近几日，A股电力板块表现亮眼，尤其“虚拟电厂”这一概念热度不断提升，受到市场密切关注。当然对很多股民来说，对“虚拟电厂”这一新名词可能还是一头雾水。

那何谓“虚拟电厂”呢？有专家解释，虚拟电厂即通过管理系统链接上下游，在新能源加速普及大趋势下，实现能源的聚合和协调优化的先进信息通信技术和软件系统，是电力交易的重要基础。简单来说，虚拟电厂就是通过各种相关技术参与电力平衡的一个能源管理系统，虽然没有实际发电厂房、发电机组等设施，但在提高整体用电效率方面具有明显作用。

在业内人士看来，随着我国大力发展风电、光伏等新能源，传统电网需要随着新能源的特点而进行改变。一方面，传统电网是集中发电、远距离输电的大型网络，随着分布式电站的发展，并网电站数迅速增长，集中式电网的调度对象以及调度决策的分析难度同步增长，电网的灵活性下降。另一方面，新能源高波动、高间歇性的特点使得电力体系远距离大容量输电更加频繁，影响电网的安全稳定运行。

而电网从集中式演变为“虚拟电厂”模式后，微电网内部实现平衡之后可以参与主网的运行，减轻主网的调度压力，同时保证微电网内部供电的稳定性，更好服务于能源结构转型升级。

“虚拟电厂”的大火，无疑给产业链上一些上市公司带来关注度的提升。

虚拟电厂聚合上下游资源，调控空间大

虚拟电厂的产业链由上游基础资源、中游资源聚合商和下游电力需求方三者共同组成。 其中上游基础资源又可细分为可控负荷、分布式能源以及储能系统，虚拟电厂通过对三 种基础资源的调节实现电力资源的削峰填谷。中游的资源聚合商是虚拟电厂的核心组成 部分与控制主体。资源聚合商通过对上游可控负荷、分布式能源以及储能系统三者的整 合、优化、调度、决策，从而实现虚拟电厂的正常运行。产业链的下游为电力需求方， 主要参与者有电网公司、售电公司和其他参与电力市场化交易的主体。下游参与者为市 场提供输配电服务和电网接入服务，并向市场运营机构提供市场化交易和市场化服务所 需的相关数据。

依据外围条件的不同，可以把虚拟电厂的发展分为三个阶段：邀约型虚拟电厂、市场型 虚拟电厂和自由调度型虚拟电厂。虚拟电厂的发展依赖于外围电力市场的支撑，电力市 场主要包括电力现货市场、辅助服务市场和中长期市场。辅助服务市场主要是指为维护 电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由发电企 业、电网经营企业和电力用户提供的服务，最主要形式为调峰、调谷、调频等服务。

邀约型虚拟电厂是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各 个聚合商参与组织资源以可控负荷为主进行响应，共同完成邀约、响应和激励流程， 当前我国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主。

市场型虚拟电厂是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂 聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。在此期间，虚拟电 厂以电力市场配置电力资源运行驱动，通过协调、优化和控制可控负荷、分布式电 源和储能三大资源聚合而成的分布式能源集群，作为一个整体参与各类电力市场 交易并为电力系统运行提供调峰、调频、紧急控制等辅助服务的分布式能源聚合商。 在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。

自由调度型虚拟电厂将在市场性虚拟电厂的基础上，实现跨空间自主调度。随着虚 拟电厂所整合资源的种类逐步增多，“虚拟电力系统”雏形初显。该阶段，除可调 负荷、储能和分布式能源等基础资源外，也将包含由该类基础资源所整合而成的微 电网、局域能源互联网等。自由调度型虚拟电厂主要参与者以国外为主，如德国的 Next Kraftwerke 公司等。

相比储能，轻资产运营的虚拟电厂更具优势

储能资源作为虚拟电厂三大基础资源之一，常见的储能电站类型有：物理储能、电器储 能、电化学储能、热储能以及化学储能等。

我国储能电站以抽水储能模式为主。2021 年，中国储能市场装机功率 43.44 GW，位居 全球第一。抽水蓄能装机功率 37.57 GW，占比 86.5%；蓄热蓄冷装机功率 561.7 MW， 占比 1.3%；电化学储能装机功率 5117.1 MW，占比 11.8%；其它储能技术（压缩空气 和飞轮储能）装机功率占比 0.4%。

不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同,而储能成本则是决定储能技术应用和产 业发展规模最重要的参数。以抽水蓄能电站为例，目前抽水蓄能电站的投资成本为 60～ 64 亿元/GW，使用寿命约 50 年,每天抽放一次,系统能量成本在 120～170 万元/(MW·h), 电站运维成本大约 120 万元/(MW·h), 其他成本 20 万元/(MW·h),系统能量效率 76%, 年运行比例约 90%,测算获得抽水蓄能的度电成本为 0.21～0.25 元/(k W·h)1。

