隨著不穩定電源的接入增多及靈活性資源的日漸短缺，虛擬電廠成為市場爆炒的熱點。中國電力市場下，虛擬電廠的商業模式如何建立？虛擬電廠是否只是一把“虛火”？

文 | 本刊記者 武魏楠

在浙江杭州華能大廈的運營中心大廳內，大屏幕上24小時不間斷地監控著所有場站點位和負荷點位的數據。這里沒有廠房、發電機，僅僅依靠著光纖、無線網絡、通信等技術就可以響應電網的實時調度，讓分散在全省的各類發電、負荷資源聚合成一個整體。

這就是Virtual Power Plant（簡稱“VPP”，也即虛擬電廠）的真實面貌。這個最早誕生于1990年代的概念，直至2010年前后才開始在西方國家落地生根。2009年，被譽為虛擬電廠“先驅者”之一的德國公司Next Kraftwerke成立。開啟了虛擬電廠大規模商業化的浪潮。

時至今日，虛擬電廠已經在歐洲成為一種成熟的商業模式。2022年，Next Kraftwerke宣布其已經接入了1.3萬多個獨立的可再生能源發電和電力消費、存儲單元，總裝機容量超過10GW。

在美國，虛擬電廠的投資也開始日漸火熱。加州最大的公用事業公司之一Pacific Gas & Electric開始與特斯拉合作建設虛擬電廠。而特斯拉的虛擬電廠已經覆蓋了加州5700多戶家庭及其配備的戶用儲能設備。除了傳統能源企業，今年1月份，美國通用汽車、福特汽車、谷歌、Sunpower、Sunrun等來自各行各業的企業宣布將發起“虛擬電廠合作伙伴關系”（VP3）的倡議，目標是制定VPP系統使用的規則。

從去年開始，虛擬電廠的概念在國內也日漸火爆。去年夏天，我國多地遭遇熱浪襲擊，局部電力供給出現短缺。虛擬電廠作為一種提升電力系統調節能力的重要手段，逐漸受到更多的關注。在A股市場上，虛擬電廠概念股熱度頗高，受到投資者追捧。

這與近年來國家政策對于虛擬電廠的支持與鼓勵不無關系。2021年12月，國家能源局發布《電力并網運行管理規定》《電力輔助服務管理辦法》，明確了虛擬電廠并網與參與電力輔助服務主體地位。

2022年以來，國家發展改革委、國家能源局陸續發布《“十四五”現代能源體系規劃》《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》等文件，支持虛擬電廠投資建設與運營，明確建立和完善虛擬電廠標準體系。

在地方層面，先后由山西省發布《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，規范了虛擬電廠并網運行技術、運營管理制度；山東省發布《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》，明確虛擬電廠作為獨立市場主體參與現貨市場交易機制；深圳市出臺《深圳市虛擬電廠落地工作方案(2022—2025年)》等文件，明確了虛擬電廠的頂層設計、支持商業模式探索等工作。

此外，北京、河南、浙江、廣東、重慶等地也相繼出臺文件，制訂虛擬電廠參與電力市場交易的政策規范、技術標準和市場機制。浙江省能源局、浙江能源監管辦、國網浙江省電力公司等單位堅持“先行先試、邊試邊完善”的原則鼓勵和支持虛擬電廠的建設和發展。

然而概念和政策的火爆也難以掩蓋虛擬電廠在實際落地時的艱難。目前，盡管國家電網區域冀北、上海、浙江電力等地建設的虛擬電廠示范項目已參與電力系統運行，但虛擬電廠更大規模的商業化擴張卻面臨著一系列難題。虛擬電廠為何突然爆火？在當前的電網調度和市場機制下，虛擬電廠能夠達到怎樣的極限？中國虛擬電廠的發展還有哪些被忽略的問題？

“爆火”的基因

虛擬電廠的討論熱潮起源于2022年的夏季。在經歷了2021年9月國內局部的電力短缺之后，2022年夏季的高溫一次次刷新氣象記錄，同時也大幅度拉高了各地的降溫負荷，引發工業限電模式。

