电力市场中长期交易“全签”指保障足量签约，年度以上中长期合同力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，通过月度合同签订保障合同签约电量不低于90%-95%。随着集中式新能源、分布式光伏的大规模快速增长，电力系统供需与发电成本在月、日、时等不同尺度都存在波动，而这些波动往往难以准确预测，低频的全签中长期交易往往使得交易主体暴露在更大的不确定性中，从而增加量价风险。一、年度中长期全签失效案例如图1所示，某电力现货市场试点省份2022年的年度（发生在21年底）、月度中长期签约均价与现货日前价格的对比，其中年度长协价为497元/兆瓦时，月度中长期综合价在534元/兆瓦时附近，现货日前月均价541元/兆瓦时，现货价格高于中长期签约价格。图1 某省2022年中长期与现货价格对比由于年度中长期交易价格、月度中长期价格与现货市场日前价格存在巨大的偏差，年度价差超40元/MWh，“全签”比例越高，发电侧面临的低电价亏损风险越明显。如图2所示，该省2023年的年度（发生在22年底）、月度中长期签约均价与现货日前价格的对比，其中年度长协价为554元/兆瓦时，月度中长期综合价在512元/兆瓦时附近，现货日前月均价433元/兆瓦时，中长期价格高于现货价格。图2 某省2023年中长期与现货价格对比由于年度中长期交易价格、月度中长期价格与现货市场日前价格存在巨大的偏差，年度价差超100元/MWh，“全签”比例越高，用户侧面临的高电价亏损风险越明显。如图3所示，该省2024年的年度（发生在23年底）年度长协价为462元/兆瓦时，月度中长期综合价在425元/兆瓦时附近，现货日前月均价344元/兆瓦时，尤其是是从今年7月开始，售电公司签约的月度双边、集中竞价交易均价已经下探到372元/兆瓦时。图3 某省2024年中长期与现货价格对比由于年度中长期交易价格、月度中长期价格与现货市场日前价格存在巨大的偏差，年度价差超100元/MWh，“全签”比例越高，用户侧面临的高电价亏损风险越明显。二、全签失效原因分析：难以在年、月尺度进行准确的成本与价格预判（一）供需与成本存在多周期波动受季节变化影响，新能源发电存在明显的月度不均衡。除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。随着新能源和水电供给数量变化，对火电与燃料的需求也在变化，这又进一步影响到电力系统的发电成本。在新能源和水电发电多的时期（月、日、时），电价往往走低；新能源和水电发电不足的时期（月、日、时），电价经常走高。由于气象本身波动与难以预测，在年与月类似的长周期尺度开展供需与成本的预测，不管是政府机构、电网公司还是市场主体，大家都很难做到。（二）政策与规则的变化年度交易前，省级层面或国家级层面通常会公布未来一年的最新版政策，新版政策多数情况下会对某一情况进行针对性调整，例如24年国家新出的容量电价补偿政策、滚动撮合交易放宽限价、新增发电侧买入/用电侧卖出电量约束等政策，均会对市场流动性、市场报价行为、市场情绪产生较大的影响。站在中长期交易决策的角度，这些调整所带来的影响其实不能完全被预测到，那么在决策时得到的结论可能是存在偏差的。另外如某些省份设定的年度交易成交电量需大于65%的硬性规则下，直接影响是市场主体损失了在近期交易窗口获利的机会成本；间接影响是市场主体如需在近期窗口调整仓位，但近期窗口缺少流动性，则需承受高额平仓亏损或无调仓机会。（三）签约期价格波动影响市场主体心理长签交易在绝大部分省份还是以双边协商的交易方式开展，依赖于场外信息互通和市场主体情绪，在脱离完全理性、完全市场化的情况下，长签交易价格很容易受到近期现货市场价格走势的影响，年度交易前部分发电侧主体常常会通过抬价造势达到此目的。由此看来，由于缺少有效监管，近期市场的价格走势在未来的持续性其实有待商榷，而若根据近期走势产生锚定策略，忽视未来变化带来的风险则是非常危险的。