成本。

參與虛擬電廠時(shí),小型可調(diào)控負(fù)荷收益如式(4)所示。

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

(4)

式中:R1,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷收益;pvpp為虛擬電廠電價(jià);pg為購(gòu)電電價(jià);Qvpp,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷用電量;Rother為包含輔助費(fèi)的其他收入;Cd,rl為可調(diào)控負(fù)荷日耗成本;Csvpp,rl為小型可調(diào)控負(fù)荷向虛擬電廠繳納的服務(wù)費(fèi)。

3.2.2 儲(chǔ)能

不參與虛擬電廠時(shí),儲(chǔ)能收益如式(5)所示。

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

(5)

式中:R0,ens為不參與虛擬電廠的儲(chǔ)能收益;pg,p為電網(wǎng)峰時(shí)電價(jià);pg,v為電網(wǎng)谷時(shí)電價(jià);Q0,gens為儲(chǔ)能上網(wǎng)電量;Rother為包含輔助費(fèi)的其他收入;Cd,ens為儲(chǔ)能日耗成本。

存在虛擬電廠時(shí),儲(chǔ)能收益如式(6)所示。

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

(6)

式中:R1,ens為存在虛擬電廠的儲(chǔ)能收益;pvpp為虛擬電廠電價(jià);pg為充電電價(jià);Q1,gens為虛擬電廠中儲(chǔ)能上網(wǎng)電量;Rother為包含輔助費(fèi)的其他收入;Cd,ens為儲(chǔ)能日耗成本;Csvpp為儲(chǔ)能向虛擬電廠繳納的服務(wù)費(fèi)。

3.2.3 分布式光伏

不參與虛擬電廠時(shí),光伏單獨(dú)收益如式(7)所示。

R0,PV=pg×Q0,gPV+pre×Q0,gPV-Cd,PV

(7)

式中:R0,PV為不參與虛擬電廠的光伏單獨(dú)收益;pg為上網(wǎng)電價(jià);Q0,gPV為無(wú)虛擬電廠時(shí)光伏上網(wǎng)電量;pre為新能源度電補(bǔ)貼單價(jià);Cd,PV為光伏日耗成本。

參與虛擬電廠時(shí),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為參與虛擬電廠的光伏收益;pvpp為虛擬電廠電價(jià);Qvpp,PV為存在虛擬電廠時(shí)光伏內(nèi)部售電量;Q1,gPV為存在虛擬電廠時(shí)光伏上網(wǎng)電量;Rother為包含輔助費(fèi)的其他收入;Csvpp,PV為分布式光伏單元向虛擬電廠繳納的服務(wù)費(fèi)用。

3.3 不同類(lèi)型虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益

本研究以某省為例,分別分析負(fù)荷型虛擬電廠和電源型虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)效益。

負(fù)荷型虛擬電廠:將單個(gè)需求響應(yīng)能力不足0.2 MW的40個(gè)中小型工商業(yè)用戶(hù)聚合,使其獲得虛擬電廠收益。為提高調(diào)節(jié)能力、實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)響應(yīng),進(jìn)一步與2.5 MW/10 MW·h的用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能聚合,形成虛擬電廠,直接參與需求響應(yīng)獲取補(bǔ)貼。經(jīng)測(cè)算,虛擬電廠年收益較聚合前提高4%,如圖1所示。

圖1 工商業(yè)負(fù)荷+用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能聚合前后收益對(duì)比

當(dāng)前虛擬電廠已具備經(jīng)濟(jì)性,且隨著儲(chǔ)能造價(jià)水平持續(xù)下降,該虛擬電廠整體收益率將逐步提升,如圖2所示。

圖2 負(fù)荷型虛擬電廠內(nèi)部收益率變化趨勢(shì)

電源型虛擬電廠:在新能源部分發(fā)電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易情況下,新能源企業(yè)為提高收益,存在構(gòu)建虛擬電廠參與市場(chǎng)意愿。假設(shè)新能源的10%發(fā)電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng),30座合計(jì)700 MW的光伏電站與1座112 MW/224 MW·h的儲(chǔ)能電站聚合形成虛擬電廠,作為整體跟蹤上網(wǎng)電價(jià)走勢(shì),實(shí)現(xiàn)低價(jià)儲(chǔ)電、高價(jià)發(fā)電。經(jīng)測(cè)算,虛擬電廠年收益較聚合前提高8%,如圖3所示。

圖3 光伏+儲(chǔ)能聚合前后收益對(duì)比

隨著儲(chǔ)能造價(jià)持續(xù)下降,當(dāng)現(xiàn)貨市場(chǎng)最高價(jià)與午間新能源大發(fā)時(shí)段電價(jià)差達(dá)0.6元/kW·h時(shí),2025年該虛擬電廠收益率可達(dá)8%,如圖4所示。考慮單個(gè)光伏電站存在申報(bào)與實(shí)際發(fā)電量的偏差考核成本后,虛擬電廠收益率更高。

圖4 電源型虛擬電廠滿足8%收益率條件下現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差

4 結(jié)論

本文通過(guò)梳理國(guó)內(nèi)外虛擬電廠發(fā)展現(xiàn)狀,從資源、需求以及市場(chǎng)三個(gè)方面剖析我國(guó)虛擬電廠發(fā)展前景,并計(jì)算負(fù)荷型虛擬電廠、電源型虛擬電廠兩種虛擬電廠的經(jīng)濟(jì)性,研究發(fā)現(xiàn)虛擬電廠利用平臺(tái)聚合與控制功能,發(fā)揮分散資源規(guī)模效益,參與需求響應(yīng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)等,盈利能力較聚合前明顯增強(qiáng);負(fù)荷型虛擬電廠當(dāng)前已具備經(jīng)濟(jì)性,電源型虛擬電廠2025年后逐步具備經(jīng)濟(jì)性。