近日，关于虚拟电厂的3则消息引起行业关注。

7月18日，国内首个全绿电供应虚拟电厂项目在浙江宁波东方电缆园区正式投入运行，该项目通过整合光伏、储能等灵活性资源，可解决园区80%日常用电需求，剩余20%电量缺口通过购买中广核浙江涂茨海上风电场绿电补充。

7月17日，高特电子通过浙江省电力交易中心的审核公示，成为公开信息里第二家获得浙江省第三方独立主体虚拟电厂的准入资质的民企。

此前，7月11日，卓阳储能通过浙江省电力交易中心审核公示，成功获得浙江省第三方独立主体虚拟电厂准入资质，成为浙江省首个获得虚拟电厂资质的民营企业，同时也是浙江省目前可调节能力最大的市场化运营虚拟电厂。

虚拟电厂并非新鲜事物，近年来却频频成为行业热点议题。

虚拟电厂自2016年在我国起步，此后各地纷纷出台相关鼓励政策，相关主体争相申请试点，各类示范项目前赴后继，却没有形成可大面积复制推广的模式，原因究竟在哪？本文将从10个方面带您了解虚拟电厂。

虚拟电厂本质上是一套软件平台系统，是指通过先进信息通信和智能控制技术将电力用户可调节负荷、电动汽车、分布式电源和储能等电力需求侧资源整合成一个可控的聚合体，统一实施能源管理并参与电网运行，以实现需求侧资源的+ 优化配置。

简言之，就是把各类分散可调电源和负荷汇聚起来，通过数字化手段形成一个“虚拟电厂”来做统一管理和调度，同时作为主体参与电力市场。虚拟电厂没有实体形式，被称为“看不见的电厂”，它的响应机制比常规需求侧响应更加灵活迅速，能够兼顾削峰和填谷。

首先，可缓解分布式发电的负面效应，提高电网运行稳定性。虚拟电厂的协调控制优化大大减小了以往分布式资源并网对大电网造成的冲击，降低了分布式资源增长带来的调度难度，使配电管理更趋于合理有序，提高了系统运行的稳定性。

其次，可高效利用和促进分布式能源发电。大规模的分布式发电以虚拟电厂的形式参与大电网的运行，通过内部的组合优化，可消除其波动对电网的影响，实现高效利用。

另外，可以以市场手段促进发电资源的优化配置。虚拟电厂最具吸引力的功能就在于能够聚合多种类型的分布式资源参与电力市场运行。虚拟电厂充当分布式资源与电力调度机构、与电力市场之间的中介，代表分布式资源所有者执行市场出清结果，实现能源交易。

随着“双碳”目标的持续推进，以新能源为主体的新型电力系统迅速发展，新能源发电比例持续提升，电力系统“双高”、“双峰”特征愈发凸显：无论是供给侧的电力生产，还是用电侧的电力需求都有着越来越大的随机性，电网运行中的不确定因素大幅增加。

电网正经历“源随荷动”向“源荷互动”过渡，虚拟电厂是破解绿色能源消纳难题，释放分布式资源可调节潜力，打造“源-网-荷-储”高效互动的新型电力系统最有效手段之一。

随着近年来各地夏季持续出现高温天气，“迎峰度夏”对于电力需求快速增长，虚拟电厂的作用愈发显著，预计虚拟电厂投资建设将迎来小高潮。

据中国化学与物理电源行业协会预测，到2025年和2030年，中国虚拟电厂累计装机总容量将分别达到39GW和55GW；到2025年，中国虚拟电厂的投资规模将达到300亿元，到2030年该数字将提升至425亿元。

虚拟电厂是电力系统和分布式资源之前的桥梁，在虚拟电厂生态圈中，各参与方分别承担着不同的角色。

其中，虚拟电厂运行商负责与不同分布式能源运行商协调信息，确定各分布式能源运行商（DER）的分摊价格并向电网报价；电网管理者协调与VPP运行商交互发电计划等信息，负责市场监管；不可控分布式能源运行商可自由参与或退出VPP，按照可再生能源上网价格全额上网；可控DER运行商可作为备用资源为不可控分布式能源提供备用服务，通过互补运行，缓解发电间歇性；零售用户可直接与 VPP 运行商签订零售协议，按照固定或可变电价从 VPP 购买电量，向VPP提供需求响应。