在供给侧调控手段有限的情况下，通过实施需求侧管理可大幅降低资金成本，高效解决 实际问题。“双碳”政策下，新建大型煤电机组既不利于我国能源可持续发展又缺乏经济 性。据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区 5%的峰值负荷需求，电厂及 配套电网需投资约 4000 亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为 400 亿-570 亿元。以山东省为例，假设存在持续时间 100 小时的 500 万千瓦尖峰负荷缺口， 采用“需求响应+延寿煤电”方案的年化成本远低于“新建燃煤机组 5×100 万千瓦”方 案，每年将降低 14.3 亿元的开支。 当前时点非水电可再生能源最低消纳权重逐年提升，供电不稳定性增加，需求侧管理重 要性持续提升。目前，我国政府部门对各省市均限定了可再生能源（非水电）最低消纳 权重，且权重逐年提升。随着风电、光电总供电量占比提升，供电不稳定性增加，灵活、 快速的调度需求增多，需求侧管理变得愈发重要。

各地加速推进虚拟电厂发展

2022年5月30日和6月1日，发改委联合国能局、财政部等部门分别印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案的通知》和《“十四五”可再生能源发展规划》，强调目前新能源步入高质量发展新阶段，而电网的适应性问题是新阶段制约新能源发展的主要因素之一。

6月21日，山西省能源局正式印发国内首份虚拟电厂运营管理文件——《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，积极引导发、用、储侧资源共创电网平衡。7月8日，市场监管总局等16部门发布关于印发贯彻实施《国家标准化发展纲要》行动计划的通知，提出加强新型电力系统标准建设。

据国家电网报报道，6月30日，依托自主研发的智慧虚拟电厂平台，国网浙江综合能源服务有限公司聚合3.38万千瓦响应资源参与省级电力需求响应市场交易。

虚拟电厂是一种将不同空间的可调负荷、储能、微电网、充电桩、分布式电源等可控资源聚合起来的智慧能源系统，并以此作为一个特殊电厂实现对电力资源的自主协调及优化控制。

虚拟电厂的核心是集控平台，集控平台一方面可以对收集的充电桩、居民用电等数据进行分析，做到需求侧的精准响应及管理，当需求侧供电量不足时，可以作为“正电厂”向电力系统供电，当发电侧电量过大，需求侧难以负荷时，又可以作为“负电厂”加大负荷消纳电力系统电力，帮助电力市场削峰填谷，平滑新能源并网给电网带来的一系列影响；另一方面可以与大电网与电力市场互通，不仅有助于优化整个电网系统，还能为内部聚合的企业、用户、充电桩、储能、分布式能源等市场主体提供参与电力市场化交易的途径，让他们都可以成为微型发电机，参与电力市场交易，从而获取套利收益。

行业前景 全国虚拟电厂收益空间约为870亿元

我国虚拟电厂起步“十三五”，目前已有响应细则出台并建成多个试点项目。“十三五”期间，我国江苏、上海、河北等地开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点工作。

其中，江苏省率先于2015年出台官方文件 《江苏省电力需求响应的实施细则》指导电力需求的调控。此后，中国虚拟电厂进入研发、探索阶段，2019年，国家电网提出“泛在电力物联网”，并建成国内首个虚拟电厂“国网冀北虚拟电厂”，实现了发电和用电的自我调节。到目前为止，北京、上海、广东、江苏、浙江等地先后开展虚拟电厂项目试点。

2022年6月，《北京市“十四五”时期电力发展规划》首次将虚拟电厂的建设纳入电力发展规划中。我国可供参与虚拟电厂运营的控制资源体量庞大，可调负荷资源超过5000万千瓦，虚拟电厂也随基础资源的快速发展而受到重视。

目前，我国虚拟电厂仍处在邀约型阶段，以需求侧响应、调峰调频为主要的收益来源。广东省作为缺电大省，每年30％左右电量来自于外省输送，是我国电力市场化需求最为迫切、也是市场化进展领先的地区。因此以广东省的情况为例，测算虚拟电厂的市场空间。在《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》中提出，通过开展需求响应实现削峰填谷，逐步形成约占广州市统调最高负荷3％左右的需求响应能力，对参与响应的用户或聚合商给予补贴，削峰补贴最高5元/度，填谷补贴最高2元/度。

根据东北证券测算，补贴环境下，预计每年广东省虚拟电厂的收益空间有望达到294亿元；若考虑日后退补的情况，参考广东电力现货交易试点的价格，预计每年广东省内虚拟电厂的收益空间约为83亿元；按照同样的测算方法，市场化情况下，预计全国虚拟电厂收益空间约为870亿元。

伴随电力现货交易试点的推进，虚拟电厂的商业模式将得到持续优化。从试点进展来看，广东、江苏已率先进入现货交易结算试运行的阶段，其余试点省份则已完成模拟试运行，预计将陆续进行连续现货交易结算试点。结合外受电量、电力现货交易试点以及虚拟电厂项目试点情况，东北证券认为目前广东、浙江、江苏更具备发展商业化虚拟电厂的条件，有望成为引领全国电力交易和虚拟电厂建设的地区。

文章来源：未来智库，金融界，览富财经网