顾名思义，虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP），不是一个真实的电厂，既没有厂房，也不烧煤和消耗其他燃料，却具备发电和调节电网的能力，本质上，虚拟电厂是一种新型电源协调管理系统或管理模式。它通过运用IOT、云服务、AI等信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可控负荷、电动汽车等多种分布式资源聚合和协同优化。

在虚拟电厂中，能量管理系统（EMS）控制中心通过智能电网的双向信息传送，将不同空间的多种资源聚合起来进行统一调度，参与电力系统运行和电力市场交易，灵活地削峰填谷。

虚拟电厂的本质，是一种能源协调管理系统

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，就是要利用一套数字管理系统来模拟出电厂功能。

从定义上来看，虚拟电厂的本质，是一种能源协调管理系统，以数字化技术链接分布式新能源、储能系统、电动车等用电端多种灵活性资源，实实现对不同海量分布式异构资源的优化调度和精准控制，实现削峰填谷（即降低负荷高峰、填补负荷低谷），最终整体呈现实体电厂的技术功能形态，参与电力市场运行。

“严格来说，2022年并不是国内虚拟电厂产业的直接爆发点，而是社会关注的爆发点。”在刘沅昆认为，四川限电等现实时间，让“双碳”目标和新型电力系统的必要，以一种更具有社会体感的方式走入大众视野。在刘沅昆的测算中，2022年国内虚拟电厂的市场规模约为百亿体量，但到2030预计将超过千亿元/年。

在其看来，虚拟电厂将会是构建以新能源为主体的新型电力系统的关键环节。一方面。虚拟电厂在当下来看，是最具落地可能性的成熟路径。“对比其他技术路线，虚拟电厂其实是对存量的优化与挖掘，相对来说模式更轻。”

另一方面，这是国际范围内已经得到过印证的发展经验。虚拟电厂能为公用事业部门和聚合商带来效率跟高、利润更高的商业模式。在已经较为成熟的欧美地区，其价值已经得到社会与市场的双重认可。欧盟能源联盟副主席就在2015年表露虚拟电厂在电网改革中的地位：“智能电网之于欧洲，就像页岩气之于美国……截至目前，实现电网智能化能为我们减少30%的供电容量”。

在实际运用过程中，虚拟电厂可以在用电高峰进行差别式供电，比如充电桩等可以错峰调配的用电端资源，保障电网运营；又可以在夜间等低谷时期为有需求的用电端调配资源，将本赠送，通过调动闲置资源，实现区域内的供需平衡。

一组数据或许更能说明虚拟电厂在国内电力系统的价值。依据国家电网的测算数据，传统火电厂要实现5%峰值负荷要求的调峰控谷，投资成本预计在4000亿元，而虚拟电厂要实现这一要求，从建设到运营的整体投资预计在500-600亿元。

目前制约虚拟电厂发展的，除了电力市场机制不够成熟，更重要的是负荷侧的数字化水平较低，其背后是企业电力能源的运营服务水平普遍较低，在可管理层面上并未促进数字化落地。

虚拟电厂的第一层次：可观

计量，解决的是虚拟电厂的可观测问题，它包含三方面的内容：

1、观测对象：通过对涉及到虚拟电厂的相关设备，包括：负荷设备、线路设备、变电设备、开关设备、保护设备、光伏和储能设备。这里不仅仅是负荷设备，因为虚拟电厂涉及到用户关口负荷曲线的量化和调整。用户关口的净功率曲线，不仅仅是负荷的叠加，还涉及到用户配电系统的其他要素，比如光伏和储能就会影响负荷曲线，所以是一个“系统”的观测，而不是单纯的负荷表计的数据采集。这里既有计量（遥测），也有自动化（遥信）。

2、观测周期：对于负荷侧的相关设备观测，目前虚拟电厂主要以调峰服务为主要目标，基本上达到分钟级即可，还需要以年为周期的长期数据积累，所以保证运行期数据的完整性、可靠性是非常关键的。对开关类数据需要做到秒级采集。