三、合理的中长期交易模式建议（一）继续明确中长期签约比例在电力现货市场的过渡期，还是需要明确全签比例要求，并且既明确月度累计电量签约要求，同时也明确月度分时电量签约要求，口径以年、月、周三种交易的月度统计数为准。保障充分发挥中长期交易的压舱石作用，帮助控制风险、稳定市场。（二）增加中长期交易频度不要求在年、月等少数交易窗口完成高比例的交易量，而是通过引入年度、月度、周旬、日滚动等多种交易周期，增进市场交易窗口数量，让市场主体可以方便地根据自身的发用特性选择合适的窗口进行交易。（三）改变交易方式，保障签约公平性为了保证中长期交易的公平性，尤其是避免发售一体公司与独立售电公司面临的签约价格差异过大，在初期可以减少双边、摘挂牌、传统集中竞价（竞价曲线与实际情况不匹配）等交易方式的成交量，以集中式的分时段滚动撮合交易作为最主要的交易方式，从而有效提升市场流动性，更好地发现价格，指引市场成员进行有效的风险管理。（四）优化中长期交易价格上下限中长期交易上下限不能设置传统的统一上下限，而应当分时段设置，避免不同交易曲线面临不同的竞争限制。同时中长期交易价格需要与现货价格在逻辑保持一致，也就是围绕电能量价值设置限制，而不能在中长期价格中包含辅助服务、容量补偿等其他部分。（五）区别开展补偿型与风险控制型中长期交易补偿型合约重在对新能源和改革成本等因素的适量适度补偿，是电能量价格之外的因素。而正常的中长期交易目的在于帮助市场成员进行电能量市场的价格发现和风险管理。因此对应类似于PPA等补偿型中长期合约，他们的签约方式可以单独考虑，不能把补偿型合同与正常的中长期交易放在一起组织。

获悉，12月5日，安徽电力交易中心转发安徽省能源局关于征求安徽省绿色电力交易实施方案（2025年版）意见的函，其中提到，聚合分布式光伏发电企业的虚拟电厂参与交易前需完成市场准入注册，准入标准参照售电公司执行。现阶段参与交易的虚拟电厂与开展售电公司业务的经营主体不得为同一法人单位；参与交易前应提交履约担保，履约担保额度参照售电公司标准。绿电交易电能量价值采用“照付不议、偏差结算、日清月结”方式结算。现货市场未运行期间，中长期合同各时段电量按照约定的价格进行结算，偏差电量按照对应时段绿电交易电能量市场交易均价结算。如对应时段未形成绿电交易电能量市场均价，则采用该时段全市场交易均价。现货市场运行期间，根据现货市场规则进行偏差结算，中长期与现货差价合约部分按照一定比例进行现货价格结算，具体结算方式在现货市场有关规则中另行制定。现货市场运行期间，不再执行偏差考核。现货市场未运行期间，实行日清分的新能源企业、虚拟电厂，暂不进行偏差考核；实行月清分的新能源企业、虚拟电厂，继续进行偏差考核，合同偏差电量允许范围为±30%，超出部分偏差电量按现行燃煤发电基准价10%缴纳偏差考核电费。详情如下：安徽省绿色电力交易实施方案（2025年版）（征求意见稿）为加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，根据《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《电力中长期交易基本规则－绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号 ）等文件有关规定，结合我省实际，特制定本方案。一、市场经营主体（一）新能源发电企业：平价集中式上网的风电和光伏发电企业、2025年1月1日以后备案的“全额上网”和“自发自用，余量上网”的平价工商业、非自然人户用分布式光伏发电企业原则上均应参与绿色电力交易（以下简称绿电交易）；鼓励其他平价工商业、非自然人户用分布式光伏发电企业参与交易；自然人户用分布式光伏暂不参与交易。参与电力交易的发电企业须具备独立计量条件、取得发电业务许可证或符合豁免条件，在国家可再生能源项目信息管理平台完成建档立卡。（二）虚拟电厂（仅能源聚合类，下同）：聚合分布式光伏发电企业的虚拟电厂参与交易前需完成市场准入注册，准入标准参照售电公司执行。现阶段参与交易的虚拟电厂与开展售电公司业务的经营主体不得为同一法人单位；参与交易前应提交履约担保，履约担保额度参照售电公司标准。