在“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统背景下，对规模化灵活资源进行有效聚合调配，可有效缓解电力系统应对高比例可再生能源波动性时灵活性不足的问题。特别是虚拟电厂(virtual power plant，VPP)技术，作为实现多元化资源聚合互动调控的重要手段与形式，亟需对各类资源应用运行情况进行针对性的模式与工程经济性研究。结合我国能源市场与应用场景特点，挖掘各类新能源系统作为虚拟电厂资源的应用潜力，从而支撑和推动相关决策和技术不断优化，激活尽可能多的灵活资源参与其中^[1-3]。与此同时，全球氢能战略兴起，对可再生能源电解水制氢(power to hydrogen，P2H)技术的关注、研究与应用显著增多。电解水制氢系统除与可再生能源耦合制取零碳绿氢向各领域供应原料和燃料外，其功率运行范围宽、功率可调节性强以及应用数量持续增多等特点，也将使其在未来能源系统中扮演重要角色^[4-8]，成为新型电力系统中灵活可调节的负荷资源新势力；对比现有电动汽车、空调等灵活可调节资源，其可聚合性、可控性更强，几乎不受随机性高、分散度大的终端用户行为模式影响；同时，其与可再生能源电站耦合建设是当前提升新能源电站主动支撑电网能力、辅助新型电力系统建设的热点创新方案。此外，绿氢市场前景广阔^[9]，到2050年可再生能源电解水制氢在我国氢供应的占比将达到70%，是虚拟电厂技术不可忽视的潜在配套资源。

目前，对可再生能源与电解水制氢系统耦合的应用研究，多从耦合系统独立于电网运行或耦合系统并网以获得稳定功率制氢的角度出发^[10-12]。基于产业集群的氢能管理系统，优先考虑氢能供应量和成本最低^[13] 是比较典型的模式，该类研究极少考虑或不考虑系统用电对电网的影响。涉及与电网互动的研究中，文献[14]提出一种将P2H与VPP联合并分散协调运行的方法，涉及源、负载两侧的多重不确定性，但P2H作为独立利益主体进行研究。文献[15]基于国外多种虚拟电厂研究经验与示范项目，对应用场景及运行模式进行归纳与分析，研究了多类场景涉及光氢耦合的项目，并将之分为商业型和技术型两大类，但由于国外与我国电力系统和能源市场结构、管理模式、运行机制等存在差异，本土适用性存在局限性。结合国内市场进行的研究则主要从运行优化和竞价策略^[16-18]2方面进行，以运行经济性为主要研究点。这些研究或把P2H独立出来，或基于他国能源市场环境，或未考虑资源实际工程初投资。

本文尝试将光伏耦合电解水制氢系统作为一个利益整体，兼顾工程应用经济性，探究其在我国国内市场环境中作为虚拟电厂资源支撑新型电力系统建设的相应运行模式雏形及其优化。

虚拟电厂模式可把分散在各处的新能源电站、可调负荷、储能等设备集合起来进行集中控制调度并完成市场运营^[19]，唤醒海量分布式资源。本研究主要以由光伏电站和电解水制氢系统2类源荷资源耦合而成的系统作为研究对象。在该类系统中，电解水制氢子系统通过跟踪光伏电站实时出力，调节自身运行负荷，进而在资源本身层面实现充分消纳光伏发电、降低光伏出力随机性、限制光伏出力波动幅度的新型电力系统支撑效果。同时，在虚拟电厂层面形成一定量的对外响应资源，并积极参与其中。

统计我国各地现行需求响应、电力辅助服务以及电能量市场的政策规定和要求，资源规模达到“200 kW容量持续运行1 h”的标准，即可参与特定需求响应；达到“10 MW容量持续运行4 h及以上”的标准即可参与各类调峰市场；进一步达到“20 MW容量持续运行4 h及以上”的标准，即可满足绝大部分调频市场的需求，从而灵活参与各类需求响应、电力辅助服务以及电能量市场。

