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用户侧可调节负荷资源类型丰富、潜力巨大。可调节负荷资源主要包括楼宇用户、工业用户、居民用户、电动汽车、储能等新兴负荷。工业用户中水泥、钢铁、电解铝、陶瓷、玻璃等行业可调节潜力较大,其中水泥行业调节比例达30%;楼宇用户调节比例为30%-40%;居民用户调节比例为50%;新兴负荷用户中电动汽车调节比例为40%,储能设备调节比例为100%。
虚拟电厂市场前景预测
预计未来终端电气化将快速提升,用电量和最大负荷将呈现双极增长。据权威机构预计2025年、2030年全社会用电量达9.2、10.3万亿千瓦时,而最大负荷将达到15.7、17.7亿千瓦,最大负荷增速高于用电量增速。
从可调负荷需求看,按照在全国构建不少于最大负荷5%的可调节负荷资源库,预计到2025年,需构建可调负荷资源库约7850万千瓦。到2030年底,由于可再生能源占比提高,需构建的可调负荷资源响应能力提高,按6%计算届时资源库容量约为10620万千瓦。考虑项目可行性,虚拟电厂可构建的可调资源潜力按照响应能力需求容量、投资成本按1000元/千瓦计算,预计2025年、2030年,虚拟电厂投资规模分别至少约为785亿元、1062亿元。
虚拟电厂发展建议
为有效缓解电力系统供需紧张、尽早实现“双碳”目标,应对高比例可再生能源接入,构建新形势下的新型电力系统,激活虚拟电厂市场潜力,提高电力负荷调节能力,建议从顶层设计、虚拟电厂平台、技术研发、激励政策及市场化交易机制等方面不断完善,为虚拟电厂发展奠定良好基础。
尽快启动虚拟电厂顶层设计
尽快出台国家层面的虚拟电厂指导性文件,明确虚拟电厂定义、范围、发展定位、发展目标及分步实施策略,建立虚拟电厂标准体系,明确能源主管部门牵头建设虚拟电厂,积极培育“聚合商”市场主体等。同时,积极推进省级层面虚拟电厂专项政策出台,为市场主体开展虚拟电厂业务提供政策依据。虚拟电厂参与电力市场,作为市场主体的认定、准入、交易、结算规则均有待完善。
具备条件的省份积极建立统一的省级虚拟电厂平台
考虑电网安全问题,亟需建设统一的虚拟电厂接入平台,使得各类社会资本投资的虚拟电厂平台能按照统一的技术规范标准接入统一的平台,实现与电网的双向互动,实现省内资源最优配置。如江苏并未明确提及,而山西最新出台的虚拟电厂政策明确了这一点,“虚拟电厂可基于省级智慧能源综合服务平台建设技术支持系统,也可以独立建设技术支持系统,但应接入省级智慧能源综合服务平台,均应满足《虚拟电厂并网运行技术规范》”。
加快推进协调控制技术及分布式能源可控技术研发
在“双碳”背景下,预计到2030年,我国新能源装机占比将达到50%。高比例可再生能源的接入加大了对电网的冲击。虚拟电厂作为促进可再生能源消纳的手段之一,要提高分布式电源并网友好智能互动性,实现对分布式能源可控可测技术的突破。将大量的分布式电源聚合成虚拟电厂,实现分布式电源、储能、负荷及热电联产等的智能管理,实现规模化效益,提高电力系统的经济性、可控性和安全性。
在技术突破的基础上重点聚合光伏电源和储能设备
分布式新能源出力的不确定性,同时叠加集中式新能源电站影响,将导致局部地区日间负荷低谷时段调峰难度加大。建议在技术突破基础上,虚拟电厂今后重点从“荷侧”逐步过渡到聚合“源侧”资源上,充分发挥中国分布式可再生能源大规模装机优势,通过虚拟电厂聚合大量光伏和储能设备,促进清洁能源消纳,实现规模效益,降低用电及基础设施投资成本,提高电网稳定性。
加快完善激励政策和市场化交易机制
丰富虚拟电厂激励资金,来源可包括尖峰电价中的增收资金、超发电量结余资金、现货市场电力平衡资金、跨省可再生能源电力现货交易购电差价盈余等。加快完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场的衔接机制。全面深化电力辅助服务市场,完善跨省跨区辅助服务交易机制,推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。此外,作为虚拟电厂运营主体,未来在电力现货市场下,电价波动将增大收益的不确定性,需重新构建收益测算模型及价格响应优化策略。
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