（三）电力用户：具有绿色电力消费及认证需求，愿意为绿色环境权益付费的电力市场用户，可自愿参与绿色电力交易，其中，一级用户可直接与新能源发电企业、虚拟电厂开展绿电交易，二级用户需通过售电公司代理参与绿电交易。（四）售电公司：具有电力中长期交易资格的售电公司。二、市场交易组织（一）新能源发电企业参与绿电交易可采取双边协商、挂牌等方式开展分时段（24时段）交易，按年度、多月、月度、月内等周期组织交易，具体交易方式以省电力交易中心公告为准。（二）平价集中式上网的风电和光伏、10千伏及以上电压等级接入的分布式光伏可直接与电力用户或售电公司开展绿电交易。（三）分布式光伏聚合参与电力交易，需与虚拟电厂签订聚合代理合同。虚拟电厂聚合以正常运行方式下同一220千伏变电站供区的分布式光伏作为一个交易单元，并根据220千伏供区变化按年调整；同一虚拟电厂可以具有多个交易单元，可直接与一级用户或售电公司开展交易。（四）省电力交易中心将绿电交易结果推送至省电力调度控制中心；对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。（五）售电公司代理二级用户开展绿电交易时，申报绿电交易电量需与代理用户约定电量保持一致，且交易前需与二级用户明确电量分配关系。（六）鼓励新能源发电企业高比例参与年度绿电交易。（七）绿电交易价格包含电能量价格和绿色电力环境（绿色电力证书）价格，电能量价格不设上下限，绿色电力环境价格应反映绿色电力的环境价值，不设上限，且需大于零。三、电量结算（一）绿电交易电能量价值与绿色电力环境价值分开结算。电能量价值按照省内电力中长期市场规则，以解耦方式结算；绿色电力环境价值按当月合同电量、上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到次月核算），以绿证价格结算。绿色电力环境价值偏差补偿费用按照合同约定的偏差补偿价格和绿色电力环境价值偏差量计算，由违约方向合同对方支付补偿费用。（二）绿电交易电能量价值采用“照付不议、偏差结算、日清月结”方式结算。现货市场未运行期间，中长期合同各时段电量按照约定的价格进行结算，偏差电量按照对应时段绿电交易电能量市场交易均价结算。如对应时段未形成绿电交易电能量市场均价，则采用该时段全市场交易均价。现货市场运行期间，根据现货市场规则进行偏差结算，中长期与现货差价合约部分按照一定比例进行现货价格结算，具体结算方式在现货市场有关规则中另行制定。（三）现货市场运行期间，不再执行偏差考核。现货市场未运行期间，实行日清分的新能源企业、虚拟电厂，暂不进行偏差考核；实行月清分的新能源企业、虚拟电厂，继续进行偏差考核，合同偏差电量允许范围为±30%，超出部分偏差电量按现行燃煤发电基准价10%缴纳偏差考核电费。四、其他（一）省电力交易中心根据本方案制定并发布相关实施细则、聚合代理合同（示范文本）、服务指南等服务性文件。（二）新投产的新能源企业，应在购售电合同签订时，同步在交易平台进行市场注册，并于并网前完成；电力公司应保障参与交易的分布式光伏具备分时计量、结算条件。（三）本方案由省能源局负责解释，未尽事宜按照国家及我省中长期交易有关规定执行。国家及省内相关政策发生变化的，从其规定。

新型电力系统建设需要怎样的配电网？如何提升配电网的可靠性、承载力和灵活性？10月16日，在《供用电》创刊40周年之际，英大传媒投资集团有限公司召开现代配电系统技术交流会暨《供用电》办刊研讨会。与会专家围绕现代配电系统技术与趋势展开热烈讨论。配电网成为保供和转型主战场党的二十大以来，我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程。乡村振兴、城市更新、新型城镇化等系列重大战略深入实施，对全面提升基本公共服务均等化水平提出更高要求。国家能源局最新数据显示，1~9月，全社会用电量累计74094亿千瓦时，同比增长7.9%。2020年以来，我国全社会用电量增速始终高于GDP增速。“居民生活用电量不断提高，经济增长对能源电力消耗的依赖程度不断增强，预计到2030年电能占终端能源消费的比重将由2020年的27%提高到35%。”