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。

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。

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。

自由调度型虚拟电厂主要参与者以国外为主，目前，我国虚拟电厂现处“邀约型”阶段，我国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主，其中以江苏、上海、广东等省市开展的项目试点即是邀约型虚拟电厂；属于市场型虚拟电厂的有冀北电力交易中心开展的虚拟电厂试点、广东虚拟电厂试点、上海虚拟电厂试点等。

虚拟电厂可调度的资源主要分为“源、荷、储”。“源”主要指分布式光伏、风电、水电及火电机组等。“荷”主要指商业楼宇、工商业园区等，“储”主要指独立储能、工商业储能以及其他形式储能。

虚拟电厂根据对下聚合的分布式能源特性完成建模刻画，得出虚拟电厂的响应能力。在调度机构下达调节功率曲线时，虚拟电厂根据调用成本最优原则拆解功率曲线至各资源，通过远程终端检测或直接控制资源完成出力和调节。

由于风力、光伏等分布式能源的间歇性和波动性使得发电质量和发电经济性成为难点，因此虚拟电厂充分利用大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等信息化数字化技术，建设新型电力负荷管理系统，对各种分布式能源发电设备、储能系统以及可控负荷进行协调控制至为关键。

从技术端来看，主要包括计量技术、通信技术、智能调度决策技术、信息安全防护技术四类。精准的计量是虚拟电厂建立的基础，可靠的通信是虚拟电厂可靠生产的条件，智能调度决策技术是虚拟电厂发挥作用的重要保证，而信息防护技术是保证虚拟电厂稳定运行的底线思维。

虚拟电厂商业化运营的应用场景包括需求侧响应、调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场、电能量现货市场等，目前虚拟电厂的获利方式主要以需求侧响应和调峰辅助服务为主。

需求侧响应：主要以经济激励为主，虚拟电厂聚合可控负荷、储能、可再生能源等资源，进行需求侧响应或参与辅助服务，响应补贴和容量补贴。

调峰辅助服务市场：虚拟电厂可根据当地调峰辅助服务市场相关规定，在日前聚合计算并申报自身调峰能力，并在日内按照调度机构的指令，在日前中标的调峰范围内实时主动调减（或增加）虚拟电厂的出力和用电负荷，完成调峰相关调度指令，并根据调峰市场分时出清价格和调节电量获得相应收益。

调频辅助服务市场：虚拟电厂可根据当地调频辅助服务市场相关规定，在日前聚合计算并申报自身调频能力，并在日内按照调度机构的指令，在日前中标的调频范围内实时跟随电网 AGC（自动发电量控制）指令，完成频率调节动作，并根据调频市场分时出清价格和调节电量获得相应收益。

电能量现货市场：虚拟电厂可根据当地电力现货市场相关规定在日前聚合计算并申报自身出力和调节能力，并根据日前现货市场中标情况和调度指令实时调减（增加）分布式资源的出力和负荷，从而以电力现货市场结算规则获得收益。

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 400-570 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 14.7亿元的开支。

虚拟电厂通过参与辅助服务获取补贴和电能量交易赚取峰谷价差。2015 年，国家发改委和国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》，从市场成员及其权责边界、交易品种和方式、价格机制、发用电计划及交易时序安排等角度给出制度框架，厘清了电改的发展方向，曾明确具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。

2022年6月份以来，虚拟电厂在盈利模式方面取得突破性进展，盈利模式逐渐成型，解决了虚拟电厂可持续发展的关键问题，虚拟电厂有了合法身份进入电力市场交易，虚拟电厂商用进展加速。

近年来，中国虚拟电厂行业受到各级政府的高度重视和国家产业政策的重点支持。国家陆续出台了多项政策，鼓励虚拟电厂行业发展与创新。

《电力现货市场基本规则（试行）》《“十四五”现代能源体系规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等产业政策为虚拟电厂行业的发展提供了明确、广阔的市场前景。

