虚拟电厂的发展需厘清四项关键问题

虚拟电厂在欧美的发展历史已近30年，其诞生于电力现货市场机制之后，是依附于市场的经济组织新业态，表现出聚合商、平衡基团等多种形式，聚合的市场主体在价格驱动下主动响应系统需要调整发用电行为，为准确、经济的新增调节能力奠定了制度基础。近些年来，我国可再生能源超高速发展，已经接近或达到了原有计划体制下系统承受能力的极限，调动发用两侧响应系统需要的电力现货市场建设相对滞后，用户侧的调节能力释放较少且可靠性很低，若在无市场化经济性评价制度的前提下，继续使用传统规划方式大规模投资调节电源则易对电价上涨构成极大压力。此时，虚拟电厂进入我们的视野并受到高度重视，其优势十分明显，可以为系统提供亟需的灵活性、解决新能源消纳难题，但当前与虚拟电厂相适应的市场化机制依然有待完善，削弱经济形态、逐渐有“实体化”趋势的虚拟电厂在当下带来了新问题。因此，以全面、客观的辩证思维看待虚拟电厂，深入洞察其在能源体系中的角色与发展路径具有深远意义。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：刘春阳）

蓬勃发展的虚拟电厂

“虚拟电厂”的概念源于1997年经济学家西蒙・阿韦布赫（Shimon Awerbuch）博士对虚拟公共设施的定义：虚拟公共设施是独立且以市场为驱动的实体之间的一种灵活合作，这些实体不必拥有相应的资产而能够为消费者提供其所需要的高效电能服务。欧美电力现货市场起步较早：英国1989年建立了竞争性电力库，PJM在1997年建立了美国第一个区域性的、基于报价的电力市场；2000年北欧四国电力市场正式开始运营，因此欧美也较早地开展了有关虚拟电厂的研究。电力现货市场制度在欧美普及后，全球首个虚拟电厂诞生于2000年，即由德国、荷兰等5国开展的虚拟燃料电池电厂（Virtual Fuel Cell Power Plant，VFCPP）项目，其由31个独立的居民燃料电池热电联产系统构成；2005年，英国、法国等8个国家启动了FENIX（Flexible Electricity Network to Integrate Expected）项目，该项目在电力运营商、电力市场以及用户之间建立连接，实现了各机组设备的全息感知和高效调配。美国的虚拟电厂则以聚合用户侧资源为主，2016年美国Con Edison公司启动CEVPP计划，聚合用户侧的光伏和锂电池储能形成虚拟电厂，参与电网调频，并参与批发市场和容量市场。

我国近十年来电力市场机制建设迈出了关键步伐，但进度尚不及行业和社会预期。长期以来，我国电力行业对于国外能物化、硬件化、主体化的技术业态十分敏感，例如智能电网、平衡基团、需求侧响应等。虚拟电厂被认为是能够支撑能源转型的新兴技术，其发展同样受到了高度重视，某种意义上提升到了与电力现货市场机制同等的地位。在国家政策层面，近期，国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确“虚拟电厂是运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式”，鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等资源，为电力系统提供灵活调节能力。《2030年前碳达峰行动方案》、《“十四五”现代能源体系规划》《电力需求侧管理办法（2023年版）》等多项政策，均鼓励通过虚拟电厂充分激发和释放用户侧灵活调节能力。各地实践层面，2015年，在国家能源局的指导下，我国首个虚拟电厂示范项目在浙江落地，而后，江苏、上海等各省份也先于电力市场建设，陆续开展了虚拟电厂试点。当前全国范围内多地虚拟电厂试点已卓有成效，山西、广东、山东、甘肃等多个开展现货市场运行的省份均已经出台虚拟电厂参与现货的相关规则。虚拟电厂正迅速崛起，与以往的各类技术一样，成为了大家业内的投资热点和关注焦点。

