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02
应与常规电厂同责同权
虚拟电厂依托数字平台和智能通信等技术,实现对空间及主体上相对分散的分布式资源的聚合,并通过优化控制策略实现统一特性的虚拟实体,以其所具备的运行灵活性和可调度性参与电力系统调度运行,成为新型电力系统安全稳定运行的重要支撑,并作为市场主体参与市场交易。
所以,虚拟电厂首先应是“电厂”,它是聚合分布式资源以满足电力系统调度运行需要的一种高级方式,代表其内部成员主体参与系统运行,通过优化配置内部资源以满足电力系统的调度运行要求。因此,“可调度”是体现及衡量其系统价值的基本性能特征,也是其有别于通常意义的负荷聚合商的核心所在。
由于目前对虚拟电厂的技术意义、系统角色尚未达成普遍共识,个人认为现在谈虚拟电厂提速发展为时尚早。除了技术性问题需要进一步研究探讨,还需明确虚拟电厂应如何参与调度运行。统一调度是电力系统运行的第一大事,必须从调度运行管理角度来思考怎么用好资源、如何规划虚拟电厂未来的发展。其中的关键点是:虚拟电厂在调度运行上必须落到“实”处,应具备常规电源的“可调度”特性。实现与常规电厂和电站同质化管理,是虚拟电厂在调度运行工作中最基本的诉求。目前大多数虚拟电厂还只是负荷聚合商等概念的变体,并未明确“责、权、利”的边界。从新型电力系统安全稳定运行的强烈需求看,虚拟电厂需要“实化”,应该实现与常规电厂同责同权,承担系统平衡等责任,接受电网调度。相应的,虚拟电厂资源聚合的地理范围也有必要予以界定,否则,所期待的系统运行成效难以实现。
从聚合的资源构成看,当前我国虚拟电厂试点项目主要以负荷侧可调资源为主(工业负荷、商业楼宇的空调负荷、蓄热式电采暖、充换电设施等),具备“电厂”性质的项目很少。山西的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》提出了一些明确的指标性要求。例如,在调节容量及响应时长方面,要求虚拟电厂初期调节容量不低于20兆瓦,且不低于其最大用电负荷的10%,具备持续参与响应不小于2小时的能力等,具有一定的实操性,但仍局限于普通意义上的资源聚合商定位。
虚拟电厂是对系统内点多面广的分布式资源进行聚合和优化配置利用的高级方式。本质上看,虚拟电厂不是一个“规划”的概念,而是一个“运行”的概念。虚拟电厂代表其(分布式的)内部成员主体参与系统运行,通过对内部资源的优化配置来满足电网系统的调度运行要求。在此价值实现的基础上,衍生出适合其角色定位和价值作用的商业模式。
03
需要达成共识的几个问题
虚拟电厂作为前沿技术以及新型电力系统中的新业态,已得到国家政策上的认同,受到业内外的广泛关注。但从商业化推广应用角度看,还存在着一些需要达成共识的问题,主要包括以下几个方面:
一是关于虚拟电厂的系统角色定位问题。当前政府文件中,原则性鼓励虚拟电厂作为独立市场主体参与市场交易。但由于有关规定缺乏对虚拟电厂系统运行中角色定位的明确描述,“责、权、利”界定不清晰,其发展及运营还存在不确定性。我们认为,虚拟电厂首先必须是一个“电厂”,为系统安全稳定运行提供支持是其价值所在,“可调度”应作为体现其系统价值的基本性能要求。所以从政策概念上,建议不要把虚拟电厂与微电网、负荷聚合商、综合能源服务商等概念等同起来。
二是关于运行管理方面的技术要求问题。基于其“电厂”定位,有必要对虚拟电厂的整体性技术指标提出具体要求,例如响应时间、调节速率、精度等“外特性”指标。同时,对虚拟电厂资源聚合的地理范围,也有必要基于有利于系统调度运行管理的原则予以界定。
三是要对虚拟电厂参与电力市场的主体身份予以明确。当前“报量不报价”的“被动式”市场参与模式仅适用于负荷聚合商等用电负荷类主体。虚拟电厂应具备一定的发电出力功能,在市场中等同于发电主体,可自主参与现货市场、辅助服务市场以及容量市场等,以获得更多的市场参与及价值兑现机会。
(作者系国网能源研究院原副院长)
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