虚拟电厂进入以需求为主导的快速发展期，以新能源为主体的新型电力系统将带动虚拟电厂产业边际加速拓展。虚拟电厂产业上下游变化，将带动中游业务模式与平台技术发展，未来2-3年虚拟电厂商业模式有望向电力交易、碳交易持续拓展，2025年运营市场规模有望突破千亿。

一、虚拟电厂是什么？

在现实世界中，实体电厂的功能主要有两个：一是发电，为电力市场提供电能；二是根据现实情况，对供电的负荷进行调节，从而保证电网的稳定性。而虚拟电厂，就是要利用一套建立在“空中”的管理系统来模拟出电厂的两个功能。

虚拟电厂的相关概念最早由 Shimon Awerbuch 博士于 20 世纪末提出，在《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》论文中对虚拟公共设施进行了定义：受市场驱动的独立实体间灵活合作，且能够为消费者提供所需的高效电能服务而不必拥有相应的资产。

在降碳减排逐渐成为全球共识的背景下，风电和太阳能作为清洁能源和可再生能源的重要组成部分，将成为降低碳排放，实现全球气候、可持续发展目标的重要抓手。然而风电、太阳能等发电形式将对电网出力端形成较大的冲击，影响到电力系统的稳定性维护。同时，峰谷差问题催生的储能、分布式电源的大规模装机也增加了出力资源的数量，调度复杂度大幅提升。

虚拟电厂聚合发电、储能资源，并进行统一优化调度，是解决峰谷差的有效形式。虚拟电厂能够有效聚合分布式电源和储能电站等资源，依靠物联网等技术，处理风电、光伏等出力端带来的不确定性，帮助电网实现协调优化控制，加强新型电力系统内部各单元间的协同，从而提升电力系统的灵活性与稳定性。

虚拟电厂的核心竞争力在于技术和资源的运用。本质是通过计量、通信、智能调度决策算法以及信息安全防护技术将各类分布式发电设备与储能设施结合，对电力负荷进行协调和控制，聚合资源越多，调节能力越强。

计量技术：精确地计量用户侧电、热、气、水等耗量，建立精准的能源网络供需平衡，为虚拟电厂的调度、生产提供依据；

通信技术：控制中心接收各子系统的状态信息、电力市场信息、用户侧信息等，并根据这些信息进行决策、调度、优化；目前可利用包括互联网、虚拟专用网、电力线路载波、无线通信等技术，在此基础上还需要开发虚拟电厂专用的通信协议和通用平台；

智能调度决策技术：各子系统的统筹优化调度是虚拟电厂实现分布式能源的消纳及保障电网安全、高效、稳定运行的关键；控制中心需要收集、处理的信息包括：用户的需求信息、各子系统运行信息、电网调度信息、电力市场价格信息以及影响分布式电厂的天气、风能、太阳能等信息；根据收集的信息，控制中心需要建立完善的数学模型及优化算法。

信息安全防护技术：虚拟电厂与各个分布式能源站的工业控制系统、面向用户的用电信息系统、公开的市场营销信息系统、电网的调度信息系统都存在接口，需要做好系统安全防护、强化边界防护、提高内部安全防护能力，保证信息系统安全；在当前针对工业控制系统的安全防护技术和面向用户的用电信息系统防护技术基础上，发展与虚拟电厂相适应的大型综合用电信息系统安全技术也是未来虚拟电厂发展的关键。

虚拟电厂的产业链由上游基础资源、中游系统平台和下游电力需求方共同构成。分布式电源、储能、可控负荷的发展共同构成了虚拟电厂上游的基础资源，中游为资源聚合商，而由公共事业企业能源零售商（售电公司）及一切参与电力市场化交易为主体的产业链下游。

根据国家电网的测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂仅需投资500-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7，能够促进电力系统实现低碳、高效的多赢市场化运营。