从国际经验看，不同电力现货市场模式下虚拟电厂发展道路不同：欧洲虚拟电厂以自调度模式开展，而美国的虚拟电厂建立在需求响应和可中断负荷的基础之上。欧美虚拟电厂发展也有共同之处，一是虚拟电厂均是以现货实时电价为背景形成的，是以现货市场为基础的二级经济关系；二是虚拟电厂的兴起源自于市场主体的自发建设，以经济关系衔接主体行为；三是虚拟电厂并未改变系统可靠性规划模式，可靠性规划仍然考虑源、网、荷、储等构成电力系统的基本元器件开展，而不将虚拟电厂这个各类资源的聚合体视为单个主体进行考虑。

回归国内，我国虚拟电厂的发展也有其自身特点，一是以计划模式下的峰谷电价为背景起步，更多基于目录电价核定的峰谷价差而并非电力市场的时变价差；二是当前有将“虚拟电厂”与“源网荷储”基本元器件并列的趋势，虚拟电厂的作用逐步“实体”化。

蓝海中的虚火

虚拟电厂在我国多点开花，不少行业研究者对其也愈加推崇，然而当前行业对于虚拟电厂的认识并不全面，在现货市场逐步建设完善的过程中，虚拟电厂于蓬勃发展之下也逐渐显露了一些问题，本来虚拟电厂应当是在电力现货市场中如鱼得水，但实操中却需要大量特殊规则予以扶持，犹如藏于蓝海之中的虚火。为了让虚拟电厂更好地服务于电力市场化改革和新型电力系统建设，厘清四项关键问题尤为必要。

一是虚拟电厂不能取代基于源网荷储基本元器件的规划与运行方式。虚拟电厂本质上是一种通过信息技术和控制技术将分布式电源、储能、可控负荷等聚合起来的系统，其本身没有实际的发、输、变、用等物理设备，仅为一种实际器件的“优化组合”。源、网、荷、储等基本器件是构成电力系统的物质基础，虚拟电厂聚合的资源也是电力系统的源、网、荷、储基本元器件，因此从某种程度上来说，虚拟电厂就是电力系统“大圈子”里头的一个“小圈子”。“虚拟电厂与源网荷储器件的关系”就类似于“电力市场与源网荷储器件的关系”，是在电力现货市场制度基础上的，一种个性化定制经济制度。虚拟电厂仅能优化存量资源、提高系统运行效率，但并不能改变电源或储能本身的物理能力。因此，电力系统规划和运行仍应以源、网、荷、储实体器件为基础开展，让电力系统“踏踏实实”地运转。

虽然通过虚拟电厂的优化的确可以更充分地发挥聚合设备的调节能力，但并不能创造出系统的“额外能力”。因此，决定电力系统调节能力和可靠性的是电力系统中的所有基本元件，而并非虚拟电厂。如果没有源网荷储基本元器件的合理规划与运行，虚拟电厂将失去优化的对象和物质基础，成为“无本之木”。例如，从需求侧入手增加可靠性，需要的是调度真正可以控制的可中断负荷。如果由虚拟电厂将储能和非可中断的普通用户聚合起来，可以实现某一时段，用户仅通过储能供电而不需要从大电网中购电。此时，虚拟电厂对大电网而言似乎变成了一个“可中断负荷”，为系统提供了灵活性，然而这种灵活性并非来自于虚拟电厂，而是其聚合的储能发挥了作用。因此，虚拟电厂不能与源网荷储基本器件并列，电力系统规划和运行依然要以源网荷储为基础进行。

二是虚拟电厂不能脱离电力现货市场而存在。电力是系统性商品，任何一个单位的出力都会对整个电力系统带来影响，电力现货市场实际包含了所有源网荷储元器件的动作信息，虚拟电厂也不例外。电力实时价格形成峰谷价差，虚拟电厂才能通过灵活安排自身发用电曲线，在电能量市场中赚取价差获利。依靠提供灵活性实现盈利的基本特质，决定了虚拟电厂技术的发展离不开电力现货市场。

