起源背景
尽管澳大利亚分布式能源发展势头强劲，各州政府相继推出大力发展家庭储能电池计划，人们普遍预期分布式能源与储能电池的聚合发展将进入快车道，可是现行电力市场规则中有关售电公司、虚拟电厂运营商、小规模电源聚合商的每个发电设备要有单独的并网计量点，且不包括聚合用电负荷并网计量点和发电、用电必须分开计量等规定，阻碍了虚拟电厂有效参与电力市场并发挥作用。为了配合未来电力市场整合分布式能源改革研究，澳大利亚能源市场运营中心(Australian Energy Market Operator，简称为AEMO)牵头组织实施了这次虚拟电厂参与电力市场试点运行，旨在了解掌握储能电池运行规律，评价虚拟电厂提供可靠调频辅助服务、响应现货市场价格、为配网提供电压支撑等方面的能力，检验虚拟电厂是否具备增值潜力及增值空间，为虚拟电厂纳入电力市场体系规则制定和技术要求积累经验。澳大利亚可再生能源署(Australian Renewable Energy Agency，简称为ARENA)为该项目提供资金支助。
准备过程
AEMO于2018年11月23日发布了虚拟电厂试点运行项目方案的征求意见稿，陈述了试点运行要达到的目的及市场主体准入条件，并公开征询意见，于2018年12月举办两次线上会议听取市场主体对试点运行方案的反映。市场主体对虚拟电厂试点运行反映非常积极，到2018年12月21日征询截止时，AEMO共收到29份书面反馈意见，其中的26份被挂在AEMO网站上，可以公开查询。试点运行项目得到市场主体的普遍支持，认为目前虚拟电厂仍处在早期发展阶段，其规模尚小，所使用的操作平台和通讯系统并不完善，试点运行是检验虚拟电厂的能力，并使其在电力市场中增值的有效途径。AEMO对市场主体提出的诸多改进方案的建议给出了书面答复。
试点运行数据接口并不是直接衔接到电力市场技术支持系统上的，而是通过单独开发的一套App界面来交互数据，其中有供市场主体注册用的常备数据App、调频辅助服务确认App、运行数据App(上传虚拟电厂实际执行数据和运行计划)和设备遥测技术App，用于每5分钟上传一次用户水平的实际频率、电压、储能电池充放状态、光伏出力等数据。其实于2019年4月才开始开发的这些数据App界面在7月虚拟电厂试点运行启动时还没有完成，当时市场主体是使用电子邮件提交非运行数据的，只是在数据App界面付诸使用后，虚拟电厂才开始上传运行数据。
AEMO于2019年7月发布虚拟电厂试点运行实施方案(正式版)、市场主体准入条件及注册文件，启动试点运行，开始受理市场主体注册申请。
试点运行实施方案与相关技术规范
试点运行实施方案规定虚拟电厂的最小规模为1兆瓦，不得包含集中式储能电池。AEMO采取了三种虚拟电厂参与市场试点运行的方式：一是虚拟电厂与售电公司合作同时参加调频辅助服务市场和实时电力市场；在这种情况下，虚拟电厂要与售电公司签订协议，虚拟电厂不必进行注册，交易机构与售电公司进行结算。二是售电公司拥有的虚拟电厂参加调频辅助服务市场和实时电力市场交易。三是虚拟电厂可以单独注册，但仅能参与调频辅助服务市场。参加试点运行的虚拟电厂市场主体在注册时需提交用户表计标识码和电表技术参数，注入频率测试数据，无须缴纳注册费。
注册试点运行的虚拟电厂参加实时电力市场归类于非调度安排电源，接受实时电能量价格，并不需要竞价上网。AEMO依据虚拟电厂上传的运行数据预测他们的发用电量，作为电力供需平衡的边界条件。参与用电侧电能量交易的售电公司代理用户进行结算，按照用户电量和实时电价缴纳电费。在用户向电网输入净电量时段，售电公司获得“负”负荷收入，以降低用户电费。
虚拟电厂不仅能够通过发电出力、用电负荷双向交易电能量，而且还可以参加六种应急恢复用调频辅助服务品种交易，分别为快速向上恢复，快速向下恢复，慢速向上恢复，慢速向下恢复，延迟向上恢复，延迟向下恢复。虚拟电厂响应频率偏移方式可以按照比例调节,即其出力/负荷上下调节量与频率偏移幅度成比例，或者是以开关方式，例如关停或开启用电设备。受技术条件限制，试点运行期间虚拟电厂不参与由AGC调控的修正用调频辅助服务市场。AEMO对虚拟电厂提供调频辅助服务的技术要求进行了相应规定，其中包括数据采集装置的技术标准、有功功率和频率计量点、数据采集时间颗粒度、计量精确度、计量数据的同步性、虚拟电厂对计量点频率偏移响应的时间等，并印发测试虚拟电厂对频率偏移响应功能的操作规程。
澳大利亚电力市场规则规定发电侧和用电侧为两类不同的市场主体，分开注册参与调频辅助服务市场交易，并且分摊调频辅助服务费用的方式是不一样的。虚拟电厂是按照用电侧市场主体注册的。在2019年7月试点开始运行时，电力市场规则并不认可调频辅助服务市场用电侧主体的反向净送电。为了使虚拟电厂能够参与调频辅助服务市场，AEMO对现有调频辅助服务技术标准中所规定的表计方式进行了特别修订。2019年12月，AEMO发布了分布式资源调频辅助服务临时条款，允许一般的用电负荷并网点提供发/用电双向调频辅助服务。
