虚拟电厂发展与加油站转型

虚拟电厂可统一接入不同站点的电力资源，为油站能源管理提供新方式。

文/史鹏聖 张 蕾

虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。随着风电、光伏等大规模发展，新能源出力与用电负荷在时间、空间上的不匹配更加突出。除了加强电源、电网和储能建设外，挖掘充电设施、工商业负荷等需求侧资源的调节潜力，正成为提高新能源消纳能力和电力系统灵活性的重要方向。同时，加油站正在向综合能源服务场所转型，充电、光伏、储能等设施逐步增加。虚拟电厂可以将不同站点的电力资源统一接入和调控，为油站加强管理、参与需求响应和电力市场提供新的方式。

国内虚拟电厂试点特征

近年来，我国虚拟电厂建设逐步加快。各地围绕削峰填谷、新能源消纳、需求响应和电力市场交易开展多种试点，分散资源聚合、远程控制和协同运行的技术路径得到初步验证。

试点范围持续扩大，资源聚合能力逐步提升。目前，全国已有20多个省市开展虚拟电厂试点，接入资源涵盖分布式储能、充电桩、商业楼宇和数据中心等。深圳虚拟电厂单次最高削峰调节规模达到130万千瓦，上海试点单次完成123.6万千瓦时绿电消纳，验证了虚拟电厂在削峰填谷、新能源消纳等方面的作用，也为终端资源接入提供了技术基础。

收益模式逐步由政策补偿向市场交易拓展。早期项目主要依靠财政补贴和需求响应补偿，随着电力市场建设推进，山西、宁夏、山东、深圳等地开始探索参与现货、辅助服务等市场。总体来看，收益有所增加，但各地差异较大，成熟模式仍在探索。

政策目标带动产业发展。《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》提出，到2030年，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。“十五五”期间需新增约3400万千瓦可调资源，将带动智能充电桩、分布式储能、物联网终端等发展。销售企业拥有终端资源，在资源接入和场景应用方面具备基础。

虚拟电厂挑战与销售企业机遇

其一，行业发展仍然面临现实约束。市场规则存在区域差异。不同地区在资源准入、交易品种、补偿标准和结算方式等方面存在差异，统一业务模式难以直接跨区域复制。对于拥有全国性站点网络的销售企业来说，需要按照省级电力市场和调度范围分别组织资源。

技术标准和数据协同仍需完善。行业普遍存在数据通信接口不统一、资源调节性能量化评估体系缺失等短板。加油站配置的充电桩、光伏、储能等设备存在类似问题，部分存量设备不具备远程监测和调节能力，增加了资源接入和统一控制的难度。

市场化商业模式尚未完全成型。目前，虚拟电厂收益主要来自需求响应，以及部分地区开放的现货、辅助服务等市场。实际收益还受到调用频次、电价波动和运营成本等因素影响。销售企业布局虚拟电厂需要统筹考虑站内降本和市场交易收益，不能将市场补偿作为唯一的收益来源。

其二，销售企业布局虚拟电厂的独特机遇。场站网络具备资源聚合基础。销售企业拥有数量多、分布广的加油站。

部分站点已配置充电桩、分布式光伏和储能设施，单座站点调节能力有限。但随着新能源汽车充电业务发展，加油站连接的资源由站内设备延伸至车辆及其充电负荷。

在同一电力市场和区域内集中接入后，有条件形成一定规模的可调资源。

客户资源有利于拓展应用场景。销售企业长期服务物流车队、园区企业、公交及其他用能客户，具有一定的客户基础和服务渠道。通过加油站、充电设施与客户用能需求相衔接，企业可以进一步聚合车辆充电和场站负荷，为有序充电、需求响应和综合能源服务提供条件。

统一管理有利于试点推广。销售企业在站点建设、设备运维、客户服务和安全管理等方面已经形成相应的管理体系，可以统一开展资源摸排、设备改造和数据接入，并通过区域试点逐步明确设备要求、运行边界和收益核算方法。

油站转型与虚拟电厂融合路径

加油站与虚拟电厂融合，可以按照站内能源优化、区域资源聚合和运营平台建设逐步推进。近期重点是提高站内能源利用效率，摸清实际可调能力，在此基础上参与需求响应和电力市场交易。

加强站内能源协同，提升综合能源站运营效率。光储充一体化站点可以根据光伏出力、充电需求和峰谷电价安排储能充放电，提高光伏自用水平，减少高峰购电。充电负荷较大的站点，可以通过智能有序充电调整部分车辆的充电时间和功率，缓解集中充电对站内配电设施的压力。这一阶段应重点掌握站点负荷规律，明确可调容量、响应速度和持续时间，使相关资源达到可监测、可控制、可评价的要求。通过站内能源优化降低用电成本、提高设备利用率，是加油站参与虚拟电厂较现实的近期收益。

开展区域资源聚合，逐步参与需求响应和电力市场。在站内资源具备调节条件后，可以按照省级电力市场、配电区域和调度范围，对多个站点集中接入并统一管理，在保障安全经营和正常充电的前提下，参与需求响应和当地已开放的电力市场交易。起步阶段，可以选择充电负荷较大、光储充设施较完善、地方市场机制相对成熟的区域开展试点，并与电网企业、售电公司或专业运营商合作。试点应重点验证调节指令执行情况、设备损耗、客户影响和实际收益，形成适用于油站的调节方式和分配机制。

平台化对外输出服务，开辟轻资产增量收入。随着接入站点增加和运营经验积累，销售企业可以逐步建设统一的能源管理和资源聚合平台，实现充电桩、光伏和储能等设备的接入、监测和调度。在自有站点运行稳定后，可以结合实际条件研究接入物流园区、社会充电站等外部资源，开展负荷聚合、交易代理和能源托管等服务。绿电服务、碳管理等业务可以根据市场规则和客户需求逐步探索。

此外，虚拟电厂属于高精度量价预测、实时负荷调控的高技术业态，传统销售企业需要补齐能力短板，加强数字化能源管控体系建设和人才储备。

作者单位为中国石油规划总院