虽然当前部分地区虚拟电厂的发展是基于计划体制下的峰谷分时电价，但分时电价并不能永远作为虚拟电厂的避风港湾。一方面，计划体制下的分时电价由人为划定，并非一成不变，而是适时调整的，无法作为一种长期稳定的机制托举虚拟电厂发展，分时电价必然要过渡到电力现货市场形成的真实分时电价；另一方面，当前电力现货市场建设势头正盛，2024年初已有山西、广东两省现货市场转正，5个地区开展现货连续结算；而至2025年初，现货正式运行地区已达4个，连续结算地区已达9个，全国绝大部分地区均已开展过现货试运行，根据国家要求，25年内全国大部分地区都要实现现货市场连续运行。虚拟电厂融入现货市场已为大势所趋。

尤其是我们要注意到，当前现货市场中的虚拟电厂享受着“特殊对待”，例如山东报量报价的虚拟电厂可以选择不参与实时市场等。后续随着虚拟电厂定位逐渐理顺、虚拟电厂技术实现进步、市场机制不断完善，虚拟电厂必然被取消特殊待遇，与其他经营主体一同公平参加电力现货市场，有投资意向的主体应当将投资的经济性评价置于电力现货市场背景下进行。

三是虚拟电厂本质为经济组织，而并非实体。虚拟电厂的“优化组合”模式是一种基于财务激励的经济行为，其动作与否取决于市场价格信号的引导。如果能从市场中获利，则虚拟电厂便会做出响应，反之则不会动作。经济行为没有实体，这也是虚拟电厂的“虚拟”特征，也正因如此，不应要求虚拟电厂必须具备像实体火电厂一样的可靠性，当价格激励不够时，电力调度机构不应像对待实体火电机组一样强行调度虚拟电厂出力，同时虚拟电厂也不应获得相应的容量补偿。

值得注意的是，虚拟电厂聚合分布式资源并响应调度信号，其自身对聚合资源的出力有一定控制权，但这种控制权不应打破当前电力系统传统调度制度。也即响应调度指令的虚拟电厂只应聚合调度“看不见的”、无法单独作为市场经营主体的分布式资源，能够直接接受调度指令的单元不应纳入虚拟电厂的资源聚合对象。“不谋全局者不足谋一隅”，电力现货市场优化的范围大、效果更优，能够作为独立经营主体、通过自行报价进行优化的大容量单元应当交由电力现货市场优化；没有能力参加市场报价的容量较小的资源，本身无法进行优化，此时虚拟电厂可以将其进行聚合，由专业的交易员协调各类资源，达到对小容量分布式资源优化的结果。也只有如此，虚拟电厂才能从实质上真正增加电力系统灵活性。

四是虚拟电厂不能成为操纵市场的遮羞布。国家能源局《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》等文件中明确，各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价。各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。虚拟电厂的运营可能涉及多个利益主体，如分布式电源所有者、储能运营商、负荷聚合商等，在虚拟电厂对它们进行集中管理和协调的过程中，各主体之间存在密切的信息交流与共享，这有利于虚拟电厂的整体运行优化，但也为串通报价提供了便利条件，可能会出现部分主体达成私下的价格协议，在局部形成市场力，操纵市场价格。虚拟电厂存在以“优化组合”为幌子，在对内部资源进行“二调度”、“二交易”的同时串通报价的可能，因此虚拟电厂的发展必须与反不正当竞争和加强串谋监管同步考虑。

回归本源

在能源加速转型、电力市场化改革持续推进背景下，新技术、新业态在与建设过程中的新体制衔接时难免产生新问题。回归虚拟电厂本源，辩证地看待虚拟电厂技术才能更好地促进其长远发展。基于此，我们提出以下几方面建议。

