北极星智能电网在线讯:近年来，我国风电、光伏等新能源发电装机高速增长，在促进经济社会绿色低碳转型等方面发挥了积极作用。与此同时，电力系统安全稳定运行压力不断加大，虚拟电厂作为参与电网调节、开展市场交易、促进供需协同的新型经营主体，受到社会各界高度关注。4月11日，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（下称“357号文”），明确提出要加快提升虚拟电厂发展规模和水平，充分发挥调节作用，虚拟电厂未来发展蓝图逐步显现。但在实践过程中，我国虚拟电厂还面临市场机制不够完善、管理模式不规范等现实挑战，本文对我国虚拟电厂在实践过程中遇到的困难和问题以及对策思路做一些探讨。
（来源：中能传媒研究院 作者：国家电投山东公司 吕伟 林华）
01
从源起到蓝海
虚拟电厂概念于我国“十一五”期间由欧美地区率先提出，早期虚拟电厂以分布式电源为聚合对象，形成电源型虚拟电厂对中压配电网提供电压支撑服务。随着虚拟电厂的发展，虚拟电厂的定义与定位发生了变化。如今，虚拟电厂逐渐演化为聚合海量分布式电源、储能、可控负荷的智能管理系统。虚拟电厂的定位由分布式能源可靠并网向海量分布式可控资源聚合管控转变。
相对于真实的发电厂，虚拟电厂的优点在于无需建设发电机组，通过用电负荷调整来实现电力供需平衡，不仅可以缓解短时电力供应紧张问题，同时可减少系统投资。比如，用户在深谷时段可压减30万千瓦用电负荷，那么虚拟电厂规模就是30万千瓦。近年来，国家大力支持虚拟电厂建设的方向逐渐明朗，省市级层面的虚拟电厂政策也陆续发布。山东、山西、广东等省份出台了专项发展规划、管理办法，系统性推进虚拟电厂发展，虚拟电厂参与市场交易的细则也不断完善，收益模式不断明晰。从各先进省份虚拟电厂建设运行情况看：
山东省
已实现与电力现货市场衔接，共有4类。一是分布式电源+储能。作为发电侧主体联合参与市场交易，通过在现货市场低价时多储电、高价时多放电，在电力系统中发电获得收益。二是用户+储能。由售电公司聚合其代理的可调节负荷（含用户侧储能），在现货市场根据价格信号主动参与削峰或填谷，降低用户实际用电成本，其收益为用户合约电价与实际用电成本的差价。三是用户。由负荷聚合商聚合其代理的可调节负荷或电网企业代理的购电用户，通过主动削峰或填谷产生的调节电量获得收益。四是分布式电源+用户+储能。通过售电公司或负荷聚合商统筹电源、储能、可调节负荷等各类资源，作为同一市场主体进入电力市场交易，主动削峰或填谷，实现源网荷储灵活互动，给企业带来收益。这4类模式中，前3类已经开始组织实施。截至2025年4月，共有13家虚拟电厂主体参与现货交易，聚合容量274.8万千瓦、调节能力55万千瓦。
山西省
虚拟电厂分为两类，分别是“负荷类”虚拟电厂和“源网荷储一体化”虚拟电厂，其中“负荷类”虚拟电厂聚合可调节负荷，运营模式和收益方式与山东省“用户+储能”类虚拟电厂基本一致；“源网荷储一体化”虚拟电厂聚合可调节负荷、分布式新能源和储能资源，一体化参与市场。目前有5个负荷类虚拟电厂，聚合容量约60万千瓦，可调节能力约20万千瓦。以风行测控股份有限公司为例（聚合资源共30万千瓦，调节能力6.5万千瓦），月收益为38万元左右。
广东省
深圳市因新能源较少、用电负荷高，可调节资源多，虚拟电厂目前主要承担削峰作用，先行探索了基于政府补贴的需求响应模式，电网提出需求，虚拟电厂通过削峰填谷产生调节量、获得财政补贴。目前，深圳市共53个虚拟电厂，聚合容量超360万千瓦，可调节能力约75万千瓦。