二、市场化的初级阶段

当前，部分地区虚拟电厂主要参与的是辅助服务市场。上海、江苏、浙江、山东等地都进行了电力辅助服务政策修订，只有少数地区在同步结合现货市场。电力辅助服务，是指在正常电能生产、输送、使用外，为了维护电力系统稳定运行而提供的额外服务。2020年，中国已有6个区域电网和30个省区市启动电力辅助服务市场，主要交易品种就是调峰，部分地区辅以调频、备用。华北、上海两地已明确虚拟电厂可作为独立主体参与调峰市场。此外，多地都已出台市场化需求响应机制，虚拟电厂也可作为需求响应资源提供调峰服务。

从各地来看，上海虚拟电厂参与的负荷类型最多；山东试点虚拟电厂参与辅助服务市场同时，开展了日前现货交易；广东作为电力改革试点的前沿省份，模式比较超前，2021年5月伴随现货试运行开启了需求响应市场化交易。售电公司所代理同一区域内所有用户的可调负荷共同组成了“区域级虚拟电厂”，可以直接参与区域内电力交易。对大型电力用户而言，只要能够达到参与响应的标准，就可以以类似批发用户的形式直接参与。

中国首个虚拟电厂示范项目——冀北虚拟电厂，是少有的完全市场化运营模式，主要参与华北地区的调峰辅助服务市场。公开资料显示，冀北虚拟电厂一期主要覆盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市，实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇等11类可调资源。自2019年12月投运至次年4月供热季结束，虚拟电厂参与调峰总收益约160.4万元。

“冀北是第一个吃螃蟹的，前期也很艰难，一开始聚合的资源不多，但因为华北电力调峰市场做得较早，而牵头成立虚拟电厂的是冀北电力交易中心。于是，在推出示范项目之时，就经过和华北能监局协调，出台了国内首个允许虚拟电厂参与调峰辅助服务的政策，从市场机制上理顺了。”一位不愿具名的电力行业人士对《中国新闻周刊》说。

但即使在调峰市场发展较快的华北、上海等地，虚拟电厂在具体参与市场时仍存在种种问题。上海交通大学电气工程系教授艾芊等人在2022年1月发表的论文中指出，现阶段的市场机制弱化了虚拟电厂与其他市场主体的竞争关系。华北方面，目前仅允许虚拟电厂根据日前发电预计划在出清价格最高时段提供调峰服务，在本质上来说并未真正参加华北调峰市场，也不存在虚拟电厂报价机制。

上海虽有报价机制，但将虚拟电厂调峰单独划分，不与火电提供的深度调峰共同报价出清，且虚拟电厂提供的调峰需求量由调度机构决定。另外，上海市场设置的虚拟电厂调峰价格过低。日内调峰报价上限仅为0.1元/千瓦时、实时调峰报价上限仅为0.4元/千瓦时，而上海需求响应填谷价格为0.8元/千瓦时，当前价格不利于上海鼓励虚拟电厂参加调峰市场。

多位专家指出，虽然新版“两个细则”已规定虚拟电厂可作为第三方主体参与电力市场，但在实际参与过程中，虚拟电厂几乎无法与火电同台竞价，很多地区都要求“报量不报价”。

河海大学能源与电气学院教授赵晋泉比较了虚拟电厂和火电机组同台和分开单独竞价模式后发现，前者可以有效提高调峰的经济性。他在论文《考虑虚拟电厂参与的深度调峰市场机制与出清模型》中指出，这是因为分开单独竞价时，虚拟电厂和火电机组之间的调峰容量分配不是最优，部分价格较低的虚拟电厂调峰容量没有被调用。

“虚拟电厂市场化最主要的问题是什么？中国的电力辅助服务市场目前还不完善，其价格很多时候不足以完全体现辅助服务的真实价值。”高赐威说。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在接受《中国新闻周刊》采访时指出，电力辅助服务市场化的前提，是电力现货市场的完善。中国电力市场目前仍处于双轨制的过渡期。

