上海交通大学电气工程学院的何光宇教授在演讲《电力系统灵活性提升机理及储能容量配置方法》中强调，储能建设的目的是为了提供新型电力系统中所需的“稀缺”的灵活性。新型电力系统的电源结构发生了深刻的变化，主力电源已经从水电厂、火电厂转变为光伏等可再生能源。这种变化使得调节能力变得稀缺，必须被明确定义、计量，并作为商品进行交易。

现有的市场机制难以提升电力系统的灵活性，何光宇指出，原因在于个体应对负荷确定性变化的灵活性贡献无法被表征、量化和交易。在现有的市场机制中，做出灵活性贡献的发电商并未得到相应的激励，这将导致系统灵活性的进一步匮乏。

新能源强制配储的经济性问题主要源于政策规划的超前性，以及原材料价格上涨和入网电价挤压等因素。何光宇认为，这些问题可能导致储能项目的质量和安全性问题，使得电网不愿意调用新能源场站的储能电力，同时也暴露出新能源储能项目规划建设的不合理现象。

储能如何参与电力市场是一个重要问题。何光宇提出，现有的市场机制要求储能设备与发电机/负荷进行竞价，但这存在两个难点。一是储能设备的报价基于对未来电价的预测，但其充放电行为会影响未来电价；二是储能设备参与电力市场的激励机制存在问题，如果所有的储能设备都按照购低售高的方式操作，电力市场的价格峰谷可能会被削平，从而降低了储能设备的收益。

提升电力系统的灵活性是建设新能源电力系统的关键。何光宇强调，配置或购买广义储能服务可以赋予新能源灵活调节能力。只有明确责任，才能激励新能源合理配置储能并提供灵活性。

中国电力科学研究院技术战略研究中心副主任赵强在《低惯量电力系统储能应用探究》的演讲中表示，2040年前后中国电力系统的主要挑战，2040年前，主要问题在于新能源的消纳，主要矛盾在于中短时间尺度的电力平衡。在2040年后，除了新能源消纳和电力保供的问题，还有频率稳定的问题，主要矛盾在于中短时间尺度的电力平衡和长周期电量平衡。

赵强表示，观察全国各地区配置储能，从效果来看，能够提高新能源的消纳，对比不同地区的效果会有所不同，因为各地新能源的数量不同。“当前储能的利用率大约是12%，这个数据合理，原因是储能并不创造能量，而是传导工具。如果一个地区的储能利用率达到50%，那么这个地区的电网规划设计就可能存在问题。储能最好的作用就是在未来高占比新能源情况下，应对电网的频率稳定问题。”

三河同飞制冷股份有限公司高级产品经理高帅《储能液冷系统能效及可靠性探讨》的演讲中讨论了储能温控运行能耗、温控系统环境适应性和储能温控可靠性。电化学储能系统的能量损耗主要包括3%的充电损耗、3%的放电损耗、2%的PCS损耗和3%的温控损耗。而温控系统损耗主要由压缩机、水泵和风机构成。

高帅以一个40kw水冷机组的运行为例，详细分析了压缩机、水泵和风机的运行时间和能耗。优化热管理系统降低能耗的方法，包括提高水温、降低压缩机的最低冷凝温度界限、采用高蒸发温度技术（HTE技术）、采用低温换热技术以及降低水泵能耗。

高帅表示，温控系统的环境适应性，包括温度适应性、防腐等级和海拔高度。中国不同地区的温度差异明显，因此液冷机组需要能够在极宽的环境温度范围内运行。由于电化学储能机组通常布置在户外，因此需要满足至少C3的防腐等级。在海拔高度方面，机组设计需要满足4000米高海拔的要求，甚至在特殊的项目地需要满足5000米的要求。

TÜV 北德储能系统高级技术工程师张立超在《电化学储能系统现场验收通用要求》的演讲中详细介绍了电化学储能系统现场验收的要求。现场验收分为两个阶段：第一阶段是各个子系统到达现场后的检验；第二阶段是系统完成安装调试后的储能系统检验。

