一、虚拟电厂实践经验总结

经验总结

思想认识是根本。虚拟电厂并不是一项新兴事物，实际上是需求响应的一种**形式，同时也是为用户提供综合能源服务的一种模式。

市场建设是基础。尽管虚拟电厂在经济效益和环境效益方面表现显著，但需要成熟的市场机制，完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场的衔接机制。这既能调动用户的积极性，也为商业模式创新奠定基础。

规范实施是关键。迫切需要制定国家层面的虚拟电厂指导性文件，明确虚拟电厂的定义、范围、发展定位、发展目标以及分步实施策略，并积极推动各省级层面出台虚拟电厂专项政策，为市场主体开展虚拟电厂业务提供政策依据。

信息安全是保障。考虑到电网安全问题，亟需建设统一的虚拟电厂接入平台，使各类社会资本投资的虚拟电厂运营系统能够按照统一的技术规范接入，实现与电网的双向互动。

试点先行是出路。国内的虚拟电厂仍处于初级阶段，目前以试点示范为主。冀北、上海、深圳、山东等省市已经开展了具有特色的试点项目。应进一步扩大试点示范的范围，加快推进虚拟电厂建设的进程。

投资效益分析

以200万千瓦虚拟电厂建设为例,接入日前级资源150万干瓦（其中5。万干瓦支持填谷）,小时级资源30万千瓦（其中10万千瓦支持填谷）,分钟级资源15万千瓦，秒级资源5万千瓦。总建设成本5.36亿元，年运行维护开支02亿元。

注：储能建设容量，按照最大调频容量5刀千瓦，年均运行小时数1000小时计算，平均每天的放电能力需要达到5万千瓦X （1000小时+ 365天）=13.69万千瓦时/天

收益及回收期测算

按照提取代理服务费、赚取调频服务费两种方式核算收益，假设日前级激励标准4元/千瓦时，小时级8元/千瓦 时，分钟级15元/干瓦时，夜间调峰辅助服务收益02元/千瓦时，储能调频放电差价0.5元/千瓦时计算，年收益 为1255亿元，考虑年运行维护成本02亿元，投资回收期为5.08/年。

若不投资储能，不考虑调频服务，在年运行维护成本保持02亿元情况下，投资回收期为3.6年

二、虚拟电厂发展建议

进一步推动试点支持政策完善是非常重要的。

短期来看，应该推动政府进一步扩大激励资金的来源，确保资金渠道的可持续性。长期来看，应该推动需求侧资源常态化参与辅助服务市场交易，通过引导客户主动参与，充分体现客户参与互动响应的意愿。

此外，还需要加强统筹管理和顶层设计。建议政府牵头，组织电力用户、电网企业、负荷聚合商、用电设备制造厂家等各方联合发力，从源头上将需求侧资源纳入双碳战略布局和能源安全体系，确立用户侧资源与电厂侧资源的地位等同，在规划层面进行规定。

推行需求响应强制性标准和产品认证制度也是必要的。可以向国家质检总局、国家标准委员会、住房和城乡建设部、工业和信息化部等主管部门汇报，推动各部门联合出台针对需求侧可调节负荷设备的统一互动接口标准，并建立相应的评价认证制度，丰富完善可调节资源实时感知、便捷接入、灵活互动、合作运营的技术支撑体系。

提升数字化支撑能力也是关键。通过充分融合大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等技术，利用互联网作为手段，提升用户侧需求响应的自动化和智能化水平，实现响应系统决策的智能化和执行方式的自动化，从而提升用户对需求响应的参与度。