因此，光伏耦合电解水制氢系统作为虚拟电厂资源，其光伏电站聚合规模达到40 MW及以上、电解水制氢系统聚合规模达到20 MW及以上时，全系统既可提供20 MW容量的稳定负荷，亦可在光伏系统输出高于50%的时段中提供较为稳定的20 MW或以上出力，获得十分理想的运行模式规划空间。

光伏电站出力受确定因素和随机因素影响。其中，确定因素有地球自转与公转运动、光伏板性能参数等，随机因素有实际光伏发电过程中阴影、云层遮挡、天气变化以及温度变化等不确定因素。由于光伏电站依据确定因素而产生的出力可精确计算和预测，研究主要针对随机因素进行，其可进一步分为2类：1）光伏电站所在地的大尺度天气过程，影响范围在数千千米以上，持续时间可以日计，导致太阳辐射在日内的整体衰减；2）所在地中微尺度天气过程，如云层遮挡、阵雨等，影响范围在100~200 km，持续时间几小时到几十小时，使到达光伏面板的太阳辐射在日内受到短期随机扰动^[20]。

由于第1种随机因素具有一定可预测性和全天性，其影响预测可在前一日整合到虚拟电厂运行模式中，而后一种随机因素几乎无法预测。提出的基线运行模式将以确定因素和第1类随机因素为考虑要素。全天的基线运行模式分为5个阶段，不同阶段的光伏电站出力电解水制氢系统采用不同运行策略，以使资源在5个阶段依次呈现为负荷态、平衡态、电源态、平衡态、负荷态。基线运行模式框架如表1所示。其中，P₁为光伏电站峰值有效出力的聚合规模；α为当日谷电时段结束时光伏电站出力的预测值。

为使资源能在清晨有阳光的谷电时段消纳光伏电力，同时呈现稳定负荷态，以充分利用谷电并提供可调节负荷资源；在清晨谷电时段结束后，呈现平衡态，以消纳少量光伏电力支撑电网，在光伏出力水平从0到0.5P₁的过程中，在划分运行阶段时设置分段点，取其值为α。该分段点值的设置，也为运行模式在项目系统实际运行后，结合自身实际运行积累数据进行个性化调试预留了可优化迭代的灵活性。

阶段1和阶段5的资源基线运行状态均为负荷态。其中，阶段5会涉及晚间光伏不再出力时的谷电时段和非谷电时段2种情况。

对于阶段5的非谷电时段，参考目前国内电价与氢能市场价格情况，电制氢设备不运行更合理。因此，资源偏离基线运行状态，呈现平衡态，并拥有稳定的0.5P₁容量对外响应负荷资源。

对于2个阶段中的谷电时段，资源同样可处于非谷电时段的平衡态，以响应填谷服务获利。根据浙江省杭州市2021年每日日出时间数据，可估算夜间至清晨的谷电时段中，资源年无光伏发电状态时长约为2 774 h。参考《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则》中基线负荷核准方法及其中填谷调峰辅助服务价格上限，当电解水制氢系统装机容量为20 MW时，最理想状态为每年作为虚拟电厂资源参与480 h填谷服务且全额以上限价格400元/(MW⋅h)中标，则年最高填谷960 MW⋅h。在以上前提下，当绿氢售价20元/kg，氢气售价0.4元/m³时，不同谷电价格下电解制氢系统持续运行和等待响应填谷服务2种模式的阶段年收益如表2所示。

当谷电价格为0.319 4元/(kW⋅h)时，2种模式的收益相等；当取大工业用户最高谷电价格0.353 9元/(kW⋅h)时，填谷模式略优于持续制氢模式，其余大工业用户谷电价格均低于0.319 4元/(kW⋅h)，使填谷模式失去优势；当谷电价格为0.1元/(kW⋅h)和免费时，持续制氢模式优势明显。

通常，低廉的谷电价格是填谷调峰服务的价值通过电能量交易体现在电价上的结果，符合未来我国电力市场发展趋势^[21]。因此，具有工程经济性的应用场景应以资源在该阶段谷电时段采用持续制氢模式运行为主。