另外，河北、江苏、湖北、上海等地也部署了虚拟电厂示范项目，取得了一定的成效，但总体看，我国虚拟电厂建设还处于起步阶段。
02
蓝海中的窘境
从电力市场角度看，当前虚拟电厂的发展窘境主要是市场机制问题和权责利关系问题。这里暂且把虚拟电厂分为负荷类虚拟电厂（包括户用储能）和发电储能类虚拟电厂。虽然有些地区还存在混合类等虚拟电厂，但其在市场中存在的定位和逻辑是一样的。
（一）负荷类虚拟电厂
4月15日，山东省举办新闻发布会，介绍尖峰、峰、平、谷和深谷“五段式”分时电价改革情况。在发布会上，举了两个实例：一个是东营市广饶县一家大型轮胎制造企业，年用电量近4亿千瓦时，在政策引导下，企业把原来在高峰时段进行的轮胎硫化工艺环节，调整到了低谷、深谷时段，一年可节省8000多万元；另一个是，为引导电动汽车合理充电，山东对电动汽车个人充电桩单独设置了23：00至次日7：00的低谷时段，电价低至每千瓦时0.38元，在10：00至15：00设置了低谷、深谷时段，深谷电价低至每千瓦时0.2元左右。电动汽车用户可将充电桩设置在低谷、深谷时段自动充电，按照每周充一次计算，全年充电电费可降低30%左右。
表1 山东省工商业用电“五段式”分时电价表
从以上案例看，根本看不到虚拟电厂的身影。负荷类虚拟电厂无论在现货模式下还是在工商业峰谷分时电价模式下，通过价格信号引导电力用户的用电行为，用电企业通过调整生产工艺时段响应分时电价政策，从而起到“削峰填谷”的作用，同时降低可调负荷企业的用电成本。两者唯一的区别就是，现货模式下分时电价由市场供需决定，通过现货市场发现价格，而非现货模式下工商业峰谷分时电价由人为确定，人为确定最大的弊端就是可能脱离市场。山东用户侧峰谷分时电价，峰段价格是谷段价格的3.6倍，尖峰价格是谷段价格的4.3倍，但实际现货价格的平均峰谷差仅为2倍稍多。这导致入市的可调负荷认为自己损失巨大，没有入市的可调负荷也失去了入市的积极性。
不管哪一种模式，可调用户一定在收益最大化原则的驱使下用尽可调资源，降低用电成本。这就意味着负荷类虚拟电厂没有了“削峰填谷”的空间和作用，除非需求响应政策补贴收益高于其“削峰填谷”收益，但这样又脱离了市场，在“零和”的电力市场规则下，打破了“公平参与各类电力市场”的原则。
（二）发电储能类虚拟电厂
发电储能类虚拟电厂通过聚合分布式光伏、分散式风电、储能资源聚合为一个整体，实现资源的聚合、协调、优化，独立参与市场交易。
集中式储能电站收益组成主要包括容量租赁、峰谷价差、辅助服务等。容量租赁方面，2022年相继并网的第一批示范电站，其成本在2～3元/瓦时，随着技术进步，储能投资成本持续降低，容量租赁价格也大幅降低，2023年容量租赁费还在260～330元/千瓦/年，2024年后基本腰斩，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》印发后，容量租赁模式或将成为过去式。辅助服务在储能收益组成中一般很小，绝大多数地区尚未对储能开放辅助服务市场。无论政策如何变化，可以肯定的是峰谷价差收益将是储能的主要收益之一。
储能电站本身并不会发电，只是“电力搬运工”，通过低谷充电、尖峰放电，实现“削峰填谷”的同时赚取价差收益，这就是储能的本质和使命。至于储能搬运的电网下网电还是聚合的分布式光伏、分散式风电本质上没有区别，因为无论是储能独立参与市场，还是以发电储能类虚拟电厂参与市场，其本身发挥的作用和创造的价值并没有改变。唯一改变的是被聚合的分布式光伏、分散式风电有了合法的入市途径，而入市后的分布式光伏、分散式风电也并未因此发挥更多作用或创造更多价值。因此在当前的政策机制和市场环境下，发电储能类虚拟电厂在现货市场中的定位和作用也显得比较尴尬和窘迫。
