虚拟电厂商业模式与发展策略

新能源的大量接入，客观上需要提升以虚拟电厂技术为手段的需求响应能力。我国虚拟电厂的顶层设计需尽快启动。

来源：能源新媒-能源杂志 文 | 中国华电2023年干部一班第三课题组

在全面落实“双碳”战略部署和“四个革命、一个合作”能源安全新战略的背景下，加快提升以虚拟电厂技术为手段的需求响应能力，对构建科学合理的新型电力系统、推动能源绿色低碳转型和构建新型能源体系意义重大。

近年来，我国新能源实现了跨越式发展，装机规模稳居全球首位。截至2023年6月底，全国风电、光伏发电累计装机容量分别达3.89亿千瓦、4.7亿千瓦，电力行业绿色低碳转型成效显著。但要实现2030碳达峰和2060碳中和，新能源装机分别需要大幅度提升至约17亿千瓦和70亿千瓦。

然而，新能源能量密度低、稳定性差，具有波动性、间歇性、反调峰性等特征，导致电力系统灵活调节能力不足，亟需在电源侧、电网侧、用户侧同步发力，特别是调度运行模式将由以大电源大电网为主要控制对象、源随荷动的调度模式，向源网荷储协调控制、输配微网多级协同的调度模式转变，确保电力系统的运行更加安全平稳高效，系统整体成本更加合理。即需要以发展虚拟电厂为重要引擎构建新型电

力系统，以推动能源绿色低碳转型、构建新型能源体系。

应运而生的虚拟电厂

在构建“清洁、低碳、安全、高效”的新型电力系统大背景下，虚拟电厂应运而生。虚拟电厂是一种通过先进信息通信和监测控制技术,将不同空间的可调负荷、电动汽车、储能、微电网、分布式电源等多种资源聚合起来，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。它既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可以作为“负电厂”，加大负荷消纳配合系统填谷，对推动能源低碳绿色转型发展具有重要的现实意义。

从电网侧，发展虚拟电厂可提高电网安全水平。风光水等可再生新能源的发展与并网，带给电网的随机性和波动性，影响电网的稳定安全。虚拟电厂可以将需求侧的分散资源聚沙成塔，与电网进行灵活、精准、智能化互动响应，有助于平抑电网峰谷差，提升电网安全保障水平。比如在用电高峰期，工业园区可以调节用电高峰时段的工作，少开机甚至不开机，在夜间低谷时段争取满负荷生产。用户也可以在用电低谷期，主动给电动汽车充电。从电源侧，可促进新能源消纳。随着光伏、风电等大规模波动性较强的电源接入电网，出力和负荷相匹配越来越难，可导致出现负电价情况。

2023年5月1日20时至2日17时，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长记录。通过虚拟电厂提高能源系统的灵活性，则不仅可以有利于发挥现货市场的作用，还可以防止负电价现象，提升系统调节能力，降低“三弃”电量。

从用户侧，可提升用户效能。电力用户通过参与需求响应，用能效率大幅提升，在降低电费的同时，还可以获取需求响应收益。如江苏南京试点项目，平均提升用户能效约20%无锡试点项目，提高园区整体综合能源利用率约3%，降低用能成本约2%，年收益约300万元。

从产业侧，虚拟电厂拥有广阔发展前景。我国东西部电力供需关系趋紧，2022年全国最大负荷约12.9亿千瓦，按照5%的可调节能力测算电力峰谷差，各地年最高负荷95%以上峰值负荷不足50小时，按满足5%峰值负荷需求，约为6450万千瓦可调负荷能力，需火电电力建设投资4000亿元左右，若建虚拟电厂只需500-600亿元，即八分之一的投资就可以支撑以往火电厂削峰填谷的效用。

国内外发展现状及趋势

由于各国资源禀赋以及市场规则各有不同，虚拟电厂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；以德国为代表的欧洲以分布式电源的聚合为主，参与电力市场交易；日本以用户侧储能和分布式电源为主，计划到2030年超过2500万千瓦；澳大利亚以用户侧储能为主，特斯拉公司在南澳建成了号称世界上最大的以电池组为支撑的虚拟电厂。