阶段2和阶段4的资源基线运行状态均呈平衡态，电解水制氢系统全额消纳光伏出力制氢。此阶段通常处于平时和峰时电价时段。当前我国光伏上网电价Ⅰ—Ⅲ类资源区集中式光伏电站指导电价分别为0.35, 0.4, 0.49元/(kW⋅h)，若干Ⅱ、Ⅲ类地区的集中式光伏电站实际上网电价为0.35~0.4元/(kW⋅h)。此时虚拟电厂运行电解水制氢系统全额消纳光伏电量制氢，虽平抑波动支撑电网，但绿氢售价(不含储运)要在20~22元/kg以上才具有比光伏发电上网更好的经济性。

同时，借鉴实际光伏电站运行数据作为样本数据进行研究，在资源从电源态向平衡态切换后，阶段4中会有约3.3%的小概率随机出现光伏电站短时功率较高，超过50%光伏峰值功率，即电解水制氢系统按额定功率运行也不能平衡的情形。此时则需要电解水制氢系统在110%~120%负荷率下超负荷运行来维持虚拟电厂平衡。通常每次超负荷运行时间较短，不多于10 min。因此，具有一定的超负荷运行性能是电解水制氢系统适用于光氢型虚拟电厂的一个天然优势，在实际设备选型中可重点关注其该性能。

该时段基线运行模式中，理想状态下光伏电站出力始终高于0.5P₁，电解水制氢系统追踪光伏电站吸纳超过0.5P₁的光伏电站出力。外部特性呈现为一个0.5P₁的稳定电源。实际运行中，该阶段受1.2中所述第2类随机因素影响较大。

当资源所有光伏电站整体出力受1.2中第2类随机因素影响较小时，根据不同季节和不同天气所预测的次日光伏出力整体情况不同，资源可在基线运行模式运行，亦可在预测结果整体偏低时，适当调降0.5P₁这一设定值，获得尽可能多的稳定电力输出。此设定值也是运行模式在后期进行项目个性化优化迭代的灵活调整点，可在项目系统实际运行后，结合自身实际运行环境和数据进行调试。其中设定调降的差额，则可使资源同时再呈现稳定量的负荷资源，具有可响应分担区域内过剩电力的能力。

当资源整体受第2类随机因素影响较大时，借鉴已有光伏电站运行数据，实际运行中会出现较深的光伏出力跌落，即使将电解水制氢系统停止运行，也无法提供预设稳定出力。此时资源的电源态会呈现少量随机波动性，但对比光伏单独作为资源的情况，波动性出现的次数显著降低，且幅度在电解水制氢系统的缓冲下平滑化明显。同时，当资源内的光伏电站布置分散且跨区域较大时，光伏整体受第2类随机因素影响的面积百分比将大大降低，资源聚合效应体现优势，可进一步缓解和平滑该类影响，从而减少光伏出力随机突然深跌的次数，提升资源作为虚拟电厂调度资源的外部特性稳定性，并更好支撑具有高比例新能源的新型电力系统。

该阶段稳定输出电量收益是资源经济性的关键。由于光伏耦合电解水制氢所形成的资源构成简单，不聚合用电负荷资源，自用电负荷有限，稳定电力的出售途径以电能量市场和直接上网为主。由于我国上网电价在较长时间内通常保持稳定，电能量市场的售电收益成为选择卖电获利方式的动态影响因素。当在电能量市场可更多获利时，进行次日参与电能量市场时段预测、各时段出售电量预测和相应时段电能量市场价格预测，将成为资源经济性提升的关键。项目自身运行情况和数据可更好支撑该部分的预测优化。

根据资源地理位置和气象预报，对1.2节中的确定因素和第1类随机因素进行分析预测，可对光伏系统次日出力第1次升至分段点α、0.5P₁以及再次落回0.5P₁的时点进行预测，并设定为模式切换检测起始时点。

次日实际运行中，从检测起始时点开始比对实际光伏出力，并将实际第1次升至α、0.5P₁以及再次落回0.5P₁的时点作为切换时点。运用上述预设时点与实时监测相结合的切换方法，可有助于屏蔽第2类随机因素对系统整体运行模式的扰动。随着虚拟电厂自身运行数据的生成和积累，检测起始时点预测的合理性和准确性也将进一步提升，切换时点与资源整体运行模式的参数合理性和外部特性稳定性也可得到优化。