张立超阐述了完成安装调试后的储能系统检验的要求。检验的目的是确认储能系统的所有性能是否满足技术规格要求。检验内容包括箱体结构、门禁系统、集装箱及箱内各个关键部件的铭牌、电池系统、能量转换系统、现场接线/布线等方面。

储能系统的安全防护要求具有重要性。张立超表示，储能系统应加装危险气体检测装置，对可能由电池热失控时产生的气体进行监控。此外，储能系统并网点应安装可闭锁、具有明显开断点、可实现可靠接地功能的开断设备。包括接地连接、防雷功能和绝缘耐压等对于安全同样具有重要性。

中国电力科学研究院用电与能效研究所用电技术研究室主任陈宋宋在《面向工商业用户的虚拟电厂关键技术与试点建设经验》的演讲中提到，极端天气的频发使得局部地区的电力供需矛盾在短时间内加剧。根据2022年，国网经营区内最大降温负荷达到3.5亿千瓦，全网最大负荷达到10.69亿千瓦，5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高。2022年，国网经营区 “三华”电网95%以上尖峰负荷持续时间15~218小时。

新型电力系统的灵活性调节资源容量紧缺。陈宋宋指出，截至2023年5月，我国风电、光伏装机达到8.3亿千瓦，预计全年装机增加2亿千瓦左右。大规模波动性可再生能源接入后，传统“源随荷动” 的电网运行调节方式受到挑战，灵活性调节资源容量不足。按2025年风、光装机10亿千瓦测算，将产生5.62亿千瓦的调节需求。

夏季楼宇建筑空调负荷是造成电网尖峰负荷的重要原因。陈宋宋认为，电能在建筑能耗中占比很高，尤其在办公建筑、商业楼宇中，空调负荷占比较大，约占40-60%。因此，亟需通过楼宇建筑用电系统管理，与电网实现互动，降低电网尖峰负荷，提升电力在尖峰负荷时期的运行可靠性与安全性。

空调集中和过度使用是导致城市热岛效应的主要原因。陈宋宋提到，城区气温越高，空调负荷越大，空调设备的排热总量越大，造成恶性循环。根据2022年夏季国网公司经营区负荷数据统计，气温在31-36℃范围内，每升高1℃，日最大负荷增加4293万千瓦。

工业可调节负荷资源潜力巨大，但不同行业的调节情况参差不齐。陈宋宋表示，其中行业主要集中在水泥、石灰和石膏制造、钢压延加工、炼钢等；截至2021年底，填谷负荷排名中前15的行业均为工业，合计674.56万千瓦，占可调节负荷资源库容量的45.38%，其中行业主要集中在钢压延加工、炼钢、电子和电工机械专用设备制造等。

陈宋宋表示，虚拟电厂面临的挑战主要有五个方面。首先，由于需求侧用户类型种类多，生产特殊性不同，设备品牌型号繁多，因此感知监测难度大。其次，信息获取不健全，导致可调节潜力评估准确度低。第三，用户生产约束多，设备控制风险高，这使得在接受用户委托对用户侧设备进行调节控制时，需要考虑用户设备的实时运行状态，操作难度大。第四，市场机制不成熟，用户常态化参与意愿低。最后，需求侧资源参与电网互动标准化工作仍处于起步阶段。

陈宋宋提出了四个发展建议。首先，需要加强虚拟电厂的统筹管理和顶层设计。其次，持续完善虚拟电厂参与电力市场的机制。第三，建设虚拟电厂的标准化和检验认证体系。最后，提升虚拟电厂的数字化支撑能力，充分融合大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等技术，提升虚拟电厂低碳、零碳规划与电网互动自动化和智能化水平，实现响应系统决策智能化、执行方式自动化，提升用户无感参与度。