国家电网有限公司总经理助理冯凯在会上表示。民生是最大的政治。随着经济社会高速发展，工商业用电、人民群众生产生活用电已经从“用上电”“用好电”向“不停电”“绿色电”加速转变。同时，近年来气候异常加剧，自然灾害发生频度、影响范围、破坏强度显著提升。民生保供对配电网可靠性提出新要求。配电网逐步走向聚光灯下，还与“双碳”目标和可再生能源高质量跃升发展密切相关。新型电力系统建设要求配电网具备更强的承载力，以适应大规模分布式新能源、电动汽车充电设施、新型储能和虚拟电厂等新主体和新业态的接入需求。今年上半年，我国并网风电和太阳能发电合计装机11.8亿千瓦，同比增长37.2%，首次超过煤电装机规模。4月，新能源汽车渗透率迎来超过传统燃油乘用车的历史性拐点。配电网是电网“最后一公里”，也是新能源接入与消纳的“最先一公里”。“数以百万计分布式能源接于电网末端，且存在间歇性、波动性和不确定性，为此需要建设智能电网。”中国工程院院士、天津大学教授余贻鑫在主旨报告中表示。他认为，智能电网要实现电力与信息的双向流动性，建立一个高度自动化、智能化和广泛分布的能量交换网络，把分布式计算（云）、大数据、人工智能和通信的优势引入电网。“设想中的智能电网将像互联网那样改变人们的生活和工作方式，并激励类似的变革。”他展望说。增强配电网韧性和弹性成为必然选择分布式光伏在我国迅猛发展，已成为光伏新增装机的重要组成部分。今年前三季度，我国光伏新增并网容量1.61亿千瓦，其中分布式光伏8522万千瓦，占比52.9%。未来电网将接入数量巨大的分布式电源、可调负荷和储能，其出力难以精确预测，传统的集中控制模式愈发难以适用。怎么办？余贻鑫院士建议，智能电网需要采用分层分群的体系结构。“互联输电系统是由若干个区域输电系统互联起来的群集，每个区域性输电网是若干个配电网互联起来的群集，每个配电网是若干个微网组成的群集，每个微网也是由若干个建筑单元和用户组成的群集。”在余贻鑫院士看来，具有分层分群体系结构的电网能够很好地适应未来电网的需求，包括更好地利用多变的可再生能源、为生产型消费者赋权、与外围设备的责任分担，同时快速适应技术创新，增强配电网韧性和抵御不断增加的互联网攻击。新型电力系统最显著的变化体现在电网“最后一公里”，新变化带来的安全隐患也集中于此。公开资料显示，2016年澳大利亚“9·28”、2019年英国“8·9”大停电事故，均由极端天气诱发新能源大规模脱网导致。电力系统“双高”特性日益突出，配电网安全运行的风险急剧增大。“建设复杂有源、交直流混合、主动控制的数智化新型弹性配电网成为必然选择。”天津大学电气自动化与信息工程学院副院长王守相表示：“配电网弹性应对两类不确定性事件：一类是低频发的极端事件，即所谓的‘黑天鹅事件’，包括重大自然灾害、恐怖袭击等；另一类是高频发、渐进式加剧的小干扰事件，即所谓的‘灰犀牛事件’，包括分布式电源和电动汽车的高比例接入等。”他认为，配电网应对各类扰动并保持系统运行性能的弹性能力，包括感知、适应、生存、恢复等特征。以关键技术创新提高配电网灵活性配电网是直面用户的最前沿，承载着百姓最直接的用能体验。《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》提出围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，结合各地实际，重点推进“四个一批”配电网建设改造任务，其中包括加快推动一批供电薄弱区域配电网升级改造项目。“电网资源配置带来供需平衡的压力正逐步加大，尤其是乡村配电网承载力提升迫在眉睫。”中国农业大学农村电力与新能源发电研究中心副主任唐巍说。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，到2025年，配电网将具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。这意味着不到两年的时间里，配电网接入能力几近翻番。