（三）权责与边界问题
“357号文”中明确：“虚拟电厂是基于电力系统构架，运用现代信息通信、系统集中控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。”这里有一个关键词——“聚合”。聚合的字面意思就是“把分散的聚集到一起”。那么虚拟电厂“聚合”的是什么？这涉及两方面的问题，一方面是聚合商和聚合资源“资产边界”的问题。对聚合的资源能否调控？如果能调控，权责利应如何划分？另一方面，涉及调控过程中能不能占用电网资源问题。如果占用，和电网原有的调度体系产生冲突如何解决？这些问题并没有相关的条文和规范，这也是阻碍虚拟电厂发展至关重要的原因。
从市场主体的角度来讲，虚拟电厂资源调度困难本质上是“资产边界”问题，聚合资源的调度权没有转移，如果资源调度权在客户手中，虚拟电厂资源主要用来保证客户的正常生产经营，那么就不太可能被充分利用以满足电力系统的平衡需求。
从系统运行角度来讲，电力市场和电网调度按照“线性管理-控制”逻辑，追求高度确定性，而新型电力系统本质是大量间歇性、波动性能源的并网。新型电力系统需要虚拟电厂的资源响应，但在接入时又按照传统电力安全要求进行管理和考核，这背后是两种思维模式的冲突，也是工业革命发展过程中从机械化到自动化，再到信息化和智能化不同工业版本更替的冲突。
03
国外经验与启示
（一）德国
德国的新能源以分布式为主，尤其是分布式光伏。德国消纳分布式新能源主要采用平衡单元。与星罗棋布的分布式新能源相呼应，德国有2700多个平衡单元，每一个单元的地理范围放在中国，大致相当于一个区或一个县。
德国电力市场与电力调度时序关系：平衡单元内建立了电力自平衡机制，也叫负平衡机制。每一个社区的新能源首先要原地消纳掉，不要随便推上网，否则就要有额外的调节费用。每个单元负责预测本区域内每天的电量和负荷，如单元内不能平衡，则需要向电力系统买入、卖出电量，并编制计划上报给电网公司，电网公司根据单元平衡之后的情况制定整个区域的计划。当预测和实际发生偏差时，平衡单元必须承担系统的平衡费用。
图1 德国电力市场与电力调度时序关系
（二）美国
美国在需求响应方面起步较早，通过立法等形式赋予了需求侧资源与供给侧资源同等的地位，相关政策为虚拟电厂发展提供了良好的环境。随着分布式可再生能源在美国多个州渗透率不断攀升，在有关法规的保障下，虚拟电厂已成为分布式电源管理和需求响应的重要解决方案。
表2 美国加州虚拟电厂参与市场方式
（三）国外经验总结与启示
从全球典型国家的发展情况来看，有以下几点经验值得借鉴：
一是市场机制建设是虚拟电厂商业化运营的基础。美国、德国的现货市场运行多年，对于灵活性资源的稀缺性可以较好地体现在电价上，且平衡市场、容量市场、调频市场等建设较为领先。
二是法律法规是虚拟电厂发展的必要保障。德国和美国都通过法律法规明确了聚合商在市场交易和系统运行中的权责利，从大环境上使虚拟电厂运营有法可依。
三是平衡机制为虚拟电厂提供了广阔的市场机遇。高比例新能源背景下，平衡机制和丰富的交易品种为虚拟电厂提供了广阔的市场机遇。
04
未来展望
市场机制是虚拟电厂商业化落地的关键，如果市场机制不合理，虚拟电厂则没有生存空间。同时，政府和市场运营机构作为电力市场管理者和重要参与者，要明确权责利，保护市场主体合法权益。