欧洲大部分国家分布式能源比较普及，目前虚拟电厂已进入商业化阶段，并以发电资源聚合为主。从发展分布式能源思路更加强调虚拟电厂在辅助市场的功能，以分布式电源、储能资源的整合，并形成统一调配，降低弃风弃电、负电价损失为主要目标，重点解决可再生能源消纳和电网平衡问题。

其中以德国NextKraftwerke最为典型，该公司成立于2009年，采用面向发电侧进行能源聚合、面向电网侧进行灵活性储能供应和面向需求侧的需求响应三种运营模式，2018-2020年公司营业收入分别6.28、7.35、5.95亿欧元。截至2022年第二季度，公司管理14414个分布式发电设备，包括生物质发电装置、热电联产、水电站、风光电站等，总体管理负荷规模达到10836MW。美国虚拟电厂更注重整合用电需求侧的资源，美国目前是世界上实施需求响应项目最多、种类最齐全的国家，约有28GW的需求侧资源参与其中，约占高峰需求的6%。

美国虚拟电厂计划通常由公共事业企业（Utility）或能源零售商运营。比较典型的如特斯拉公司，其与加州公用事业公司PG&E合作开展名为“EmergencyLoadReductionProgram”的虚拟电厂项目，拥有Powerwall的用户可以自愿通过特斯拉应用程序注册加入该虚拟电厂项目。特斯拉通过提供低价储能电池或现金，换取家庭一部分电力的控制权，必要时给零售商提供电力，从而获取辅助服务收益。2022年，所有参与计划的Powerwall的用户在电网面临巨大压力的紧急情况下，每向电网提供一度电即可获得2美元收益，远高于加州平均住宅电价25美分/度电。

我国虚拟电厂仍处于萌芽培育阶段,起步“十三五”，大部分处于试点示范阶段。上海、河北、广东等地也陆续开展了电力需求侧虚拟电厂的试点，但总容量仅300万千瓦。各省份电网、发电集团开展试点的虚拟电厂项目以邀约型试点为主，目前只有冀北虚拟电厂一期试点属于市场型虚拟电厂，随着电力市场机制逐渐完善，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段。

能源电力行业数字化智能化加快推进虚拟电厂相关技术飞速发展，为虚拟电厂产业提供了良好技术基础和应用环境。近年来，大数据、云计算、物联网、区块链、人工智能等新技术快速发展，随着这些技术在虚拟电厂领域得以应用，加速用户侧可调资源和分布式能源资源的高效利用，推动虚拟电厂产业的快速发展。但当前我国虚拟电厂发展还存在一系列的问题和挑战。

第一，我国虚拟电厂政策还有待完善，亟待出台国家层面专项政策标准。目前，国家层面还没有正式颁布专项的虚拟电厂政策标准，《虚拟电厂管理规范》《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准获批立项，正在起草过程中。

第二，我国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有上海、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，但并没有全部接入到统一的省级/市级/区域级虚拟电厂平台上，实现与大电网的互动控制。

第三，虚拟电厂商业模式仍不清晰，均处于探索阶段。当前我国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。

虚拟电厂典型商业模式

一个企业，其完整的商业模式体系包括企业的定位、业务系统、盈利模式和企业价值等多方面。这些方面相互影响，构成有机的商业模式体系。任何一个主要因素发生变化，都会催生出不同的商业模式。根据国外虚拟电厂商业化应用及国内虚拟电厂试点运行的情况，主要依据电力市场化的完善程度和收入来源的不同，将虚拟电厂的商业模式划分为三种不同类型：分别为侧重于发电侧管理的欧洲模式，侧重于需求侧管理的美国模式和处于起步阶段以邀约需求响应为主向市场型过渡的中国模式。

