负荷资源是虚拟电厂的基石

虚拟电厂的出现，是因为新能源的高占比，以及风光发电的间歇性、波动性导致电力系统的动态平衡能力不够。

（来源：“鱼眼看电改”作者：俞庆）

从过去的“源随荷动”，变成“荷随源动”，最终是“源网荷储充互动”。

电网公司建设的负荷型虚拟电厂

作为负责电力系统安全稳定运行的电网公司，高度重视负荷侧管理，尤其是负荷资源的有效管理。

国内最早、最大的虚拟电厂是省级电网公司建设的空调负荷聚合为主的虚拟电厂管理平台。

但电网企业在实际的负荷聚合型的虚拟电厂运营过程中，发现一些困难：

1、建设投入较大，面向商业建筑的空调负荷资源接入，单个建筑一般需要数万元；

2、客户参与度不高，客户认知度也不高，协调起来较为困难；

3、23、24年因为宏观电力供需矛盾相对缓和，导致参与次数有限，客户和聚合商的积极性不高；

4、以电网公司省级营销部门为主导的空调负荷虚拟电厂平台建设，与以省级调度部门为主导的电能量市场和辅助服务市场之间，存在一定的“部门墙”。

发电企业偏好的储能型虚拟电厂

大型发电企业和民营新能源公司，更倾向于建设储能资源聚合的虚拟电厂，这是因为传统上发电侧业务的“基建驱动”模式，一方面储能更能满足他们对固定资产投资的偏好，另一方面也紧跟“光储一体化”的行业亮点。

但是以储能资源为基础的虚拟电厂，同样存在一些问题：

1、源侧的大型共享储能电站，更多的是以“火储联合”、“光储一体”的形式，以独立电站的形态参与市场，不是虚拟电厂。

2、输电网侧的大型共享储能电站，并网电压等级在220kV及以上，更多的也是作为独立电站参与辅助服务，数量较少，目前虚拟电厂只是给了一个参与的身份，并未达到广泛的资源聚合并参与互动的目的。

3、配网侧的中小型共享储能电站，包括台区配储，受制于参与门槛、参与政策、市场身份，真正作为聚合商参与省级电力市场的机会很少，更多的是作为电网内部的试点项目，由电网企业买单。这是因为配网资源的并网、调度，并非省级电力调度主导，而是在电网公司配网部，又涉及到配网、营销、调度三大部门之间的协调问题。

4、负荷侧的工商业储能，目前主要的盈利模式是“固定时段+峰谷套利”，运营模式简单清晰，作为储能投资商，并不愿意再增加市场端灵活套利这种既影响固定套利曲线，又额外增加投入和不确定的模式，除非是非常明确的有较高的边际收益项目，而23、24年的需求响应并不满足这一诉求。所以真正工商业储能聚合的虚拟电厂也并不多，更多的是示范项目的包装。

和成熟的北美、欧洲电力市场中，大量中小型的，以工商业和户用储能资源为基础的虚拟电厂运营商，在小尺度电力产品（比如配网级的调峰、调频服务）中游刃有余的进行套利相比，国内的储能型虚拟电厂需要走的路还很长。

虚拟电厂的中国路径

个人认为虚拟电厂面临的困难和要解决的矛盾，与北美和欧洲并不完全一样，需要探索虚拟电厂的中国路径，这是因为：

1、不成熟的电力市场，且未来5年不可能快速成熟；

2、较高的资产投资偏好，叠加产能过剩，导致新能源指数级增加；

3、输配一体化，但又存在分级管理；

4、较为强势的电网公司，内部存在较高的“部门墙”，还存在“省地关系”，虚拟电厂需要多部门、多层级协调；

5、地方政府对虚拟电厂的定位和参与路径；

以负荷为主，兼顾光储一体化的虚拟电厂

在这其中，如何解决源荷匹配，充分挖掘负荷资源是核心。

负荷资源是虚拟电厂对电力系统平衡的最重要资源，也是机会较大的虚拟电厂可开发资源，原因如下：

1、电力系统可靠运行的本质就是源-荷的实时平衡，不是源-储-荷，储对电力网络模型来说，只是某些时段的电源+某些时段的负荷。

2、只有足够多的灵活性负荷资源，才能响应指数级增长的波动性电源，这两者必须是一个数量级的，储能受制于成本和经济性，量级达不到。

3、负荷侧的部分灵活性负荷资源的开发成本，可以比储能低一个数量级，前提是不能“为开发负荷而开发负荷”，需要先以“综合能源服务”切入。

4、目前灵活性负荷资源的开发远远落后于新能源开发，电网公司受制于体制机制，发电企业受制于资产驱动的KPI行为模式，其他的市场主体，如售电公司、分布式光伏储能企业，并未把负荷资源作为战略目标进行获取。

但是负荷资源的开发难度也较高：

1、负荷资源开发，目前的回报很低，仅靠分时电价（目前主要参考电网代理的市场化购电价格，以及发改委政策性指定的电价时段），无法支撑把灵活性负荷作为首要的，甚至是单一目标进行开发并获得足够的收益，这与分布式光储的开发截然不同。

2、负荷资源的开发模式、开发渠道，并不等同于传统的分布式光储开发，开发复杂度远高于光储。

3、电力用户对负荷的管理意识较低，同时零售端电价的市场化程度较低，未能实现“批零挂钩”，适时的传导现货端价格信号，引导用户负荷的行为，现有的需求响应补贴模式无法给到足够的刺激。

4、负荷资源的运营是最大的困难，与分布式光储“一次开发，长期收益”的模式不同，负荷资源开发聚合以后，需要深度参与，甚至掌控负荷资源的灵活性，本质上是负荷侧调度权从用户生产部门（或者能源动力部门），转移到虚拟电厂运营商，未来甚至形成负荷侧综合资源的调度运营能力。需要在运营机制、市场定位、法律定位、金融政策、市场交易政策等多个方面进行考量，不是简单的“跑客户、拉负荷清单”就能解决的。

所以，从这个角度，负荷资源非常重要，也存在开发的可能，但目前市场端、政策端、和商业落地层面，都缺乏清晰的模式。

总结

个人认为，以电力市场的逐步成熟为基础，通过综合能源服务（真正意义上的服务）为抓手，逐步形成专业的能源管理公司，并且实现负荷管理的第三方化，才能真正解决负荷资源的开发问题，并且形成负荷为主、光储充协调、微电网运营、智能动态调度的负荷侧运营模式。创新不易，感谢阅读！