江苏新型电力系统建设中光储充微电网参与虚拟电厂的机制设计与政策适配性分析

在"双碳"目标引领下，江苏省新型电力系统建设面临分布式能源高效消纳的关键挑战。本研究聚焦光伏-储能-充电一体化微电网参与虚拟电厂(VPP)的协同运行机制，重点解决多主体利益协调、市场准入标准及动态电价响应等核心问题。通过分析江苏省现行电力市场政策与VPP 发展需求的适配性，提出涵盖交易机制、技术标准和激励政策的系统性解决方案，旨在提升区域电网灵活性，促进清洁能源规模化应用，为长三角能源互联网建设提供实践参考。

1 光储充微电网参与虚拟电厂的核心机制设计

1.1 技术协同机制：“云-边-端”三级调控体系

（1）终端感知层：作为数据采集基础，通过物联网技术实现光伏组串电流电压、储能单体温度、充电桩负荷波动等参数的秒级采集，安科瑞ACCU 协调控制器可兼容 90% 以上设备接口，解决异构设备通信壁垒。特来电在江苏部署的光储充放微电网场站中，通过该层实现充电桩负荷的实时监测，为后续调控提供数据支撑。

（2）边缘控制层：承担“局部自治”核心功能，由微网协调智能策略控制器充当“超级 CPU”，基于 LSTM 算法实现 15 分钟级光伏出力预测（误差 <3% ），并执行削峰填谷、防逆流等本地化策略。在连云港某光储充项目中，该层通过“光伏优先供电 + 储能削峰填谷”模式，使储能充放电效率达92% 以上，日均消纳光伏电量超2000 千瓦时。

（3）云端优化层：虚拟电厂平台通过机器学习算法处理气象数据、电价信号等信息，生成日前调度策略。安科瑞 EMS3.0 平台在此层实现与聚合商的无缝交互，将533kW 光伏 +7.5MW 储能等分散资源聚合为可调度单元，响应电网调峰调频需求[1]。

1.2 商业运行机制：多元化收益体系构建

（1）电力现货市场套利：利用江苏分时电价差，通过虚拟电厂调度实现储能“谷段充电、峰段放电”。江苏某工业园区项目通过该模式年套利收益增加 120 万元，验证了现货市场套利的可行性。中电国为在类似项目中通过动态优化充放时序，使储能电站预计3-4 年即可收回投资成本。

（2）辅助服务补偿：响应电网调频、调峰需求获取收益，深圳试点项目数据显示每兆瓦调节容量可获800 元/小时调频补偿，该标准已被江苏部分地区借鉴。南京市虚拟电厂管理中心计划 2025 年聚合 50 万千瓦容量，为参与辅助服务提供规模基础。

（3）需求侧响应奖励：在夏季用电高峰参与负荷削减，浙江 2023 年单次需求响应事件中，虚拟电厂聚合商单场收益超50 万元，江苏已将该模式纳入电力市场交易体系。连云港更明确 2027 年虚拟电厂调节能力达 10万千瓦，为需求侧响应提供容量保障。

（4）创新增值服务：探索碳资产交易与绿电证书兑换，乐创能源试点显示每兆瓦时绿色电力可产生 0.6 个碳积分，该路径与江苏碳市场建设形成协同。

2 江苏光储充微电网参与虚拟电厂的政策适配性分析

2.1 政策支撑体系现状

江苏省已构建“国家指导+省级统筹 + 地方落实”的三级政策体系，为光储充微电网参与虚拟电厂奠定制度基础。2024 年实施的《电力市场运行基本规则》首次明确虚拟电厂经营主体地位，2025 年《关于开展 2025 年电力市场交易工作的通知》进一步放开市场准入，允许虚拟电厂参与各类电力交易。地方层面，连云港出台专项政策，要求2025 年实现2 万千瓦调节能力，并将智能微电网作为虚拟电厂核心载体予以培育；南京市计划出台市区两级支持政策，形成上下联动的推进机制。国家标准《虚拟电厂管理规范》于2025 年2 月实施，为江苏政策细化提供技术依据。

2.2 现存政策适配性问题

（1）市场机制衔接不足：江苏电力现货市场覆盖率尚未达到 40% ，分时电价价差不足0.8 元/千瓦时，较澳大利亚AEMO 市场5 分钟级动态电价机制，套利空间受限明显。辅助服务市场中，调频服务定价机制未充分考虑光储充资源的快速响应特性，2024 年数据显示其收益仅为传统机组的60% 。