（一）侧重于发电侧管理的欧洲模式

定位：由于欧洲发电资源较为分散，其虚拟电厂主要聚焦于电力供给侧，聚合发电资源，帮助可再生能源企业稳定并网，协调发电功率。

运营主体：欧洲模式虚拟电厂的运营主体主要有独立虚拟电厂运营商、发电公司和输电网运营商。

参与的主要业务：在批发市场销售可再生能源电厂生产的电量，直接参与电力现货交易，参与调峰、调频等辅助服务。

收益方式：一是获取电力交易及辅助服务收益的分成，二是通过帮助发电企业降本增效而收取服务费分成。例如，欧洲最大的虚拟电厂运营商NextKrafwerke，其虚拟电厂业务分为三种模式：面向发电侧进行能源聚合，虚拟电厂实时监测发电情况，避免因可再生能源发电的不稳定性而导致的违约损失；面向电网侧进行灵活性储能供应，虚拟电厂接收电量平衡信号，向输电运营商提供调峰、调频服务来赚取收益；面向需求侧的需求响应，虚拟电厂通过对需求负荷的控制来对电网侧进行辅助服务，赚取服务费用，另外通过将用电负荷分配到低时段，降低电力采购成本。

（二）侧重于需求侧管理的美国模式

定位：美国太阳能资源丰富，家用光伏装机多，容量高达22.5GW，随着户用光伏装机容量的增长，需求侧响应成为美国能源重要政策之一，因此美国模式的虚拟电厂主要聚焦于需求侧响应。美国目前是世界上实施需求响应项目最多、种类最齐全的国家，约有28GW的需求侧资源参与其中，约占高峰需求的6%。

运营主体：美国模式虚拟电厂的运营主体主要是公共事业公司或能源零售商。

参与的主要业务：通过合约的形式，取得户用光伏部分电力控制权，必要时给能源零售商提供电力，能源零售商通过储能聚合这些电能并在用电峰期提供给需要的用户。

收益方式：将聚合的户用光伏的电能通过储能设施在低价时段储存，在用电高峰时段高价销售给终端用户或输电运营商，通过电价差获得利润。例如，美国的特斯拉公司，其依托虚拟电厂智能平台Autobidder实现在交易端与公用电网的连接，形成“车+桩+光+储+荷+智”新能源生态体系。

（三）以邀约需求响应为主向市场型过渡的中国模式

定位：聚合资源，参与需求侧响应和辅助服务。我国已经开展试点地区的虚拟电厂均属于此种类型。当前，由于我国储能和分布式电源以及电力交易市场尚未发展成熟，虚拟电厂主要处于邀约型向市场型过渡的阶段。

运营主体：电网公司、售电公司、第三方独立聚合商等。聚合的资源类型：主要为工商业柔性可控负荷、分布式电源、储能装置及电动车充电桩等。

资源特点：聚合的柔性负荷数量较少，分布式电源范围跨度不大、储能装机规模较小。

收益来源：主要来自于辅助服务补偿和需求响应补偿。辅助服务以参与调峰为主，部分省份在辅助服务细则之外制定了需求侧响应方案，内部可调节负荷单元较多的虚拟电厂可以通过参与需求侧响应获取补偿。例如，国内首个落地的冀北虚拟电厂项目，2019年12月正式投运，累计聚合张家口、秦皇岛、承德、廊坊、唐山等冀北5市和北京市蓄热式电采暖、智慧楼宇、可调节工商业等11类可调节资源，总容量35.8万千瓦，最大调节能力20.4万千瓦。主要参与华北调峰辅助服务市场，根据系统调峰需求实时聚合调节接入资源，在新能源大发期间增加用电需求，减少火电厂不经济的深调状态，获得与调峰贡献相匹配的市场化收益。截至2022年底，虚拟电厂运营商和用户总收益达670余万元，平均度电收益182元/兆瓦时。

虚拟电厂发展策略及建议

第一，应当尽快启动虚拟电厂顶层设计。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。明确虚拟电厂作为市场主体参与电力市场的认定、准入、交易、结算规则等。

第二，加快完善激励政策和市场化交易机制。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。

第三，亟需建设统一的虚拟电厂接入平台。考虑电网安全问题，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，实现省内资源乃至全国最优配置。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》”。

（课题组成员：王旭锋 彭传圣 叶盛春 冯立海 段银松 谢鑫 谈永高 叶锦坤 冯青 丁圣民 谭轩）