2022年進入夏季之后，山東、黑龍江、吉林、遼寧、廣東、江蘇、浙江、安徽、河南、福建、寧夏、青海、上海、四川、云南等地先后發布了不同程度的限電通知。其中四川、云南等水電大省的限電尤為引人關注。這些原本在夏季豐水期無須擔心用電問題、甚至可以大幅度外送電量的省份實施限電，不僅嚴重影響了本地的工業生產、社會生活，也對東部受電端省份產生了影響。

“有序用電”、“需求側響應”這些詞匯在這兩年開始頻繁出現于新聞報道和社交媒體之中。盡管在用詞上有所不同，但這些手段與實際上的拉閘限電并無不同。由于電網對負荷管理能力缺乏細節手段，除部分大用戶可以實現精細的負荷管理外，中小微型負荷管理只能采取“一刀切”的開關。

目前來說，電力需求側響應相比直接拉閘限電，也有了一定進步。通過采取補貼和價格激勵等措施，需求側響應讓可調節、可轉移、可削減的用戶負荷主動削減用電高峰時段用電負荷，增加低谷時段用電負荷，實現平抑峰谷用電負荷，提高新能源消納能力，保障供電可靠性的目的。

“讓愿意降負荷的用戶主動降低負荷，還有收入可拿。不愿意降負荷的用戶自己承擔高電價。這才是需求側響應更加合理、人性化的設計。”有電力市場相關人士對《能源》雜志記者說。

虛擬電廠看起來就是這樣一個能夠實現對負荷精細化管理的完美解決方案。

通過數字化手段將海量的分散負荷聚合成一個整體，依據電力供需、電價波動等因素的變化不斷調整虛擬電廠內負荷的高低，就可以實現對電網調度、安全穩定的快速響應。

雖然看起來虛擬電廠對負荷側需求響應的提升并不大，但在數字化技術的加持下，虛擬電廠對負荷側的管理可以基本實現自動化和快速響應，而且基于大數據技術，虛擬電廠可以最大限度地挖掘用戶的負荷調節潛力。這些都是當下的技術和人力無法提供的優勢。

如果說高溫限電讓虛擬電廠從一個“全新的概念”走向臺前為人關注，那么其數字化技術對于新能源發展的潛在推動，則是其“爆火”的真正內核動力。

2022年，全國風電、光伏發電新增裝機達到1.25億千瓦。而可再生能源的總裝機量也突破12億千瓦，達到12.13億千瓦，首次超越了火電裝機，占全國發電總裝機的47.3%。可再生能源發電量也達到2.7萬億千瓦時，占全社會用電量的31.6%。

可再生裝機越來越多、發電量越來越大，靈活性資源的短缺就會愈發嚴重，這無疑給電網的安全穩定運營帶來了極大的壓力。但隨著技術的進步，“虛擬電廠可以對分散的可再生能源發電實現最大程度的管理，促進新能源的消納。”

目前，盡管煤電靈活性改造、氣電、化學儲能、抽蓄等能夠為電網提供靈活性調節能力，但相比之下，虛擬電廠有其更加獨特的優勢。

首先就是靈活性。理論上來說，虛擬電廠可以整合絕大部分的用電、發電單元，而且可以將這些可調節資源自由組合。這意味著其容量可大可小，而且相應電網需求的速度更快，幾乎可以做到無縫銜接。這種絕對領先的靈活性對于以新能源為主體的新型電力系統來說，是至關重要的。

其次就是經濟性。東吳證券曾發布研究報告稱，根據國家電網的測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足5%的峰值負荷需要投資4000億，相比之下，通過虛擬電廠僅需投資500-600億元，虛擬電廠的成本僅為火電廠的1/8-1/7。

實際上，虛擬電廠的建設更多地是依托現有的可調節資源硬件，投入在軟件方面。而其他的可調節資源建設都首先需要固定資產投入，然后對電網改造升級，需要硬件+軟件的兩步投入。