“要完善配电网与分布式新能源协调发展机制，实际上，无论是分布式新能源还是集中式新能源都必须要有序规划和发展。”冯凯强调。与会专家一致认为，关键技术创新可以改善供需平衡关系、提高电网灵活性。冯凯从概率规划技术、智能微电网、虚拟电厂技术等12个方面阐述了新技术应用；王守相从增强感知力的智能态势感知技术、基于用户感知的供电可靠性计算、考虑极端灾害事件的大规模配电网韧性评估与提升调度等10个方面深入论述了需要开展的新型配电网智能感知与弹性增强的关键技术；唐巍着重介绍了配电网多层级柔性互联架构、交直流混合配电网规划和优化控制技术，并给出了移动柔性互联的构想。配电系统的运行和管理要比主网更复杂，面临安全性、经济性及体制机制等多方挑战。这要求配电网不仅要在技术上进行升级改造，还需要在管理运营上进行创新，以灵活性和前瞻性应对诸多不确定。余贻鑫院士建议，重新定义配电服务，采用市场激励措施促进新型电力需求和分布式能源的增长。他乐观地表示，电气化需求的增长和本地分布式电源的增长完全会形成一个良性循环系统，一个推动和投资地区能源供应和存储的正反馈系。

2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。工商业储能与充换电站优势凸显根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。“充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。聚而不合，资源变现难目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。

压缩空气储能，是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。形式主要有，传统压缩空气储能系统、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统。图片来源：国网湖北电力压缩空气储能系统构成压缩空气储能系统一般包括6个主要部件：压缩机，一般为多级压缩机带级间冷却装置；膨胀机，一般为多级涡轮膨胀机带级间再热设备；燃烧室及换热器，用于燃料燃烧和回收余热等；储气装置，地下或者地上洞穴或压力容器；电动机/发电机，分别通过离合器和压缩机以及膨胀机联接；控制系统和辅助设备，包括控制系统、燃料罐、 机械传动系统、管路和配件等。压缩空气储能的工作原理压缩空气储能系统是以高压空气压力能作为能量储存形式，并在需要时通过高压空气膨胀做功来发电的系统。该系统的工作过程可分为储能和释能两个环节。储能环节：压缩空气储能系统利用风/光电或低谷电能带动压缩机，将电能转化为空气压力能，随后高压空气被密封存储于报废的矿井、岩洞、废弃的油井或者人造的储气罐中；释能环节：通过放出高压空气推动膨胀机，将存储的空气压力能再次转化为机械能或者电能，传统的压缩空气储能系统在释能阶段需要在燃烧室内燃烧化石燃料来加热空气，以实现利用空气发电的功能。压缩空气储能的储存形式压缩空气储能主要以两种形式储存：压缩空气蓄能罐和地下储气库。压缩空气蓄能罐压缩空气蓄能罐是将压缩空气储存在大型的气体容器内。这种储存方式需要考虑储罐的大小和压力，以保证罐内的空气能够有效地驱动发电机。压缩空气蓄能罐一般分为两种类型：钢制储气罐和混凝土储气罐。钢制储气罐可以容纳更高的压力，更适合进行高强度的储存，但成本较高。而混凝土储气罐成本较低，但需要更大的体积才能储存同样的压缩空气。地下储气库地下储气库是将压缩空气储存在地下洞穴或盐穴中。这种储存方式具有较高的储存能力和安全性，但需要考虑储存洞穴或盐穴的地质特征和环境影响等问题。地下储气库有两种类型：注入式和抽放式。注入式储气库是将压缩空气通过管道注入洞穴或盐穴中，而抽放式储气库则是通过井或管道将压缩空气抽放到储存区域。压缩空气储能的分类一般来说，压缩空气储能可分为以下几种类型:机械压缩式储能系统：该系统通过机械设备将空气压缩储存，再通过发电机将储存的能量转化为电能。