11月25日11时26分，华能浙江虚拟电厂系统1号机组顺利完成72小时试运行，标志着全国首台(套)接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂项目正式投产。本次晶科慧能(晶科科技旗下综合能源服务商)以负荷聚合商身份组织了晶科10MW/20MWh用户侧储能项目全程参与虚拟电厂72小时试运行。
该虚拟电厂可通过智慧管控平台广泛聚集浙江省内各地的分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调等多元化需求侧可调节资源，采用秒级快速响应的协调控制技术，实时参与电网调峰调频，实现“源随荷动”向“源荷互动”转变。虚拟电厂的成功投用既能使用户从辅助服务消费者向辅助服务提供者转变，降低用能成本;又能增强电网调节灵活性，提高新能源消纳空间，开创能源互联网概念下的能源运营新业态。
该项目配备两台机组，1号机组目前总可调容量8.38万千瓦，2号机组正在建设调试中。据测算，当虚拟电厂可调容量达到30万千瓦时，其调节能力相当于42万千瓦传统燃煤机组，每年可促进新能源消纳23.3亿千瓦时，节省原煤98.2万吨，降低二氧化碳排放187万吨，具有良好的经济效益和环境效益。
此次晶科慧能接入华能浙江虚拟电厂的项目为位于浙江省嘉兴海宁市袁花镇联红路89号的晶科10MW/20MWh用户侧储能项目，储能数据通过电信5G专网上送至虚拟电厂平台，接受虚拟电厂平台下发的实时调控指令。
晶科10MW/20MWh用户侧储能项目在调试中给予虚拟电厂#1机组调频容量为10MW。主站调频时段APC指令里程经统计约为1,300MW。晶科10MW/20MWh用户侧储能项目72小时期间运行情况良好，可调资源响应时间10秒以内，响应精度偏差在50kW以内。
不仅如此，本次试运行更是从可操作性和盈利性两个方面，实践验证了储能项目接入虚拟电厂的可行性：
1、本次接入虚拟电厂做了多种模式测试，分别为：
可调资源远方/就地，即由用户控制，许可参与运行投入远方;
可调资源APC投入/退出，由虚拟电厂主站控制，投入即开始调用用户资源;
可调资源VPP自动/手动，指的是虚拟电厂调用模式。
2、验证晶科10MW/20MWh用户侧储能项目除了两充两放的基本盈利模式外，还可参与调频辅助服务获得收益。
储能系统实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利，但如果仅应用于用户侧削峰填谷尚有不足，还可更多与用户用电的短板相结合，发挥“一主多辅”的作用，辅助功能是利用储能快速、灵活响应的特点，为用户侧提供辅助服务如调频。
参考2021年12月浙江省开展的双边现货结算试运行的调频里程价格、调频容量价格，晶科10MW/20MWh用户侧储能项目给予虚拟电厂10MW可调区间在24日共计12小时调频时段所额外产生的调频收益不低于项目同时段可实现的峰谷套利收益。
华能虚拟电厂项目的成功试运行，一方面证明了储能项目接入虚拟电厂具备运行多种模式的能力，另一方面通过实践验证了储能项目多种盈利模式实现的可行性。下一步，晶科慧能将继续总结经验，形成典型推广方案，提升技术服务水平，积极拓展储能业务，进一步提升公司在储能市场影响力。
虚拟电厂是什么?
“虚拟电厂”其实是一座没有发电机却拥有发电功能的电厂，可以帮助电网调节负荷。也就是说，虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂，而是一种智能电网技术，其核心理念就是通过先进信息通信技术和软件系统，把各类分散、可调节的电源和负荷汇聚起来，形成一个虚拟的“电厂”进行统一管理和调度。可等效为一个可控电源，既能作为“正电厂”向系统供电，也能作为“负电厂”消纳系统电力，灵活实现削峰填谷，同时还能提供多种类的辅助服务。
为什么需要虚拟电厂?
电源结构与用户特性导致尖峰负荷难以满足，低谷电量难以消纳的电力供需矛盾。
双碳目标驱动下，新能源占比及发电资源分散化程度提升对电网产生冲击与挑战。
一句话来说，用户需要，发电商需要，输电商也需要;节能环保需要，系统安全需要，调度灵活更需要。