僅此一項，虛擬電廠就在經濟性上占據了優勢。那么，虛擬電廠一往無前的時代就要從此開始了么？

有突破的試點

2022年11月25日，華能浙江虛擬電廠1號機組順利完成72小時試運行工作，這標志著全國首臺（套）接入調度系統參與實時響應調節的虛擬電廠正式投產。

實際上，這并非是中國首個投運的虛擬電廠，但卻被認為是在當前國內的電網調度和市場機制下實現了較大突破的試點項目。

“上海黃浦區試點的商業建筑虛擬電廠項目實現了對負荷資源的監測，但尚未實現對負荷資源的在線自動控制。南方電網深圳供電局研究的區域虛擬電廠項目尚未實現調度系統接入，也未完成實時調度閉環控制。冀北虛擬電廠項目拓展了虛擬電廠參與輔助服務的形式及方式，但尚未實現對可控資源的調控及交易功能。”華能集團清潔能源研究院并網與電氣技術副主任申旭輝說，“相比較之下，華能浙江虛擬電廠實現了調度系統接入，完成了實時調度閉環控制，實現了可調負荷等分布式資源的實時控制，并具備了參與現貨市場交易的功能。”

華能浙江虛擬電廠目前接入總容量為111MW，131個終端。包含有16個儲能電站、2個可調節電源和113個充換電站。

“這些接入點分散在全省11個城市，現在可以用虛擬電廠統一調控參與實時調節。”華能浙江虛擬電廠項目技術總負責吳科俊說，“我們完成了全國首份虛擬電廠并網調度協議簽訂，以‘華能浙江能源聚合中心’的調度命名，由省調統一調度。”

這不僅僅是對于虛擬電廠的建設、更是對我國傳統電力體系變革有著重大影響。

我國目前實行的是五級電力調度體系（國家級調度、大區級調度、省級調度、地區調度、縣級調度）以及由“統一調度、分級管理、分層控制”的調度方式。“一般來說，就是下級調度聽上級調度，不存在跨級指揮。”有熟悉電網運行的人士告訴《能源》雜志記者，“不同來源的調度指令之間如何平衡，是目前虛擬電廠面臨的主要問題之一。”

這一方面是極為困難的安全技術問題，另一方面也在商業上成為更多企業想要參與虛擬電廠的一個隱形障礙。

“虛擬電廠在機制上、技術上的卡點實際上非常多。”一位電網內部專研虛擬電廠的研究人員對《能源》雜志記者說，“很多企業只是站在聚合資源的角度考慮技術和商業模式，忽視了電力系統運行的問題，最后的結果很可能就是項目難以推動。”

先天不足

那么，到底什么是虛擬電廠？實際上這是一個沒有“權威答案”的問題。

按照Next Kraftwerke的說法，虛擬電廠是一個由分散式中型發電機和靈活的電力消費者、儲能系統組成的網絡，這些裝置通過虛擬電廠統一調度。

維基百科中，虛擬電廠的定義是：一種基于云的分布式電廠，聚合了分布式能源的裝機容量以增強發電能力，在電力市場上交易或出售電力，以及選擇性減少負荷的需求。

而根據山西省2022年6月發布的《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，虛擬電廠要依據聚合資源類別、參與市場形態、提供服務類別、參與的交易市場等各種約束條件不同，劃定不同的類別，從而擔負起不同的責任。

還有學術界傾向于認為虛擬電廠是一套技術管理系統、能源企業認為虛擬電廠是圈定客戶資源的利器、數字化企業把虛擬電廠看作是電力數字化的拓展……可謂是“百花齊放、百家爭鳴”。

這種對于概念和定義的爭論和多元化，反映出了虛擬電廠作為市場主體的一份子，實際上在整個電力系統中是沒有明確定位的。

在2021年12月國家能源局發布的《電力并網運行管理規定》《電力輔助服務管理辦法》中，虛擬電廠被認定為了輔助服務市場主體、并網調度主體。這在一定程度上相給予了虛擬電廠在市場交易、系統調度運行中的合法“身份”。

但僅有身份認定顯然是不夠的。在先后進行了兩輪電力體制改革，并且依然在堅定推行電力市場化改革的大背景下，虛擬電廠需要更進一步明確權利和義務關系，這才是事關盈利與否的關鍵。