中天储能科技有限公司研发经理蔡肖雄在《双碳赛道下新型储能的发展机遇及解决方案》演讲中提到了储能应用的两个场景。第一个场景是新能源+自建储能，这种模式可以满足新能源并网、调峰、提高发电预测精度、平滑发电曲线、响应调度需求等功能。第二个场景是新能源+共享储能，共享储能作为一个独立节点，接到输配电线，通过容量租赁的方式来解决新能源配储的问题，作为第三方储能的拥有方，具备积极性寻找储能收益点。

蔡肖雄表示，目前典型的系统架构包括集中式、集散式、组串式、高压级联等，每种都有其优势和特点。目前市场占有率以集中式为主，因为集中式在初期投资成本较低的优势。

蔡肖雄表示，目前液冷普遍能做到温升小于8度，温差小于3度的水平，实际上温差可达到2.5度，但是，对于工程实施来说，需要找到技术和成本的平衡点。如果可以将温控做到小于等于5度，同时将整个液冷系统的成本控制在每度电25元，这是非常好的解决方案。

福建巨电新能源股份有限公司 PACK 技术总监杨尚勇在《插片式 PACK 技术在储能领域应用的优势和前景》的演讲中提到，影响储能系统全生命周期安全性和寿命的电池相关因素。提高电池的安全性和一致性一直是电芯研发和创新的重点，而生产工艺的偏差和使用环境的差异，都会持续影响电池全生命周期的一致性和安全性。电池一致性的差异会导致系统容易出现木桶效应，大大降低了储能系统的可利用能量。此外，电池数量越多，失效概率就越高。

杨尚勇进一步解释了电池相关的影响储能系统全生命周期安全性和寿命的因素，包括电池自身的安全性、电池的一致性、电池的失效概率和热管理技术。

广东电网广州供电局高级工程师余志文在《广州虚拟电厂建设与探索》的演讲中表示，广州电网的峰谷差逐年增大，存在季节性的局部电力供应紧缺和电网失稳的风险。电网建设受到多种限制，部分地区的建设进度滞后于负荷发展。因此，需要采取有效的措施来引导和激励用户挖掘可调控资源，以缓解供需矛盾，延缓电网投资，保证广州经济社会的快速发展。

余志文表示，尖峰负荷的持续时间短，峰值负荷95%以上的持续时间不到15小时，对应的尖峰负荷电量不足350万kWh。在高峰负荷时期，存在片区电网负载率过高，中心城区面临错峰限电的风险。电动汽车等分布式资源接入电网，造成配网馈线和台区重过载的问题。

余志文表示，为了解决这些问题，广州市工信局在2021年6月发布了《广州市虚拟电厂实施细则》，以财政补贴的形式开展虚拟电厂运行。主要目标是调用用户侧的灵活资源参与电网调节，缓解和解决广州电网220kV、110kV主变与线路、10kV馈线等重过载问题。同时，激励用户参与电网互动，支持综合能源产业的发展，培育一批优质的负荷聚集商。

余志文还提到，依托国家重点研发计划的项目，在从化明珠工业园建成了以工业用户互动为基础的园区级“虚拟电厂”。这个虚拟电厂形成了详细的建设和运行技术方案，具备良好的应用基础。明珠工业园的虚拟电厂实现了整个示范区参与广州电网的调峰等功能，最大调控能力约2万千瓦，年峰值负荷削减20%。可调控资源包括用户侧储能、分布式光伏、可平移负荷、溴化锂制冷、中央空调和分散式空调集控负荷等。

余志文介绍，广州市虚拟电厂管理平台于2021年6月上线，目前已签约大用户/负荷聚集商110家。签约的最大邀约响应能力为787MW，分钟级实时响应能力为220MW。系统主要包含注册与签约管理、资源监视、响应发起与执行、响应效果评估、结算管理等功能，面向供电局和市场用户设置不同的界面权限。

余志文表示，虚拟电厂可以间接参与电能量交易，与售电公司捆绑，聚合储能等资源响应分时电价。以谷时吸收电能，峰时放出电能的策略，获取日前市场的峰谷价差盈利。区块链辅助虚拟电厂在日前市场中对下层资源开展交易、出清、结算，记录日前成交量。虚拟电厂直接参与市场交易的思考，调频市场，需要解决如何获得秒级数据，如何准确判断调频里程等问题。直接参与电能量市场，需要解决如何区分虚拟电厂资源与用户的电能量，采集设备如何解决，不同投资主体的收益该如何分配等问题。