热力压缩式储能系统：该系统通过利用地热或太阳能等热源产生高温气体，再将高温气体压缩储存，最后利用储存的能量产生电能。液态空气储能系统：该系统将空气压缩成液态，储存在储罐中，需要时通过加热将液态空气转化为气态，再通过涡轮发电机将储存的能量转化为电能。吸附式空气储能系统：该系统通过利用物理或化学吸附材料将空气压缩储存，需要时通过热力或减压将储存的能量释放出来。压缩空气储能的技术路径目前最主要的新型压缩空气储能系统主要有三个新的技术路径：蓄热式压缩空气储能（TS-CAES）、液态压缩空气储能系统（LAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）。蓄热式压缩空气储能（TS-CAES）：空气压缩过程会产生压缩热，在传统压缩空气储能中，这部分热量通常被冷却水带走，最终耗散掉，而蓄热式压缩空气储能则将这部分热量在储能时储存起来，而在释能时用这部分热量加热膨胀机入口空气，实现能量的回收利用，提高了系统效率。同时由于膨胀机前有压缩热的加热，可以取消燃烧室，即该系统也摆脱了对化石燃料的依赖。       液态压缩空气储能系统（LAES）：借助于空气降温液化技术，通过添加流程使空气以液态形式储存。储能时，经过压缩机的高压空气进入回热器降温和降压设备进行液化，被液化的常压低温液态空气储存在储液罐中；释能时，液态空气经过低温泵升压、回热器升温，然后进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入膨胀机膨胀做功。       超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）：利用空气的超临界特性，在蓄热/冷过程中高效传热/冷，并将空气以液态形式储存，实现系统高效和高能量密度的优点，系统兼具蓄热式和液态压缩空气储能的特点，同时摆脱了依赖大型储气室和化石燃料的问题。压缩空气储能有哪些优势压缩空气储能具有容量大、储能时间长、安全性较高等优点，具体如下：规模上仅次于抽水蓄能，适合大规模储能。压缩空气储能系统可以持续工作数小时乃至数天；项目建设选址限制少。虽然将压缩空气储存在合适的地下矿井或岩穴中是最经济的方式，但也可以用地面高压储气罐取代地下洞穴；系统使用寿命长。通过恰当维护可以达到40～50年，接近抽水蓄能的50年。并且其效率可以达到60%以上，接近抽水蓄能电站；安全性较高。压缩空气储能使用的原料是空气，不会燃烧，且不产生任何有毒有害气体。当然，压缩空气储能缺点也比较明显，尤其是与电化学储能相比：目前压缩空气储能的效率能达到60%以上，与效率较高的电池（90%以上）相比相对较低；响应速度没有电化学储能快，负荷从0到100%的正常响应时间在分钟级，而电化学储能为秒级到毫秒级；一般情况下不适合太小规模的应用场景，规模太小，系统效率会下降，单位成本也会增加。压缩空气储能技术特点压缩空气是实现压缩空气储能发电的核心能量载体，而压缩空气的长周期、大容量存储则需要借助储气装置实现。为支撑压缩空气储能系统实现安全高效的大容量、长周期储能运行，储气装置必须具备相应的技术特点：耐高压，适用于 6~15兆帕工作压力压缩空气介质的存储，具备防超压、防泄漏、防渗透、防腐蚀能力；抗冲击，适用于日循环周期性充放气工况，具备抗压力交变和抗温度交变能力；易实施，技术成熟，生产加工工艺成熟，运行维护便利，退役报废成本低；容量大，具备数千立方至数十万立方不等的有效可利用容积；流量大，能够提供数千至数十万标立方每小时的充放气流量；压损小，单个充放气循环的压力损失可控制在数公斤压力之内；占地少，地表占地面积较小；成本低，单位立方存储容积的造价经济合理。压缩空气储能设计要点在设计压缩空气储能系统时，需要对整个系统的危险区域进行详细评估，并提供相应的安全标识，包括但不限于接地标识、逃生指示、严禁烟火、当心触电等。同时，所有设备都应有防尘、防潮和防盐雾的设计，以确保设备的稳定运行。压缩空气储能系统储气装置应根据气源条件、用气条件、储气罐材质及储气装置附近安全因素，地下高压储气库应进行地质勘察，并根据工程岩体分级开展区域构造稳定性评估，经综合分析和技术经济对比后，确定最终工艺方案。