一是建议进一步明确虚拟电厂的定义。虚拟电厂本质是一种经济形式，其不能取代源、网、荷、储等电力基本器件，也无法与基本器件并列。一方面，电力系统的规划仍应以基本器件为基础开展，不同地区应当根据当地经济发展水平、负荷增长情况、地区资源禀赋等条件规划电源、储能、电网、用电设施的建设，而不必刻意规划“需要建几个、建多大的虚拟电厂”。虚拟电厂这种“经济形式”的发展交由市场价差来激励即可，设计好市场机制是虚拟电厂健康发展核心保障，有了市场价格的正确引导，虚拟电厂无需刻意规划即可健康发展。另一方面，电力系统的可靠性也无法由虚拟电厂直接提供，而是由基本器件提供，相应的，容量补偿相关机制也无需将虚拟电厂纳入其中，直接按照面对基本元器件设计即可。

二是建议将现货实时市场作为虚拟电厂发展的前置条件。一方面，电力现货实时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，加速电力现货市场建设，推进更多主体参与现货市场，完善市场机制，增强现货发现价格能力，才能为虚拟电厂技术发展打好基础、铺平道路。另一方面，若是以未开展现货时的峰谷电价差值来作为虚拟电厂的设计基础，十分有可能会偏离现货市场运行后的真实峰谷价差，例如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。现货市场开展后峰谷价差缩小，可能导致虚拟电厂无法达到预期投资收益率，甚至亏损。因此，现货市场未开展地区的虚拟电厂项目，应该充分考虑未来现货价格的影响，做到投建之前合理、全面评估。

三是建议完善适应虚拟电厂经济组织方式的市场机制。虚拟电厂的“虚拟”既体现在其为经济形式而非实体，又体现在其地理位置上的“虚拟”，而这可能对当前市场机制带来麻烦：虚拟电厂聚合的分布式资源地理分布可能十分辽阔，一个虚拟电厂并不能在一处实际地点被人看到，以至于如果不加限制，各个资源在电力系统中可能分属不同出清节点，如不进行统一，可能出清多个价格。一家虚拟电厂应当作为一个单独的经营主体参与电力市场，为避免同一经营主体控制下的资源出现不同的节点电价，应当规定虚拟电厂只能聚合位于同一节点下的分布式资源，或聚合各地资源后，在参与电力市场时应将聚合的资源分解到各个确定节点进行申报和出清。同时，市场中聚合了储能的虚拟电厂已经初步具备做市商的性质（储能本身不生产电能，与做市商类似，通过价差套利），其实时市场外的全部行为都有携带杠杆的可能。通过杠杆合理套利有利于加速各环节财务市场价格收敛于现货价格，应在适当时机放开其他经营主体套利限制，取消超额收益回收机制，避免出现允许虚拟电厂一种主体独享“扶持性套利”，如此将有助于维护市场公平，同时加强市场发现真实价格的能力。

四是建议健全完善对于虚拟电厂参与电力市场的监管机制。针对虚拟电厂参与电力市场后存在的“二调度”、“二交易”的情况，需要完善相应监管机制，防止隐藏的串通报价行为的发生。可以考虑对虚拟电厂可聚合的资源进行适当限制，例如不允许跨发电集团聚合分布式资源，不允许聚合可以直接接受调度指令的资源，不允许跨售电公司聚合用户等，并且研究虚拟电厂参与财务性市场可能存在的问题。健全完善针对虚拟电厂参与电力市场的监管机制，合理限制其可聚合资源，对于维护电力市场秩序、促进电力行业的可持续发展具有至关重要的意义。

在“双碳”目标引领下，虚拟电厂成为构建新型电力系统的重要一环。辩证看待虚拟电厂技术在市场化背景下的优势与潜在的问题，给予虚拟电厂正确的定位尤为关键。同时，技术创新与市场化道路要并重，由市场筛选技术，由技术推进市场，是实现新技术健康发展和市场机制不断完善的必然选择。只有与电力市场进行深度融合，服从并服务于电力现货市场机制，虚拟电厂才能实现高质量、可持续发展，全方位深层次体现其价值。