地方层面，十三五期间，广东、江苏、上海、河北等地开展多项虚拟电厂项目试点工作，江苏率先于2015年出台《江苏省电力需求响应的实施细则》指导电力需求调控。

十四五期间，安徽、浙江、上海、广东等地持续深入推进虚拟电厂建设，2022年6月北京首次将虚拟电厂建设纳入电力发展规划；山西能源局印发首份省级虚拟电厂建设运营实施方案，虚拟电厂建设逐步走向规范化；深圳建成的虚拟电厂管理平台是国内首家虚拟电厂管理中心。

从政策环境来看，近年来诸多省份在政府引导下，由两大电网开展系列示范项目，并以参与需求侧响应为主要运营和盈利模式，持续推进虚拟电厂发展。

各地已普遍出台辅助服务市场政策，引导虚拟电厂参与系统调峰调频，在此背景下，各示范项目积极主动探索市场化运营、创新可行商业模式，有望带动国内虚拟电厂快速可持续发展。

除此之外，我国多个省市对虚拟电厂推出了补贴计价方式，并且详细制定了虚拟电厂削峰填谷的补贴、计价规则。

弘正储能：在虚拟电厂方面，弘正储能 D-Galaxy 平台系列覆盖多个业务模块，包括智慧储能管控系统、能量管理系统、新能源集控运维系统、综合能源管理系统等，通过能源聚合平台参与虚拟电厂的调度运行。

恒实科技：在虚拟电厂方面，恒实科技参与建设了国网冀北虚拟电厂、国网湖南省电力有限公司智慧能源综合服务平台、东北电网调峰辅助服务等项目，并以能源聚合商身份开展深圳、冀北、湖南等地虚拟电厂业务。

国电南瑞：在虚拟电厂关键技术和市场机制方面已进行多年的研究，可以提供完整的虚拟电厂解决方案，拥有虚拟电厂平台、虚拟机组、调控终端等系列化成熟产品和不同类型虚拟电厂的建设经验。

国网信通：国网信通的虚拟电厂类应用主要在做需求响应相关的业务，在江苏、重庆、天津有相关案例。

东方电子：在虚拟电厂业务中可提供核心的软件和算法及装置设备，以系统集成解决方案满足项目需要。主要参与了广州明珠工业园项目、广州市虚拟电厂管理平台项目的设计开发工作。

国能日新：在虚拟电厂方面，国能日新目前有电网新能源管理系统，针对电网在新能源管理上的难点而开发，系统包括“新能源消纳分析”、“承载力评估”和“数据管理”三大模块。

金智科技：在虚拟电厂方面，金智科技具备多年的设计、开发、生产和运行经验，涵盖了智能发电、智能变电、智能配电、综合能源服务、模块化变电站、电力设计和总包等多个领域。

奥特迅：在虚拟电厂方面，奥特迅在需求侧响应方面积极发力，积极布局电池储能业务，开展虚拟电厂技术在电动汽车充电站的应用。

远光软件：其智慧能源业务聚焦“综合能源服务、虚拟电厂、电力市场交易”等多个新兴业态。

朗新科技：该公司基于百度大数据优势搭建虚拟电厂，全方位挖掘用户线上线下行为。该公司的子公司新耀能源基于百度大数据优势，为客户提供虚拟电厂解决方案。

此外，万胜智能、新联电子、科远智慧、开普云、润建股份、远光软件、特锐德等企业也有虚拟电厂业务的布局。

虚拟电厂并非新概念，近年来，各地纷纷出台相关鼓励政策，相关主体争相申请试点，各类示范项目前赴后继，却尚未形成可大面积复制推广的模式，原因有多个方面。

1.法律体系有待完善

在电力市场化国家，特别是发达国家体如欧盟，经过十多年的发展，虚拟电厂各要素资源不断增加，技术日新月异，功能逐步增强，在电力市场发挥越来越重要的作用，其中一个重要的原因是在立法层面的努力。

