当前，国内可再生能源发展迅猛，社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的影响，导致部分区域电力供需紧张。电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。

虚拟电厂作为提升电力系统调节能力的重要手段之一，对缓解电力紧张将发挥重要作用，市场前景广阔。为此，笔者深入调研了国内外虚拟电厂发展现状，深刻剖析对比国内外典型案例，预测研判我国虚拟电厂发展前景，提出虚拟电厂发展的相关建议，以期为行业管理者及投资者提供参考和启发。

虚拟电厂可以理解为将不同空间的可调节（可中断）负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷；既可快速响应指令配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。当前国外虚拟电厂已实现商业化，国内还处于初期发展阶段，以研究示范为主。

虚拟电厂（VPP）理论和实践在发达国家已经成熟且各有侧重。其中，美国以可控负荷的需求响应为主，参与系统削峰填谷；日本侧重于用户侧储能和分布式电源，以参与需求响应为主；欧洲以分布式电源的聚合为主，参与电力市场交易。

美国电力市场环境开放，目前是世界上实施需求响应（DR）项目最多、种类最齐全的国家，也是较早开展需求侧管理的国家之一，经验丰富。其批发市场约有28GW的需求侧资源参与其中，约占高峰需求的6%。当前，许多州都在试验家庭虚拟电厂技术，有助于整合更多的屋顶光伏和储能，同时都在扩大基于时间的费率试点，特别是与电动汽车的非高峰充电有关。

日本自2011年开始高度重视需求响应技术开发和推广应用。2015年，日本政府出台了《日本再兴战略（2015）》，首次明确提出推广VPP政策。2016年，《能源革新战略》又进一步提出了推动VPP技术开发的示范项目计划（2016-2020）。目前，日本正在开展典型的跨空间自主调度型虚拟电厂试验项目。据日本信息产业省测算，到2030年日本的VPP装机容量可达3770万千瓦，VPP/DR投资总和预计将达到730亿日元。日本推广VPP(DR)的重点集中在住宅、办公大楼、工厂、商业设施、公共事业和电动汽车等六大领域，以“光伏+储能”为主要形式，其商业模式主要见下图。

德国的虚拟电厂已经完全实现商业化。德国虚拟电厂运营商的一项主要业务是在批发市场销售100kW以上中型可再生能源电厂生产的电量，在日前市场优化其售电，使这些电厂成为虚拟电厂资源。此外，虚拟电厂还有利于如生物质发电和水电这些灵活性较高的机组从日间市场和平衡市场中获利。除可再生能源电厂外，燃气热电联产、电池储能、应急发电机和需求响应等都可作为虚拟电厂资源。

德国虚拟电厂的主要应用场景为通过电力市场的灵活电价，引导电厂管辖内系统优化发用电成本，优化交易收益。在德国，与虚拟电厂配套的上中下游产品已经逐渐完备，虚拟电厂除直接参与电力市场进行交易之外，溢价部分与客户分成，还参与电网系统辅助服务（二次、三次调频）来收取服务佣金，同时针对不同用户都有相应的售电套餐。根据运营商不同，德国的虚拟电厂大致可分为三种类型：独立虚拟电厂运营商、大型电力公司（跨国、地区和市级企业）以及新型市场参与者。

目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。在我国，主要以需求响应为主流，而虚拟电厂可以理解为需求响应的升级版。虚拟电厂的侧重点在于增加供给，会产生逆向潮流现象，而需求响应侧重点强调削减负荷，不会发生逆向潮流现象。依据外围条件的不同，虚拟电厂的发展可分为三个阶段，分别为邀约型、市场型以及跨空间自主调度型虚拟电厂。当前，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段，呈现以下几个特点：

一是虚拟电厂政策还有待完善，亟待出台国家和省级层面专项政策。

目前，国家层面还没有出台专项的虚拟电厂政策，省级层面仅有上海、广东、山西分别出台了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作的批复》（2020.9.16）、《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》（2021.6.30）和《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》（2022.6.23）。

与虚拟电厂相关的政策主要涉及需求响应、辅助服务等。为调动用户侧资源响应电力系统积极性，在2013年需求侧试点基础上，上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了需求响应新政策，资金补偿来源于尖峰电价、新能源交易等富余资金。

同时，辅助服务政策各省也正在陆续出台，目前江苏、湖北、辽宁、湖南、河南、安徽、福建、贵州、江西等省区，以及东北、华东等五大区域出台或对电力辅助服务政策进行了修订。与此同步，华北、华中、浙江、江苏等地能源主管部门开放了虚拟电厂等第三方主体和用户资源参与调峰辅助服务身份。