为了提高虚拟电厂运行透明度，试点运行要求虚拟电厂实时上传其运行计划、可用容量、实际运行及常备数据。发用电量预测是5分钟颗粒度，每5分钟更新一次。实际发用电量数据颗粒度也是5分钟，每5分钟更新一次，要在5分钟时段结束后的5分钟内上传完毕。在发生应急事件、出现频率偏移后，AEMO会依据虚拟电厂提供的一系列运行数据，包括频率、有功功率、有多少分布式电源可提供调频辅助服务等，来确认其出力/负荷对频率变化响应的执行情况。
在试点运行结束后，相关文件不再生效，技术支持平台终止运行。
试点运行情况
在试点运行的两年间，共有7家虚拟电厂市场主体注册参加，其中一家有两个虚拟电厂。在运行的第一年，因新冠肺炎疫情暴发，各项工作都受到很大影响，只有特斯拉(2019年9月)和AGL VPP(2020年2月)两家虚拟电厂市场主体注册参与试点运行。在延续的一年中，又先后有五家虚拟电厂市场主体注册参与了试点运行。参与试点运行的虚拟电厂的技术设备都是“光伏+储能电池”，总容量合计为31兆瓦，其中绝大部分(27兆瓦)在南澳大利亚。约7150用户签约参与试点虚拟电厂项目，几乎占安装储能电池用户的1/4。
试点运行期间出现了几次突发事件，对于应急恢复频率需求，多数虚拟电厂都能提供调频辅助服务。但也出现过公共互联网造成与虚拟电厂通讯暂时中断时、虚拟电厂项目未能提供调频辅助服务的现象。事实上，AEMO平均能接收到66%～97%的虚拟电厂通过遥测技术上传的数据。
从电能量市场看，参与交易的虚拟电厂表现出大体相近的充放电行为，其市场策略在很大程度上是为了优化用户的用电量，而不是通过博弈实时市场价格获利。特别是虚拟电厂的行为在正常电价范围(0～300澳元/兆瓦时)没有明显的改变。市场分析显示，即使在实时价格高于10000澳元/兆瓦时、低于负500澳元/兆瓦时这样的极端情况下，虚拟电厂的反应并不存在趋同行为。在实时价格极高时，只有三家虚拟电厂在39%的时间内做出相应反应。在很多的负数实时价格出现时，确实观察到虚拟电厂在充电，但是这些时段基本上与虚拟电厂每天中午充电时间重合。在其他负价格时间，虚拟电厂充电是非常有限的。后续跟进调研了解到受用户协议约束，虚拟电厂不太可能在设定充电时间外的负电价情况下再充电。所以说，观察到的市场行为与电价信号弱关联，反映出的是虚拟电厂的发用电决策在很大程度上取决于用户协议、事先设计的充放电控制算法等非价格因素。分析还发现储能电池充放电模式与用户类型、电池规模有很大关系。
虽然虚拟电厂可以提供其发用电的预测，但是其精准度还存在提高的空间。试点运行还出现了一个令人困惑的现象，虚拟电厂预测出力/负荷的精准度似乎并不随着预测提前的时间缩短而提高。如表所示，从提前一天到提前5分钟，虚拟电厂的平均预测精准度没有什么改进。作为对比，集中式光伏的输出功率预测精准度随着时间减少有了显著的提高，平均提前5分钟的预测误差是提前一小时预测误差的一半(见下表)。
AEMO还在试点运行期间聘用第三方机构进行了客户体验调查，结果显示希望节省电费是用户加入虚拟电厂项目的最主要原因。用户意识到虚拟电厂会在一定程度上控制他们的电力设备使用方式，因此保障其经济上的利益对提高他们参与虚拟电厂项目意愿是非常重要的。
经验总结
虚拟电厂技术特性与集中式电源相比存在极大差别，其分散性意味着指令性的精准控制方式不再适用，这对电力系统调度运行提出了新挑战。如何调动虚拟电厂市场主体的积极性，充分发挥其作用是能够将虚拟电厂与电力系统运行有效整合的关键。澳大利亚虚拟电厂试点运行准备过程的规范性、公开性及在注重市场主体参与等方面的经验都非常值得借鉴。
虚拟电厂是使用公共互联网聚集用户设备来运行数据的，其可靠性是无法与高质量、高标准电力系统运行专用的通讯网络相比拟的，也必然存在网络安全隐患。发用电设备运行数据采集、传递是保证虚拟电厂有效发挥作用的核心技术，而发用电量预测则是虚拟电厂算法的重中之重。
此次试点运行非常重视虚拟电厂设备运行数据的采集和上传，获得了大量第一手数据。在试点运行期间，虚拟电厂运营商向AEMO实时上传运行数据，不仅有助于试点运行平稳进行，而且为开展试点运行复盘分析提供了翔实的数据基础。AEMO每半年都会发布一次运行情况报告，共享其分析结果和发现。虚拟电厂对于市场主体来说是新生事物，市场主体可以通过披露信息，把握分析市场运行情况，结合自己在试点运行中所积累的经验寻求虚拟电厂的市场价值。这将有益于增强虚拟电厂市场主体的信心，提高其参与电力市场的积极性，也有助于培育资源聚合商这一新兴市场业态。
本文刊载于《中国电力企业管理》2022年12期，作者系澳大利亚AGL能源有限公司能源市场部前主任分析师、华南理工大学客座教授。