国网上海能源互联网研究院有限公司的先进能源中心副主任、虚拟电厂与电力交易技术实验室主任左娟，在她的演讲《浅谈虚拟电厂典型运营模式》中，阐述了虚拟电厂发展的三个阶段：邀约型阶段、市场型阶段和跨空间自主调度阶段，这些阶段的发展依赖于外部条件的变化。

左娟表示，在邀约型阶段，由于缺乏电力市场，政府部门或调度机构需要牵头组织，吸引各个需求响应服务商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。在市场型阶段，随着电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场的建立，虚拟电厂可以以负荷聚合商或实体电厂的模式参与市场，从而获得收益。在跨空间自主调度阶段，虚拟电厂聚合的资源种类和数量逐渐增多，覆盖的空间也越来越广，包括可调负荷、储能和分布式电源等基础资源，以及由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。

左娟指出，国外虚拟电厂的运营实体和管理平台通常由不同性质的实体进行，配合紧密度各不相同。例如，美国佛蒙特州的GMP电网公司授权特斯拉的Powerhub集成式监测调度中心，而加州的CAISO则管理发达的电力市场，因此主动性较高。相比之下，我国电网公司运营的虚拟电厂平台具有集中式调度管控的优势，便于协调管理聚合商资源。

左娟提到，欧洲虚拟电厂多为跨境布局，需要进行严格的上下游成本-效益分析。例如，Atlante V2G项目连接全欧交通网络道路侧充电桩，对电网，虚拟电厂运营商计划接入各国电网；对用户，运营商需要提供稳定的车辆供电及配套增值服务。欧洲配电网覆盖率高，运营商多而分散，可以为我国虚拟电厂探索下沉市场及跨区域联通提供参考。

左娟表示，成熟的市场机制助力虚拟电厂项目的开展及商业化运营。美国、德国的现货市场运行多年，辅助服务市场、容量市场建设领先，电价机制较为成熟，可以迅速开展大中小型分布式资源运营模式及经济效益试验。虚拟电厂可以通过提供灵活性服务、电价套利，降低调峰成本、负荷平衡成本等运行成本，优化基础设施投资等方式获利。

左娟认为，虽然我国已经出台了多项关于推进电力市场建设、虚拟电厂发展的政策文件，也积极推进虚拟电厂试点示范和虚拟电厂相关标准的制定，但在短期内，虚拟电厂的发展不能等待相关市场的建设与政策的出台，而应在现行机制下，积极探索多元化的运营模式和商业机制。通过积极参与市场、全力提供服务、不断拓展客户、提升技术水平等方式，不断优化自身运营模式，不断发展完善。

左娟预测，未来随着电力市场的不断推进，交易品类日益完善，现货市场交易机制日益成熟，容量市场、期权市场、局域平衡服务市场、分布式交易市场有望推进建设，虚拟电厂未来的运营模式日益丰富。通过不断提升自身技术水平，优化交易策略，更好地扩展客户与资源，挖掘与拓展自身调节潜力，形成多元健康的发展运行模式。

北京鉴恒认证有限公司解决方案销售总监王德科的主题演讲《新型电站建设运营质量管控》中提到，新型储能电站建设面临的挑战主要包括关键设备质量问题、储能系统集成问题、储能系统集成问题。

王德科表示，新型储能电站运营面临的挑战主要表现在故障率高，年可利用率低，充放电量无法达到预期，设计不合理不可靠，监控不健全。这些问题的出现主要是由于控制算法不精确，储能系统SOC偏差大，充放电过程无法达到预期电量。此外，主动安全设计薄弱，缺乏数据积累，无法进行早期的安全预测，缺乏全生命周期数据溯源体系等。

原标题：寻求确定性收益 专家热议虚拟电厂商业模式变革