压缩空气储能系统应考虑危险区域信息，并根据区域分级提供安全标识，应包括但不限于接地标识、逃生指示、严禁烟火、当心触电、禁止带电操作、压力容器、高温高转速设备等。事故突发情况下可指示操作人员及时正确地脱离危险场所。压缩空气储能系统的生产车间、作业场所、辅助建筑、附属建筑、生活建筑和易燃易爆的危险场所以及地下建筑物设计应符合GB 50016的有关规定。补燃型压缩空气储能系统应按GB 50016设置消防措施，管道系统法兰应加装跨接导体防止静电。压缩空气储能系统所有设备应防尘、防潮和防盐雾，并防止昆虫和动物进入以免引起短路和设备损坏。管道绝热材料、电缆材料和墙体密封材料应采用阻燃材料。内部温度超过100 ℃的管道和容器应避免泄漏时人体直接接触。储气装置应设置安全警示标识和报警系统。压力容器和压力系统应设置安全阀和安全护栏。储气装置应设置高压气源危险标识，宜在高点设置泄压放空设施以实现安全泄放。压缩空气储能技术发展历程压缩空气储能的技术进化，围绕更高效率、更灵活应用场景发展：一、初级探索阶段（1940~1970年代）——这一阶段压缩空气储能技术的基本原理和概念得到了验证。理念在1949年被提出，利用地下洞穴储存压缩空气作为能量存储手段。二、商业化应用阶段（1980年代至1990年代）——这一阶段，压缩空气储能技术进一步发展和应用。主要进步为：1）改进了地下洞穴或矿井作为储气库的技术，确保了储气库的安全性和稳定性。2）开发了高效涡轮机，使得系统的能量转换效率得以提升。三、快速发展阶段（2000年代至今）——这一阶段在效率和应用场景上都有了显著进步。主要进步为：1）先进热管理系统：包括绝热压缩技术，通过高效的热回收和再利用系统，提高了整体效率。典型代表是德国ADELE项目，该项目容量90 MW、储气容量约50万立方米的地下盐洞、效率70%。2）储气介质多样化：研究和应用了多种储气介质，包括液态空气储能（LAES）等，提高了系统的灵活性和适应性。典型代表是英国Highview Power项目（试验中），项目容量5 MW储能时间可以在数小时至数天之间灵活调整、预计效率可以达到50% - 60%。3）智能控制系统：引入了控制和监测系统，提高了系统的运行效率和安全性，能够更好地与现代电网兼容。压缩空气储能应用场景压缩空气储能技术因其高效能和灵活性，被广泛应用于多个领域，主要包括：电源侧：压缩空气储能系统与风电、光伏等新能源发电系统集成，有效提升新能源的电能质量和可控性。通过构建风储或光储一体化系统，提高新能源发电的稳定性和效率。电网侧：可以直接接入输电网或配电网，并接受电力调度机构的统一调度。提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等技术服务，有助于缓解输配电阻塞，提高供电可靠性。负荷侧：与光热、地热、工业余热等能源相耦合，应用于工业园区、公共建筑等，提高系统布置的灵活性和利用效率。压缩空气储能收益模式第一种，可再生能源+储能，风光储一体。第二种，电网侧储能，类似抽水蓄能，响应电网调度，依靠容量电价和电量电价，以示范项目的形式是可能的。电网特别需要长时储能，抽水蓄能虽然开工了很多，但是建成投用一般都是7年以后的事了。第三种就是用户侧，比较成功的就是山东的共享储能模式，用户能够租赁、购买服务，共享储能是个比较好的商业模式，山东储能收益主要靠共享储能，容量电价很少。第四种，发电企业或者用户自己装配，峰谷差套利省钱，电能质量管理，极端情况下保电，提高电力保障可靠性。压缩空气储能前景展望压缩空气储能技术在高比例间歇性可再生能源发电并网的背景下具有前瞻性的战略意义。有储热的空气绝热压缩储能系统不仅综合储能效率可高达70%，而且无需热源供热。相比有热源的非绝热压缩空气储能、有储热的空气绝热压缩储能系统无需燃烧燃料供热，因此更加容易实现二氧化碳减排。总之，在“双碳”目标和可再生能源使用比例逐步提高的背景下，带有储热的绝热空气压缩储能技术与可再生能源耦合系统很有发展前景。