近年來，隨著新能源電源的快速發展，電網低谷時段保消納問題突出，同時由于電能替代等因素影響，電網高峰時段保供壓力漸增。為了解決保消納、保供問題，電網調度運行需要大量同時具備上調和下調能力的調節性電源。但是建設抽蓄、電化學儲能等常規調節性電源的缺點明顯，其一是固定投資大、建設周期長;其二是存在15%～25%的能量轉換損耗。在這個大背景下，具備常規調節性電源同等功效的虛擬電廠脫穎而出，得到國內資本界和產業界的推崇，成為新型電力系統的熱門概念和發展風口。

　　虛擬電廠的功能定位和市場空間

　　虛擬電廠聚合的電力資源包括分布式新能源、儲能和電力負荷。從電網側看，虛擬電廠對外可以呈現為提供出力的電源，也可以呈現為純粹的用電負荷，在價格機制激勵下，虛擬電廠可以通過內部控制手段，實現從電源到負荷的雙向狀態轉換，以求獲得最大的經濟效益。在國內，由于虛擬電廠聚合的電源資源通常小于負荷資源，對外一般呈現凈負荷特性，因此，將虛擬電廠同負荷聚合商、可調節負荷等一起歸類為需求側資源。

　　虛擬電廠和微網的最大區別在于微網的電源和負荷均處在同一地理位置，而虛擬電廠聚合的資源可以位于同一電網的不同地理位置。虛擬電廠最顯著的特點是出力或者負荷可以靈活調節，這就為虛擬電廠參與電力市場創造了條件。

　　在電力現貨市場，在低電價時段虛擬電廠可以多用電，在高電價時段虛擬電廠可以少用電甚至提供電，由此獲得的差價收益可由虛擬電廠聚合的資源內部分享。

　　在電力輔助服務市場，虛擬電廠可以參與調峰、調頻輔助服務市場。調峰是在電力現貨市場缺位情況下的特有輔助服務，必將隨著現貨市場的建設和完善逐步融合消失。調頻分為一次調頻和AGC調頻，一次調頻的響應時間要求為秒級，虛擬電廠聚合資源眾多、調節性能各異，且控制指令下發鏈條偏長，很難滿足一次調頻時間要求，因此，虛擬電廠參與調頻輔助服務市場通常是指參與AGC調頻市場。AGC調頻的響應時間要求為分鐘級，按照最新版《電網運行準則》(GB/T 31464-2022)規定，AGC發送指令的周期不大于30秒，這對虛擬電廠的調節能力提出了較高的要求。事實上，在AGC調頻市場最重要的兩個技術指標即調節速率和調節精度上，虛擬電廠并不具備優勢，因此，AGC調頻市場可能不是虛擬電廠發揮效能的主戰場。

　　電力現貨市場環境下虛擬電廠發展將受限

　　國內電力現貨市場基本采用節點電價體系，個別省份例如江蘇，采用的分區電價體系也是先計算出節點電價，然后再加權平均得出分區電價。節點電價計算的前提條件是所有的發電和負荷必須放在具體的節點(在國內電力現貨市場模型中，節點的最小顆粒度為220千伏母線)。換句話說，節點電價機制要求虛擬電廠聚合的資源必須位于同一節點，不允許跨節點聚合。因為不同節點的節點電價不同，代表不同節點資源的結算電價不同，其發出的經濟激勵信號也不盡相同。例如高價節點鼓勵負荷減少用電，而低價節點鼓勵負荷增加用電，在這種情況下，跨節點聚合資源的虛擬電廠無法面對不同的節點電價進行響應。如果聚合的資源跨了節點，那么虛擬電廠必須按節點進行拆分。也就是說，在節點電價體系下，每個虛擬電廠聚合資源的范圍均被嚴格限定在單個節點內部，其聚合規模將受到極大限制，因此，虛擬電廠的容量規模注定做不大。