2022年8月，山東省發布了《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的通知》，虛擬電廠可作為獨立市場主體參與市場交易。但在實際運行中，缺乏商業模式、補貼不足等問題讓虛擬電廠參與市場的意愿極低。

“擁有合法身份不意味著就能夠賺錢。如果權責不清晰、不對等，虛擬電廠走不遠。”上述研究人員說。

虛擬電廠當下“火爆而不落地”的尷尬境遇與儲能發展有著類似的根源。“明確的市場定位+成熟的電力市場”是歐美各國儲能市場爆發式增長的前提條件。而國外成熟商業化的虛擬電廠模式，也建立在“法規、市場、技術”的基礎之上。

法規，也即給予虛擬電廠合法的身份地位。虛擬電廠運營商一般被稱為“聚合商”，在不同類型的成熟電力市場中，聚合商都是合法參與電力市場的主體之一。這一點，中國也在政策法規上不斷跟進完善。

市場方面，可能是中國與國外差距最大的部分。在歐洲與美國，不同國家的電力市場中，虛擬電廠能夠參與交易品種、交易方式各不相同。但有賴于逐漸形成的健全交易規則和機制，虛擬電廠在這些市場中都能夠實現盈利。

有一個前提往往被我們所忽略。歐美國家虛擬電廠規模的增長是從2010年前后開始的，而那時主要國家的電力市場改革已經基本完成，市場規則相對成熟。虛擬電廠的商業模式實際上是從成熟市場中挖掘出來的。

先有了成熟的市場機制，再有了虛擬電廠的盈利空間，才引發了虛擬電廠的火爆。這絕不是一個“先有雞，還是先有蛋”的悖論問題。中國當下的虛擬電廠火爆，一定程度上是借鑒了國外虛擬電廠在電力系統中發揮的作用，套在了中國。但很多時候，我們并沒有考慮國內外的市場背景有著截然不同的區別。拿著結果去推導過程，顯然是一種錯誤的思路。

在詳述所缺乏的市場機制前，我們還有必須思考技術層面的缺失。當我們對市場機制不足形成共識的時候，實際上也忽略了虛擬電廠在技術層面的落地也存在一定的缺陷或者改進空間。

被忽視的細節

盡管定義繁多，但虛擬電廠的核心內容是不變的，尤其是對于原本分散的發電資源、用戶側負荷實施聚合這一點。

電力數字化水平的提升加強了對于負荷側資源管理的提升，也讓更多人看到了虛擬電廠在需求側響應方面的巨大潛力。

但在實際應用中，問題遠比想象的多得多。

“絕大部分用戶是不愿意參與需求側響應的，給錢也不行。”某虛擬電廠運營人員告訴《能源》雜志記者，“就算是我們在電力市場中觀察到了降低負荷產生效益的機會，如果業主不愿意降低負荷，我們也不可能強迫。而且絕大部分用戶的生產計劃早就已經安排好了，這涉及到原材料、貨物的進出口，人員的管理……不可能根據日前市場、實時市場的電價波動來調整生產計劃安排。”

近兩年，由于電力短缺問題出現頻率增加，公眾也對于需求側響應、有序用電這樣的詞語更加熟知。對于電網來說，大用戶更好在調度上進行負荷管理，因此虛擬電廠的聚合對象更適用于那些難以直接調度的零散小微資源。

“但目前我國的電價水平總體比較低，中小型用戶對于電價的敏感度更低，因此幾乎不存在為了需求側響應那點收益，主動降低負荷的可能性。”一家電力數字化企業相關負責人對《能源》雜志記者說。

用戶側（主動的）負荷管理潛力大，從某種意義上這是此前對于虛擬電廠的一個重要“誤解”。

“虛擬電廠的核心優勢和競爭力不僅是聚合可調節負荷，更應該是如何讓用戶“無感”的接受調度，還可以通過對于分散的發電資源進行整合達到精準控制的效果。誠然，精準的控制用電負荷確實比較難，但技術上是可以實現的。如何引導用戶是關鍵，電價機制和市場規則應引導用戶參與市場交易的積極性、主動性，真正能夠把用戶側可調節資源深度挖掘出來，共同促進新型電力系統建設和發展。”吳科俊說。