基于以上资源运行模式，结合我国华东一处400 kW分布式光伏电站实际年运行数据的随机变化情况分析，对聚合40 MW分布式光伏电站和20 MW 质子交换膜(proton exchange membrane，PEM)电解水制氢系统的资源体系的经济性进行算例分析与研究。

总体初投资包含光伏电站建设成本、PEM电解水制氢系统建设成本以及虚拟电厂功能开发成本。基于当前国内能源项目建设单位和国内兆瓦级PEM电解水制氢系统供应商调研数据，以及虚拟电厂功能实现投资估算成本研究^[22]，设置光伏电站总承包价格 3.75元/(kW⋅h)，国内兆瓦级PEM电解水制氢系统取750万元/MW，虚拟电厂接入费用2 000万元，则聚合资源的初投资价值在32 000万元左右。

结合1.3节分析结果与当前绿氢市价调研，算例设置绿氢售价23元/kg。设置资源的年有效运行时间为360 d。同时，将实际光伏电站数据代入运行模式模型进行统计，光伏电站所发电量约60%可向电力市场销售或上网，且均在峰、平时段。由于上网电价固定且经济性尚无优势，算例主要围绕参与电能量市场交易进行分析研究。

参考当前我国现有电能量市场2021年交易价格整体情况及最高价、最低价情况，设置资源经虚拟电厂向电能量市场售出的电力价格在尖峰时段可达均价0.8元/(kW⋅h)，在平时段均价可达0.6元/(kW⋅h)，外购电能量市场谷电0.1元/(kW⋅h)。同时，设置交易电力均为绿证体系下的可再生能源电力。基于中国绿色电力证书认购交易平台上2021年的光伏电力相关数据，以每张绿证50元计入经济性影响。

基于以上情形，通过计算系统的年运行收益，再用总投资除以年运行收益，获得系统的静态回收期，以表征耦合系统经济性。其中，年运行收益的计算模型搭建工作是在前期结合案例光伏电站的年出力数据，对照前述形成的运行模式进行比对和数据统计分析，获得光伏年发电量中按峰电出售数量百分比、按平电出售数量百分比、制氢用电数量百分比，以及相应运行模式下系统取用系统外谷电制氢的用电数量；以此4项数据作为计算模型基础，结合前文市场价格等前提数据进行年运行收益计算。在进行各因素敏感性分析时，基准情形由前文所述的各项基准取值构成。

结合计算模型，选取光伏电站所在地光伏峰值利用小时数、虚拟电厂及资源初投资、峰平谷电价、绿氢售价等要素进行按比例变化的敏感性分析。此外，由于峰时售电收益高于平时，且依据1.3节中阶段性结论，峰平时售电获益通常高于制氢，在随着项目实际运行数据的积累可更好规划调整运行方案的前提下，将资源中光伏所发电量向电力市场销售的百分比，即售电比例，也作为关注要素进行了敏感性分析。各因素对系统静态回收期的影响如图1所示。

在现有场景基础上，资源所含的光伏电站所在区域的光伏资源情况对项目的经济性影响最大，其次是项目初投资。与二者相比，峰平谷电价、氢气价格和售电比例对资源经济性影响相对较小，其中，峰时电价影响最大，平时电价与售电比例影响程度相似，但大于绿氢售价的影响，谷时电价对资源经济性的影响最小。

由于当前峰平谷电价中的谷电价格基数很小，为0.1元/(kW⋅h)，按比例进行的经济因素敏感性分析无法将市场存在零电价的情形及未来谷电呈负电价的情况考虑在内，因此将峰平谷电价对资源经济性的影响以幅度形式进行进一步研究，如图2所示。