（2）标准规范尚不统一：尽管国家已出台管理规范，但江苏本地设备接口标准仍未明确，光伏逆变器、储能BMS 等设备协议差异导致系统集成成本增加 20%-30% 。某园区项目显示，因通信协议不兼容，虚拟电厂接入调试周期延长45 天。

（3）政策激励力度不足：当前补贴集中于项目建设阶段，运营期支持政策缺失。对比深圳对需求响应的额外补贴政策，江苏仅依靠市场收益难以覆盖光储充设备的高投资成本，导致中小企业参与积极性不足。

（4）安全监管机制滞后：随着 5G 等技术广泛应用，网络安全风险凸显，但江苏尚未建立虚拟电厂安全防护地方标准。2023 年某平台遭攻击事件警示，现有三级防护体系未能有效适配光储充资源的移动性与分散性特点[2]。

2.3 政策适配性优化路径

（1）完善市场交易机制：加快电力现货市场全覆盖，参照电享科技AI 预测模式（准确率 85% ），建立15 分钟级电价更新机制，将峰谷价差扩大至 1.2 元/千瓦时以上。在辅助服务市场中，增设“快速响应奖励”条款，对响应时延 <100 毫秒的光储充资源给予1.5 倍收益补偿，与 5G+ 北斗技术应用形成协同。

（2）健全标准规范体系：以《虚拟电厂管理规范》为基础，制定《江苏省光储充微电网接入虚拟电厂技术导则》，统一采用 IEC61850 通信协议与 MQTT 数据格式。建立设备认证制度，对兼容本地标准的产品给予 3% 的购置补贴，降低集成成本。

（3）强化政策激励引导：设立年度运营补贴资金，对参与虚拟电厂的光储充项目按调节容量给予每年200 元/千瓦补贴。落实金融支持政策，鼓励银行提供 3 年期以上低息贷款，利率较基准下调 10% ，并将项目纳入绿色债券支持范围。

（4）构建安全监管体系：参照发改委网络安全三级防护要求，制定《江苏省虚拟电厂安全运行管理办法》，强制部署量子加密与可信计算设备。建立省市级安全监测平台，对光储充资源实行“秒级监测 + 异常告警”，每季度开展安全演练。

3 案例实证：江苏某高速公路服务区光储充微电网项目

该项目采用“ 1+N+ 1”模块化建设模式，集成650kW 光伏、1MW/0.5MWh储能及8 台快充桩，通过中电国为CET-7320 控制器接入省级虚拟电厂平台。在政策适配方面，项目享受连云港市级建设补贴 200 万元，并通过参与需求响应获得额外收益35 万元/年。技术机制上，依托安科瑞EMS3.0 平台实现“光伏消纳优先 + 储能调峰 + 充电桩柔性控制”，弃光率从 18% 降至 3% ，年电费节省42 万元[3]。

但项目也暴露适配性问题：因现货市场未完全覆盖，峰谷套利收益仅达预期的 60% ；设备接口标准化不足导致接入成本超预算 25% 。经政策优化建议调整后，通过参与省级辅助服务市场使年收益增加28 万元，印证了政策完善的实际价值。

4 结束语

江苏光储充微电网参与虚拟电厂的机制设计已具备技术可行性与商业潜力，“云-边-端”调控体系与多元收益模式能够有效激活分布式资源价值。政策层面，虽已形成基本支撑框架，但在市场衔接、标准统一、激励力度等方面仍需优化。未来，通过机制创新与政策适配，预计到2027 年，江苏光储充微电网参与虚拟电厂的调节能力可突破50 万千瓦，占全省虚拟电厂总容量的 30% ，为新型电力系统建设提供坚实支撑。

参考文献：

[1]窦梦园. 含虚拟电厂的电力系统优化运行方法研究[D]. 华北电力大学(北京), 2024.

[2]李占杰. 虚拟仿真在电力系统分析中的实验教学探究 [J]. 高教学刊,2023, 9 (32): 76-80.

[3]何海文. 基于虚拟电力系统稳定器的低频振荡抑制策略研究[D]. 沈阳工业大学, 2023.