如果說“夸大”了用戶側負荷管理的潛力只是一個“美麗的誤會”，那么某些對虛擬電廠技術理解上、操作上的缺陷則很可能引發更危險的連鎖反應。

5G、物聯網技術的進步是虛擬電廠發展的重要基石，而從另一個方面看，通信、監控技術的成熟、穩定與否，對于虛擬電廠運營商來說，也是事關生死的大事。

《能源》雜志記者在走訪時了解到，虛擬電廠運行中出現信息報錯、通信不暢并非罕見。“虛擬電廠接入電網運行有兩個主要接口，用戶用電設備—虛擬電廠管控平臺，管控平臺—電網調度。”上述業內人士說，“但是各類設備的通信規約很不一致，導致虛擬電廠管控平臺被迫要調整規約或者其他方式去適應不同類型設備的接入，造成建設成本的增加，后者與電網的接口也是一樣的。”

在這一過程中，誰也無法保障不會出現故障。如果問題較小，可能會迅速排查解決；但也有可能影響到虛擬電廠的正常交易，產生不必要的損失。

更為重要的是網絡安全問題。“各類設備接入虛擬電廠管控平臺后，實際上通信網絡上就形成了大通路，如果管控平臺遭到攻擊，完全有可能竊取所有用戶的信息。同時由于大家都連一起了，如果用戶A被攻擊，完全有可能向上攻擊到平臺，進而通過平臺攻擊到其他用戶。”

而且虛擬電廠管控平臺與電網調度通信系統鏈接，如果沒有按照規范做好隔離防護，可能會形成安全隱患。“這也是電網對于虛擬電廠接入調度意愿低的一個原因。目前來看，如果虛擬電廠接入電網，就必須按照“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的總體原則，結合國家信息安全等級保護規定的相關要求，規劃虛擬電廠管控平臺二次系統安全防護的策略，部署安全防護的有關措施，建立安全防護體系，消除網絡安全風險。”知情人士透露說。

現實的桎梏

在實際運行中，虛擬電廠所面臨的技術細節難題遠比上文提到的要多。例如在接入樓宇空調資源的時候，就有虛擬電廠發現空調數量龐大、種類繁多，如果樓宇自身缺乏能源管理系統，依靠虛擬電廠來進行控制，不僅成本高，而且很難對空調進行精準控制。

“安全問題不是哪一方努力就可以解決的，歸根結底也要依托技術的進步。技術細節的完善也會隨著產業發展、用戶認知有所改變。虛擬電廠能不能盈利，是決定了其規模大小的關鍵。而市場規則的設計，是能夠解決相當大一部分問題的。”

據國網能源研究院虛擬電廠攻關研究團隊統計，截至目前，僅河北、上海、山東、浙江、河南等省份開展了試點建設，總容量約300萬千瓦。多數虛擬電廠僅以邀約、投標等方式參與政策性需求響應，盈利來源依賴于政府部門的專項費用補貼。

從政策層面看，國家政策鼓勵虛擬電廠盡快參與電力市場交易。

2022年初，國家發改委印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出：“引導用戶側可調負荷資源、儲能、分布式能源、新能源汽車等新型市場主體參與市場交易，充分激發和釋放用戶側靈活調節能力”。此后，國家能源局又發布了《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，提出“推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。”

即便是拋開具體市場規則對虛擬電廠規則設定上的不足，宏觀上看我國電力市場建設本身也是大幅度落后于虛擬電廠需求的。

虛擬電廠本身具有發電、負荷雙重屬性，而現在多數省份電力現貨市場為發電側單邊市場，虛擬電廠無法參與或只能以價格接受者參與，無法體現虛擬電廠靈活調節價值。在參與中長期、容量補償（市場）方面，則缺少相關機制。

除了削峰填谷的需求側響應，從國外經驗來看，虛擬電廠的最大價值在輔助服務市場。但我國目前輔助服務市場不僅規模小，品種也不多。我國輔助服務市場交易品種以調峰為主，部分區域或省份開展調頻和備用輔助服務，缺少電壓支撐、黑啟動、爬坡、調峰容量等輔助服務品種。