欧盟的《第三组能源法案》及其衍生的欧盟及各国的法律法规体系，将TSO和DSO独立于发电、交易和供应等其他电力市场主体，规模较小的DSO须为发售电设立完全的独立账户。电力可以在电力批发和零售市场进行公平、公正和公开交易，平等竞争的市场环境促进各种模式的虚拟电厂蓬勃成长。

我国需不需要一套支撑虚拟电厂落地并成长的法律体系需要探讨。

2.尚未建立完整统一的产业标准，难以解决技术整合和管理体系的单一性问题

我国虚拟电厂尚处在发展早期，相关产业标准尚未建立健全。虚拟电厂需要整合各种分散的、不同品牌、不同型号的可再生能源设备，而这些设备的系统技术、管理体系和操作接口等很可能存在不同的问题，如何实现技术上的整合、操作上的信息共享和管理上的协同，需要有心有力地进行技术整合和管理体系的设计。

3.网络安全问题

由于虚拟电厂是基于互联网和信息技术进行集成，网络安全问题必须得到关注。虚拟电厂可能因为网络攻击、病毒入侵等网络安全问题而导致能源生产和供应的中断，从而给整个社会带来较大影响。因此，虚拟电厂产业发展需要与一些网络安全和信息安全方面的专业人士密切协作，完善相关网络安全防范措施。

4.市场定位和市场准入标准不明确 

在市场定位方面，由于虚拟电厂聚合资源的多元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，不同的市场定位决定了其参与市场的类型、策略，享受的权利义务完全不同。

在市场准入方面，国家能源局已于 2021 年底颁布新版“两个细则”，明确将虚拟电厂作为一类并网主体和辅助服务市场参与主体，但各地针对虚拟电厂准入辅助服务市场规则仍不完善，虚拟电厂在容量规模、响应时间等方面尚缺乏统一标准。

5.目前我国电力市场对各类新兴主体的接纳程度不够

我国目前虽然已开展现货市场试点，基本建立省间 + 省内的两级市场架构，建立中长期 + 现货的电能量市场和辅助服务的市场，但其可参与主体中，虚拟电厂等新兴市场主体可参与性较为有限，目前虚拟电厂仅参与调峰辅助服务市场。

由于虚拟电厂具有发电、负荷两种特性，多数省份现货市场为发电侧单边市场，虚拟电厂无法参与或只能以价格接受者参与，无法体现虚拟电厂灵活调节价值。在参与中长期、容量补偿（市场）方面，则缺少相关机制。

6.我国辅助服务市场规模小、品种少，难以体现虚拟电厂价值

在市场规模方面，我国辅助服务市场总费用约占全社会总电费的 1.5%，国际普遍占比在 3%。部分国家如英国辅助服务费用占比达 10% 以上。产品类型方面，我国辅助服务市场交易品种以调峰为主，部分区域或省份开展调频和备用辅助服务，缺少电压支撑、黑启动、爬坡、调峰容量等辅助服务品种，调频市场未针对响应速度进一步细分。

7.交易门槛高、市场化不够

比如，可调节容量要求。1月16日，山东能源监管办发布的《山东电力市场规则(试行)》(征求意见稿)（详情查看此前文章）中提出，虚拟电厂以机组为单位参与现货市场，其中，虚拟电厂（负荷聚合商）虚拟电厂机组可调节能力暂定为不低于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时。

而2022年山西印发的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》要求更高：在调节容量及时长方面，要求虚拟电厂初期不低于20MW，且不低于最大用电负荷的10%，持续参与响应不小于2小时。

目前，我国的虚拟电厂主要以邀约型需求响应的方式参与市场，聚合资源也更倾向于“荷”侧。电力资源的过度集中，导致电力市场化的程度不深，进而影响虚拟电厂的市场化深度。如何由邀约型向市场型进一步过渡，将是虚拟电厂参与电力市场交易的一道坎。

综上所述，虚拟电厂产业发展面临的挑战和困难是多方面的，需要从技术、市场和体制机制等各个角度进行考虑和解决。

记者：吴涛  来源：数字储能网

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