二是虚拟电厂总体处于试点示范阶段，且省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台。

虚拟电厂目前开展虚拟电厂试点的省份最具特色的是上海、冀北、广东、山东等。江苏主要参与需求响应市场而非严格意义上的虚拟电厂，上海主要以聚合商业楼宇空调资源为主开展虚拟电厂试点，冀北主要参与华北辅助服务市场为主，广东主要以点对点的项目测试为主，山东试点项目目标是开展现货、备用和辅助服务市场三个品种交易、完成现货和需求响应两个机制衔接及建设一个虚拟电厂运营平台。

开展虚拟电厂市场主体主要有冀北电力公司、上海供电公司、合肥供电公司、国网综合能源服务集团有限公司、南方电网公司、国电投公司等。目前，省级层面还缺乏统一的虚拟电厂平台。已建的虚拟电厂平台参差不齐，没有统一的标准和接口，主要是分散的不同市场主体自建虚拟电厂为主，但并没有统一接入到统一的省级/市级/区域级虚拟电厂平台上，实现与大电网的互动控制。

三是大部分虚拟电厂试点实现了初步的用户用能监测，鲜有项目实现虚拟电厂的优化调度及对分布式能源的闭环控制。

虚拟电厂技术主要包括计量技术、通信技术、智能调度决策技术、信息安全防护技术。在虚拟电厂控制各种分布式能源发电设备、储能系统以及可控负荷的过程中，对其协调控制是关键和难点，但目前该功能还有待完善。

从聚合的资源来看，主要以负荷侧可调资源为主，尤其是工业负荷、商业楼宇空调负荷、蓄热式电采暖为主，外加一些充电桩和储能车等资源，而对于容量大、资源多而广的分布式光伏等可再生能源不可控，且精准预测能力不足。

四是虚拟电厂商业模式仍不清晰，均处于探索阶段。当前虚拟电厂商业模式尚不清晰，更多的是通过价格补偿或政策引导来参与市场。

江苏主要参与需求响应，进行削峰填谷，在实践规模、次数、品种等方面均位居国内前列；上海主要参与需求响应、备用和调峰三个交易品种，是国内参与负荷类型最多、填谷负荷比例最高、参与客户最多的；冀北主要参与调峰为主的辅助服务市场，以促进消纳风电、光伏等可再生能源的填谷服务为主，是少有的完全市场化运营模式；广东主要参与需求响应市场，尽管其调频辅助市场已经运行，但由于技术难题尚未解决，用户侧资源仍未纳入到调频辅助服务中；山东试点主要参与现货能量、备用和辅助服务市场交易，完成报价保量参与日前现货、需求侧管理机制的衔接，逐步从政策补贴向市场化过渡。

从国内外虚拟电厂对比看，市场发展方面有较大差别，总结如下：

在聚合资源类型上，国外聚合的资源类型丰富，包括源侧、荷测及储能等各类资源，尤其欧洲以分布式可再生能源为主（如Next Kraftwerke聚合的分布式可再生占97%），负荷侧资源类型占比较小。国内则相反，仍旧以负荷侧资源调节为主。未能发挥国内丰富的可再生能源资源优势，从而难以实现虚拟电厂的规模效益。

在政策及市场成熟度上，国外的辅助服务市场和电力现货市场较国内市场机制更加完善，尤其是电力现货市场交易市场更加成熟。而国内这两类市场政策尚不完善，市场尚不成熟，大部分以试点省份的方式在推进。

在技术成熟度上，国外虚拟电厂的核心技术更加成熟，尤其是其协调控制技术，可实现对各种可再生能源及负荷的灵活控制，对分布式可再生能源可控。拥有虚拟电厂相关的一切技术，从数据采集、电力交易、电力销售到用户结算，同时也可以为其他能源运营商提供虚拟电厂的运营服务和解决方案。而国内虚拟电厂，对发电侧分布式可再生能源尚不可控，且协调控制策略有待完善。

在商业模式上，国外的虚拟电厂已实现商业化，主要通过以下方式获取收益：一是通过提供电力市场交易获得利润分成；二是主要通过参与调峰调频市场获取收益；三是通过配置储能装置获得辅助服务收益。而目前国内虚拟电厂商业模式尚不清晰，以参与相对成熟的需求响应市场及以虚拟电厂方式提供节能、用电监控等增值服务为主，参与辅助服务市场为辅，参与电力现货仍在尝试探索中。