“市場交易規則的完善，對虛擬電廠的刺激是很直觀的。”上述電網人士說，“比如虛擬電廠可以參與電能量市場、也可以參與輔助服務市場，選擇更多了。而且一旦交易品種更加豐富，虛擬電廠可以更好地定制化技術需求，這樣實際上是節約成本的行為。”

還是以國外經驗為例，美國虛擬電廠參與市場交易的形式在各州都不盡相同。PJM市場允許虛擬電廠參與容量市場、日前市場、實時市場、輔助服務市場，加州將日前市場從15分鐘報價縮短到5分鐘，以鼓勵虛擬電廠等靈活性資源參與。

“不同的市場、交易品種，風險收益也是不同的，技術需求也是不同的，聚合商的類型也不一樣。有些市場可能以獨立運營商為主，有些是電網、售電公司、發電企業。現在的情況是：沒有成熟、完善、明確的市場規則，各種類型的聚合商一窩蜂跑進來，結果發現干不了或者干了就虧損。”

局限里突圍

盡管存在諸多的困難和挑戰，但虛擬電廠無疑還會是未來電力系統發展的方向和趨勢。

傳統的“發輸配用”單一向電力系統已經被徹底打破，“源網荷儲”多元統一的電力系統模式正在逐漸形成。而在雙碳目標和能源改革的推動下，分散的可再生能源發電和儲能更大規模地接入電網是一種必然趨勢。

無論是技術還是體制，傳統市場和調度都無法適應更加復雜的電力系統，虛擬電廠是一種把“復雜問題簡單化”的解決方案。

事實上，中國為數不多的虛擬電廠試點項目在運行過程中，不僅發現了許多潛在的障礙，也探索出了許多在當前限制條件下最大限度發揮價值的經驗。

華能浙江虛擬電廠在安防設計、調度安全接入、安全防護體系建設上狠下功夫，實現了實時接受調度指令的突破，在接入發用電資源種類方面也是極為豐富，包含了儲能、充換電站、分布式發電等，后續還將加入分布式光伏發電等多類型資源。

今年春節期間，國網(山東)電動汽車服務有限公司與濱州、菏澤供電公司合作，作為聚合商，以充換電站以及分布式光伏發電項目為虛擬電廠，參與了山東電網填谷需求側響應，加強了新能源消納。

Vehicle-to-grid，也即（V2G）正在成為虛擬電廠技術中備受關注的一個分支。技術上來說，V2G相當于將動力電池作為一個分布式儲能系統，將大量電動汽車電池作為儲能源。在電網負荷低時，吸納電能，在電網負荷高時釋放電能。

盡管由于電池壽命限制、硬件制約、電網安全等問題，V2G算的上是虛擬電廠中的冷門但很有潛力的分支。但國家對V2G也進行了政策支持。2022年1月，國家發改委、國家能源局等十部門印發《關于進一步提升電動汽車充電基礎設施服務保障能力的實施意見》，提到：“要充分發揮動力電池的儲能特性，探索推廣有序充電、V2G等形式，實現電動汽車與電網的協同互動。”

2023年1月，浙江省發展和改革委員會、浙江省經濟和信息化廳、浙江省科學技術廳聯合發布了《浙江省加快新能源汽車產業發展行動方案》，該文件也明確提出探索新能源汽車與智能電網（V2G）高效聯動，開展光儲充放一體化試點。

據光大證券測算，2030 年，我國V2G市場空間將達到1052億元。

類似V2G這樣的潛在商業模式在虛擬電廠技術的加持下還有很多。它們大多還靜待著技術、市場、政策方面的逐漸完善。

“實際上除了負荷側的資源可以調用，發電資源也可以調用。例如在傳統的新能源大發時間段，風光發電單元現貨電價極低，甚至還有可能負電價。通過虛擬電廠的資源聚合功能，可以根據市場價格情況主動的調整發電曲線。”吳科俊說，“我們接下來要做的事情就是完善現有的虛擬電廠技術，形成標準化的產品，然后在不同的市場規則場景中運用這項技術，形成完整的商業模式。”