　　目前，國內現貨市場負荷側基本采用報量不報價方式參與市場。負荷側采用統一的發電節點加權平均電價作為結算電價。從一定意義上說，現階段負荷側并未真正參與現貨市場，不能對節點電價的高低進行有效的響應，也不具備相應的靈活調節性。這里隱含了兩層意義：其一，用戶電價是事后結算的，事前并不知曉，用戶負荷失去了隨電價調節負荷的客觀可能性;其二，在省級市場范圍內所有用戶的電價是相同的，失去了節點價格隨位置而不同的地理屬性。正是因為現階段負荷側沒有真正參與節點電價結算，才使得節點沒有成為制約虛擬電廠聚合范圍的約束條件，虛擬電廠的容量規模才得以擴大。當前的現狀是只要同屬同一個省級市場，其內部資源無論身處何處，都可以聚合至單個虛擬電廠。值得指出的是，隨著電力現貨市場的深入推進，負荷側將以報量報價方式參與現貨市場，并且按照所在節點的節點電價進行結算。在這個階段，虛擬電廠跨節點聚合資源的情形將不復存在，其發展規模將受到較大限制。更為重要的是，在節點電價體系下，即使是只聚合單個節點內部資源的虛擬電廠，其存在的意義也將大打折扣。因為單個資源可以自主響應節點電價進行調節，從而直接獲得相應收益，參與聚合的意義不大。需要說明的是，只有節點電價型現貨市場對虛擬電廠資源聚合范圍有這個約束，而雙邊交易型現貨市場并不存在這個約束，這也是虛擬電廠在以節點電價為主的美國電力市場沒有得到蓬勃發展的主要原因所在。

　　雙邊交易型現貨市場對用戶用電行為嚴格遵循交易曲線的要求很高，可能并不適用于國內市場，所以國內現貨市場均為節點電價型現貨市場。盡管自身也存在出清結果難以解釋、新能源高占比市場長時間負電價不盡合理等諸多問題，但節點電價體系仍然是目前世界上完美結合電力系統物理特性和商品市場經濟特性的最好的現貨市場核心理論，短期內不存在任何被取代的可能性。因此，節點電價體系對虛擬電廠發展的限制是需要認真考慮的現實問題。

　　電力現貨市場環境下虛擬電廠發展方向探討

　　在電力現貨市場環境下，節點電價體系只是限制了虛擬電廠的擴張，而不是杜絕了虛擬電廠的發展。在節點內部，虛擬電廠還是可以大有作為的，但是其發展思路應該有所轉變，不再聚合普通資源，而應聚焦于聚合分布式新能源，特別是分布式光伏發電，這既可以降低電網運行的安全風險，又可以充分發揮虛擬電廠的體量優勢，提高單個分布式新能源的市場收益，真正體現虛擬電廠的多重價值。

　　隨著分布式新能源裝機的迅猛增長，分布式新能源缺乏必要控制手段的問題逐漸凸顯，給電網調度運行帶來了不可忽視的安全風險。例如，在日出時段，分布式光伏發電出力迅速從零上升至滿功率，其爬坡率遠超常規火電機組甚至水電機組爬坡率，通常造成電網時段性高頻，這是困擾電網調度運行的現實問題，也是虛擬電廠可以有所作為的新發展方向。將分散的分布式新能源聚合到虛擬電廠后，通過聚合平臺的控制手段，可以實現對分布式新能源出力的有效控制，也就是說，虛擬電廠能夠提高分布式新能源的電網友好性，這也是虛擬電廠的安全價值所在。盡管分布式新能源點多面廣，但在地理位置上相近，按照節點進行聚合是可行的。不同節點的分布式新能源聚合成不同的虛擬電廠，一方面解決了分布式新能源不可控制的電網運行難題，另一方面也為分布式新能源提供了新的發展空間。此外，在電力現貨市場環境下，單個分布式新能源只能是節點電價的被動接受者，而作為分布式新能源聚合體的虛擬電廠可以通過報量報價的方式參與市場運營，有效提高整體收益，再通過公平合理的內部收益分配機制來提高單個分布式新能源的收益，這方面的研究和實踐值得進一步探索。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2024年10期，作者供職于國家電網有限公司華東分部調度控制中心