3、观测手段：通过测量、变送、采集、传输等工作，实现负荷侧的可观测，也就是分钟级的持续通信。

虚拟电厂的第二层次：可管

可观测是虚拟电厂的第一步，第二步是要解决负荷侧设备的可管理问题。这恰恰是目前国内虚拟电厂的薄弱环节——观测容易，管理困难。这个困难背后反映的是负荷侧的能源管理水平低下，同时也制约了能源数字化的发展。

在中国，负荷侧大量的数字化系统，并不是“给人用的”，而是“给人看”的。一方面是中国绝大多数电力用户的能源管理意识，和管理水平不够，导致对管理软件和功能的需求严重不足；另一方面，中国过去20年的高速发展，能源数字化是以“项目验收”为主要目标，数字化系统的开发者并不太考虑验收完以后谁来用、怎么用的问题，所以很多系统是空转的。

所以虚拟电厂的第二层次是解决负荷侧的管理问题，也就是“人和能源的关系”。

既然是管理，首先是有管理条线，比如围绕资产的条线（设备资产管理）、围绕能量的条线（能源管理或者调度管理）、围绕交易的条线（交易管理）等，每个条线都有自己的管理目标、管理体系、管理指标、管理流程和管理价值。能源数字化需要支撑上述管理能力的构建，并且解决管理价值的发现和实现的过程。需要建立与管理模型相适配的数据模型，便于多业务应用和后续的分析需求实现。

目前大多数的能源数字化无法回答管理价值是什么的问题——因为它们从设计开始就是为了某个项目验收，它们的成本也是作为项目投资成本的一部分而涵盖的，一旦项目验收了，它们的任务也就完成了。

为什么德国的虚拟电厂可以如火如荼，因为德国企业的能源数字化是融合到企业的日常管理中的，数字化是为能源管理服务的。

数字化只是可管理手段的一部分，并不是全部，还需要能源运行的管理咨询、管理体系设计、管理实施、管理能力共享、管理改善等一系列企业管理服务。

虚拟电厂的第三层次：可析

解决了设备的物联，和人的管理，积累了足够的数据，虚拟电厂进入到分析阶段，比如建立分析模型、构建分析算法。

分析包括三种不同的方向：

1、针对某一类设备，比如光伏、储能、电气设备等的分析算法和模型。

2、针对某一特定的场景或者参数，比如功率、电压、电流、频率、可靠性的分析。

3、针对整个用户配电网络（微电网）的多场景分析与管理，比如潮流分析、运行状态管理、功率预测等。

这里的分析，既可以是基于规则、经验模型的分析，也可以在积累足够多的数据以后，通过AI去识别复杂的关联。

分析的深度和广度，取决于可观和可管的水平，比如微电网的运行和分析，其实在管理层级上，需要建立能量管理的体系，离开了管理的需求，分析模型没有来源，也没有去处。

这也是目前国内微电网技术应用的尴尬：谁来用微网控制系统或者微网管理系统？

对电网来说，电网控制系统和管理系统，是给电网专业的管理部门使用的，因为电网企业管理电网是专业的。

而在用户配电系统中，大多数没有专业的电力自动化和电力调度部门，对能量的最优负责，自然谈不上需求和使用。甚至大多数电力用户连能源消耗的数字化都不关心。

与其研发高大上的虚拟电厂或者微电网控制系统，需要先培养起用户的专业管理意识和管理水平，还是管理不足的问题。

虚拟电厂的第四层次：可控

控制的前提是分析，能分析出控制策略和控制的目标参数。

控制的结果是产生实际的价值，无奈论是虚拟电厂的交易，还是怎么和用户分成，本质还要回到可管理层面。

控制不能脱离前面的层级存在。

前几年，电网企业信心满满，以“负荷控制终端”或者“需求响应系统”的名义，在用户负荷设备上安装了很多控制器，然后接入“虚拟电厂平台”，对外宣布具备了多少多少MW的控制能力。

实际上这些设备的利用率，用户的响应度都很低，因为它不是个单纯技术问题，而是一个管理价值的闭环问题。

文章来源： 鱼眼看电改，36氪，大公报