随着技术进步、政策完善，市场将逐步成熟，未来虚拟电厂的参与主体将更多元，运营规则日趋完善，政策支持更有力，经济收益更合理，市场竞争力更强，市场潜力巨大。

随着可再生能源大规模接入，电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。预计“十四五”期间电网负荷最大日峰谷差率将达到36%，“十五五”期间将达到40%，电网调峰压力持续增加。电力系统时段性、灵活性调节能力不足现象进一步加剧，需要多措并举提升系统调节能力，保障供需平衡。截至2021年底，全国最大负荷约12亿千瓦，按照5%的可调节能力测算约为6000万千瓦可调负荷能力，全国各省最大负荷及响应能力，如下图所示。

用户侧可调节负荷资源类型丰富、潜力巨大。可调节负荷资源主要包括楼宇用户、工业用户、居民用户、电动汽车、储能等新兴负荷。工业用户中水泥、钢铁、电解铝、陶瓷、玻璃等行业可调节潜力较大，其中水泥行业调节比例达30%；楼宇用户调节比例为30%-40%；居民用户调节比例为50%；新兴负荷用户中电动汽车调节比例为40%，储能设备调节比例为100%。

预计未来终端电气化将快速提升，用电量和最大负荷将呈现双极增长。据权威机构预计2025年、2030年全社会用电量达9.2、10.3万亿千瓦时，而最大负荷将达到15.7、17.7亿千瓦，最大负荷增速高于用电量增速。

从可调负荷需求看，按照在全国构建不少于最大负荷5%的可调节负荷资源库，预计到2025年，需构建可调负荷资源库约7850万千瓦。到2030年底，由于可再生能源占比提高，需构建的可调负荷资源响应能力提高，按6%计算届时资源库容量约为10620万千瓦。考虑项目可行性，虚拟电厂可构建的可调资源潜力按照响应能力需求容量、投资成本按1000元/千瓦计算，预计2025年、2030年，虚拟电厂投资规模分别至少约为785亿元、1062亿元。

为有效缓解电力系统供需紧张、尽早实现“双碳”目标，应对高比例可再生能源接入，构建新形势下的新型电力系统，激活虚拟电厂市场潜力，提高电力负荷调节能力，建议从顶层设计、虚拟电厂平台、技术研发、激励政策及市场化交易机制等方面不断完善，为虚拟电厂发展奠定良好基础。

尽快出台国家层面的虚拟电厂指导性文件，明确虚拟电厂定义、范围、发展定位、发展目标及分步实施策略，建立虚拟电厂标准体系，明确能源主管部门牵头建设虚拟电厂，积极培育“聚合商”市场主体等。同时，积极推进省级层面虚拟电厂专项政策出台，为市场主体开展虚拟电厂业务提供政策依据。虚拟电厂参与电力市场，作为市场主体的认定、准入、交易、结算规则均有待完善。

考虑电网安全问题，亟需建设统一的虚拟电厂接入平台，使得各类社会资本投资的虚拟电厂平台能按照统一的技术规范标准接入统一的平台，实现与电网的双向互动，实现省内资源最优配置。如江苏并未明确提及，而山西最新出台的虚拟电厂政策明确了这一点，“虚拟电厂可基于省级智慧能源综合服务平台建设技术支持系统，也可以独立建设技术支持系统，但应接入省级智慧能源综合服务平台，均应满足《虚拟电厂并网运行技术规范》”。

在“双碳”背景下，预计到2030年，我国新能源装机占比将达到50%。高比例可再生能源的接入加大了对电网的冲击。虚拟电厂作为促进可再生能源消纳的手段之一，要提高分布式电源并网友好智能互动性，实现对分布式能源可控可测技术的突破。将大量的分布式电源聚合成虚拟电厂，实现分布式电源、储能、负荷及热电联产等的智能管理，实现规模化效益，提高电力系统的经济性、可控性和安全性。

分布式新能源出力的不确定性，同时叠加集中式新能源电站影响，将导致局部地区日间负荷低谷时段调峰难度加大。建议在技术突破基础上，虚拟电厂今后重点从“荷侧”逐步过渡到聚合“源侧”资源上，充分发挥中国分布式可再生能源大规模装机优势，通过虚拟电厂聚合大量光伏和储能设备，促进清洁能源消纳，实现规模效益，降低用电及基础设施投资成本，提高电网稳定性。

丰富虚拟电厂激励资金，来源可包括尖峰电价中的增收资金、超发电量结余资金、现货市场电力平衡资金、跨省可再生能源电力现货交易购电差价盈余等。加快完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场的衔接机制。全面深化电力辅助服务市场，完善跨省跨区辅助服务交易机制，推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。此外，作为虚拟电厂运营主体，未来在电力现货市场下，电价波动将增大收益的不确定性，需重新构建收益测算模型及价格响应优化策略。