我一直以来的一个困惑，一些电力系统转型的关键技术在演进中就逐渐变了味。最典型的就是虚拟电厂，从我2016年第一次关注，2018年第一次做项目，等到项目满地开花时，发现怎么这个时候的虚拟电厂和最初那个虚拟电厂不是一个事了呢？
我一度觉得是自己对技术的理解出现了偏差，但看看实际是对技术应用场景所在地区的经济和市场缺乏了解，有些经济学的基础甚至自己就从来没有，纯靠直觉或者纯技术认知去探究总会出现一些问题。
最近没有关注技术了，可能是热情退却，也可能是认知和现实的偏差又引发了自己内心的挫败感。正巧遇到了读经济学入“魔”的刘同学，我今天想借用和他的一些聊天，小结一下最近一段时间自己的心路。
新能源渗透对于发电和用电行为的根本性转变在哪里？
平衡这个问题的一个方法是 a.在大量建设新能源发电容量时，同步建设火电、抽蓄和储能资源。堆叠足够的集中式可指定化调度的灵活性资源，利用调度指令去平衡发电和负荷平衡。
2. 什么是“虚拟电厂”技术的市场内核？
从虚拟电厂的技术产生在路线b电力市场环境，也就是利用价格信号做指引，将有意愿的灵活性资源，导入可自由进入的电力市场，用市场这只“看不见”的手进行调节。这样的场景下，虚拟电厂需要解决的主要问题是
释放小颗粒度终端发电和负荷资源的灵活性，动态提升电网承载力。
考虑配电网堵塞实际情况，实现分布式新能源和配网的动态柔性连接。
而这两个目标在路线a主导的市场中就会发生变形，虚拟电厂系统通常需要更强的调度和监管功能，并且更多依赖于政府主导的政策、规则和指令进行资源调配。虚拟电厂主要依赖于需求响应和储能参与调峰，而非完全市场化的交易。
路线a下的虚拟电厂就注定了要和央企和国企合作才能获得市场进入的机会，且进入后的盈利水平是无法通过历史数据去评估的，且历史数据也是非透明的。这就是我们经常看到，路线a下的虚拟电厂越来越像配调的一个延伸，即使在一些电力市场改革和推进较快的地区，电力市场也不会向民间完全敞开，虚拟电厂依然会和发电公司进行强绑定，形成一台或几台天然气机组耦合分布式资源的模式。
这个也最终导致了，虚拟电厂的运行方很少考虑电网实际堵塞，因为分布能源在被电网批准接入的时刻就决定了，这种决定是刚性的，而这种刚性带来的代价就是新分布式能源的接入会越来越难，很多地方出现的分布式接入为零，是不是真的为零，一直为零？如果评估为零了，是不准备继续接了，还是准备继续堆叠配网资源？
先上图，随着新能源渗透率提升和电气化率提升导致的用电需求上升，电价的提升，可以用两个不同斜率的曲线来表达。而需求弹性的建设，在高新能源渗透率下，可以更明显地缓解高电价风险。
也就是说当新能源渗透率提升时市场化的价格指引是供给侧灵活性的驱动力，但这个逻辑很明显仅限用于路线b.市场化。对于路线a, 无非是在增加新能源装机容量的同时，增加一定比例的煤电和核电，通过掺沙子的方法去减缓新能源渗透率，其次是人为缩小甚至消灭电价的波动，这部分将转换为淹没成本，如通胀等。
总结
路线a市场虚拟电厂的市场本质就是提供可人为的手段缩小电价波动的技术手段，所以选对发电企业，电网公司及其下属区域综合能源公司是项目能“成功”的必要条件，另外对于管理的分布式资源，应该越大越好而不是颗粒度越小越好。
就说到这吧。。