在欧美等成熟的电力市场中，虚拟电厂已完全实现商业化，主要从电力现货市场中获益。以德国为例，虚拟电厂这几年在德国发展得尤为迅速，据伍珀塔尔研究所的最新预测，德国的能源聚合市场和灵活性市场规模约为75吉瓦，这一数字预计到2030年将会翻一番。虚拟电厂目前主要活跃在德国的日前、日间市场、二次和三次备用市场，尤其是日间市场。

德国国际合作机构(GIZ)中德能源与能效合作伙伴项目主任尹玉霞在《德国虚拟电厂发展经验》一文中指出，在德国的电力市场中，无论是电网、电厂，还是输电、配电、售电，这些电力相关业务都互相拆分。2014 年，德国修订了《可再生能源法》，规定100千瓦以上的新增可再生能源机组都必须直接销售，从而鼓励中型可再生能源发电机组聚合形成虚拟电厂，在日前市场优化其售电。

三、规模化发展靠什么

目前，发展虚拟电厂新业态、推动虚拟电厂规模化的政策相继出台。2021年12月，国家能源局印发了《电力辅助服务管理办法》；今年1月，国家能源局相继印发了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《“十四五”现代能源体系规划》；6月，国家能源局南方监管局印发了《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，山西省能源局也印发了《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》。

国网冀北电力的虚拟电厂自2019年起参与华北（京津唐）调峰辅助服务市场运营，纳入了电网调度计划和自动发电控制闭环控制。目前京津唐的辅助服务市场主要针对低谷新能源调峰，一般在每年11月到次年的4月开展，每天开展11个小时。截至目前，冀北虚拟电厂已在线连续提供调峰服务超过4800小时，累计增发新能源电量3701万千瓦时，虚拟电厂运营商和用户收益达673.70万元。

在2022年北京冬奥会电力保供工作中，冀北虚拟电厂发挥了重要作用。在服务奥运场馆时，虚拟电厂技术还将电与热联系起来，合理利用低谷电能供热，在降低场馆供热成本的同时，为电网提供调峰服务，促进清洁能源消纳。通过全国统一电力交易平台，国家体育馆、北京冬奥组委办公园区、延庆场馆群、张家口赛区等11家冬奥场馆及配套设施实现了100%绿电供应。冀北虚拟电厂支撑了奥运史上首次全部场馆采用绿电，其关键技术研究及应用被纳入国家重点研发计划“科技冬奥”重点专项。

冀北虚拟电厂平台上有两家运营商——冀北综合能源公司和恒实科技，国网综合能源集团等多家运营商也在自建系统或平台。2019-2020年火电、虚拟电厂统一报价出清机制下，月出清均价较高；自2020年执行火电、虚拟电厂分别报价出清机制以来，市场出清价格明显下降。

从冀北虚拟电厂的实践可以看出，实现虚拟电厂的规模化发展，我们还需在以下四个方面继续发力。

首先，要加强顶层设计，完善政策机制和标准体系。一是完善负荷侧（配电侧）资源纳入新型电力系统的体系设计，负荷供应商需要从系统需求和负荷侧资源的特点出发，参与新型电力系统体系的设计；二是完善参与市场类型、准入、机制、商业模式的设计；三是完善标准和管理体系，加强可信调节能力、实际调节量、运行参数等的标准化管理体系建设，响应时间、响应速度等电厂化的运行管理参数也需要进一步明确。

其次，应持续优化核心技术，推进产业链高质量发展。除了政策机制的鼓励引导，技术的不断优化才是推动虚拟电厂走向市场化的关键。如何更好地将虚拟电厂纳入电网调控、参与市场交易和安全高效通信仍是我们下一步要攻克的技术难题。

再次，加强网络和信息安全体系建设。由于虚拟电厂是近用户的，在用户数众多的情况下，如何保证系统网络和信息安全是一个重要课题，目前来看加强安全体系建设是最优路径。

最后，为了引导虚拟电厂行业的健康可持续发展，还应将其纳入新兴业务整体布局，借鉴国外经验，避免聚合平台不良竞争。

文章来源： 中国新闻周刊，至顶头条，能源评论·首席能源观