一是加强顶层设计，建立健全法规政策。近年来，我国相继出台了《电力需求侧管理办法》《电力负荷管理办法》《电力现货市场基本规则（试行）》等，明确了虚拟电厂的发展方向。2024年8月《虚拟电厂管理规范》和《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准发布，使虚拟电厂建设有章可循。不过，虚拟电厂大规模落地还面临缺乏顶层设计、市场机制不够完善、技术标准有待健全等现实挑战，尤其是要解决虚拟电厂如何更好地与电网互动、如何参与电力现货市场等机制问题，才能实现真正的商业化应用。“357号文”在规范虚拟电厂定义和功能定位的基础上，提出了推动因地制宜发展、提升建设运行管理水平、完善参与市场机制、提高安全运行水平、推动技术创新和标准规范体系建设等关键任务。建议尽快出台虚拟电厂建设相关配套文件和市场机制细则，为虚拟电厂建设运营全环节提供操作指引，推动虚拟电厂商业化模式真正落地。
二是明确并网调度规范，理顺各环节权责关系。目前，中国新能源消纳主要依靠大电网，为了高度适配新能源，尤其是各地星罗棋布的分布式新能源，传统大电网就需要改革集中调度模式，赋予最底层的电网单元自平衡辖区内分布式新能源的权责。一方面，明确电网调度和虚拟电厂聚合商直控资源范围。例如，可将调控资源分两类，一类是35千伏以上电压等级资源（35千伏是我国许多地区电网公司内部划分调度工作权限的分界点，也是许多能源系统是属于分布式还是集中式的参考点）通常属于集中式或单体体量较大的资源，以专线或专变接入电网。这类资源大部分具有直接与电网调度机构通信并直接接受调度机构调度的特点,可由电网调度直控，市场初期可规定虚拟电厂聚合商只能聚合同一市场出清节点35千伏以下资源。第二类是35千伏及以下电压等级资源，这类资源大部分不具备电网调度机构直控条件，且资源区域分布更加广泛也更加灵活，可以试点探索在经聚合商聚合的条件下，可由聚合商进行调度指令再分配。另一方面，要明确虚拟电厂聚合商与聚合资源之间的权责边界问题。初期虚拟电厂聚合商可以通过签订聚合协议方式明确权责利。例如，负荷类聚合商可通过协议约定调节能力上下限，聚合资源在调节能力上下限范围内响应聚合商调控，聚合商与聚合资源进行收益共享，从而实现责权利对等。
三是健全电力现货市场机制，打造可持续商业化模式。“357号文”明确提出要推动虚拟电厂以资源聚合整体参与电力中长期市场和现货市场交易。在参与辅助服务市场方面，提出要公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，不应对各类主体设立不同上限，这有利于提升各类资源参与虚拟电厂聚合的积极性。当前，虚拟电厂的收益主要是参与需求响应和少量的调峰辅助服务，尤其是需求响应具有启动频次低、非连续运行、资金规模有限等特点，难以支撑虚拟电厂可持续发展，未来虚拟电厂运营商的盈利重点要从需求响应驱动转向电力市场驱动。电力现货市场通过价格信号反映电力供需水平，有效的价格信号能为虚拟电厂技术提供生存的必要条件，因此电力现货市场才是虚拟电厂发展的“蓝海”。虚拟电厂的收益依赖于多种市场模式，如现货交易、调频、备用等，许多地区的电力市场尚未完全开放或缺乏有效的市场机制来支持虚拟电厂的商业模式，使得虚拟电厂的收益无法测算或者收益偏低，导致企业积极性不高。
总之，虚拟电厂虽前景广阔，但当前面临着“聚而不合”的困境。要解决这一问题，需要在资源整合、市场机制完善以及多元化探索等方面共同发力，推动虚拟电厂实现真正的整合与发展，为能源转型和可持续发展贡献力量。