此时，谷电价格带给资源经济性的影响明显高于峰平电价的影响。随着谷电价格波动空间的进一步扩大，其对项目经济性的影响比重将进一步变大。

在算例中设置的初始市场条件下，资源采用上述新型电力系统友好型运行模式并参与虚拟电厂运行调度的静态回收期在9~15 a，并不理想。

资源持有电站所在区域的光伏资源情况对经济性影响最大，验证了资源构成和运行模式构建思路中“支撑新型电力系统、促进新能源利用消纳”的有效性。

选用调节响应速度和能源效率等方面具有优势的PEM型电解水制氢系统成本较高，使初投资成为影响经济性的主要因素。

资源中光伏所发电量向电能量市场销售的百分比对经济性的影响高于绿氢售价，这表明通过优化运行模式，在维持理想资源稳定性的同时提升售电比例，将比提升绿氢售价更有效率，同时也能更好顺应氢能市场发展趋势并在其中获得竞争力。

随着可再生能源比例不断提升和电能量市场日趋发展成熟，更大的峰谷电价差可进一步提升该资源类型以上述新型电力系统友好型模式运行的经济性。负电价机制、可再生能源零碳价值的提升(如绿证价格上涨)亦可为其经济性提升创造有益条件。

在合理范围内，通过对各经济因素进行调整，可以得到多种实现理想经济性的理论条件。以其中一组较符合发展趋势的具有理想经济性的应用场景条件进行举例。

在光伏年有效利用小时数达到1 400 h及以上地区，虚拟电厂拥有足量资源可聚合的应用场景中，在算例基础上，进一步优化实现以下条件，可满足被聚合的光伏耦合电解水制氢资源实现≤6 a的静态回收期：

1）在同等规模的前提下，初投资降为算例初投资的70%。一方面，若能通过大功率、小容量(例如，配置为20 MW/1 MW⋅h)的储能系统配合碱性电解水制氢系统实现对于PEM型电解水制氢系统的等效降本替代，可有效提升该类资源以新型电力系统友好型模式运行的经济性，并赋予虚拟电厂更多灵活调节资源与空间，使阶段3的电源态更稳定，从而带来进一步增大收益的可能性。另一方面，大规模电解水制氢应用场景的经济性确认研究也可进一步促进绿氢产业规模化发展，从而降低制氢系统的非电成本。

2）峰谷电价差进一步拉大，虚拟电厂向电力市场售出电力的峰时电价为1.2元/(kW⋅h)，平时电价为0.6元/(kW⋅h)，虚拟电厂外购电能量市场谷电价格为0元/(kW⋅h)。

3）随着运行数据的积累，预测准确性和资源运行模式不断优化，达到资源中光伏所发电量向电能量市场销售的百分比为70%及以上的效果。

从实际工程应用落地的角度，在框架层面讨论了光伏耦合电解水制氢系统作为虚拟电厂资源的运行模式和相应经济性条件，得出以下结论：

1）在谷电时段，耦合系统内随机性因素占比小，当谷电价格在当前常见市场行情下时，即0.3元/(kW⋅h)左右，利用谷电制氢经济性较弱，运行模式优先考虑稳定耦合系统外特性为宜；当谷电价格机制发展出更低电价(如0.1元/(kW⋅h))、零电价或负电价情形时，耦合系统在谷电时段采用持续制氢的运行模式经济性明显。光伏电站实际上网电价在0.35~0.4元/(kW⋅h)时，利用可上网电量电解水制氢的绿氢售价(不含储运)在20~22元/kg以上，具有比光伏发电上网更好的经济性，实际项目可参照自身上网电价和绿氢可售价格调试系统运行模式的倾向。在经济发展较好、上网电价较高并追求绿氢价格不断下降的地区，耦合系统运行模式应以制氢系统配合光伏稳定输出为主；在西部上网电价较低且近处存在点对点绿氢需求、外界运氢成本较高的项目里，耦合系统运行模式则可适当向多制氢优化。

2）该类资源组合是一种结合了可再生能源与可调可控性强的负荷资源的比较典型的规模化资源聚合模式，在兼顾资源自身经济性的前提下，通过探索其将“支撑新型电力系统、促进新能源利用消纳”效果在自身层面最大化的运行模式，并探讨其中值得进一步关注和研究的要素，以期为从事科学研究、装备研发、系统设计以及示范项目建设的行业同仁提供思路参考。其中，如何利用电池储能优化碱性电解水制氢系统、如何借助项目自身运行数据结合大数据技术对运行模式进行优化调整等领域，仍有诸多研究工作值得推进。