虚拟电厂业务发展的难点与建议

在实现“双碳”目标和构建新型电力系统的任务推进下，虚拟电厂受到了越来越多的关注和重视。虚拟电厂作为一种新型商业模式，具有贴近负荷、高度灵活、成本低等优势，与构建新型电力系统的需求深度契合。但在实践过程中，我国虚拟电厂业务的开展并不顺利，甚至呈现出“雷声大、雨点小”“剃头担子一头热”的现状。本文将针对我国虚拟电厂面临的困难，以及实践对策做一些探讨。

（来源：电联新媒 作者：俞庆）

虚拟电厂落地面临的困难

笔者从定位、政策、产品、客户四个方面分析虚拟电厂落地面临的难点。

定位分歧

不同的利益主体对虚拟电厂的定位理解存在较大差异，导致虚拟电厂在实际落地过程中发生业务扭曲和困难。

比如中央政府更多是从国家宏观角度出发，考虑虚拟电厂与电力市场化、新能源产业发展、电力系统安全可靠、终端电价承受力、电力投资与成本回收等方面，尽量做到“一碗水端平”“兼顾短期和中长期利益平衡”。

而作为具体政策的执行者，地方政府需要考虑的问题更多，比如有的地方政府把虚拟电厂看成能源互联网的核心应用，并带动信息流、服务流、资金流的整体发展，形成辐射本省甚至全国的能源创新产业高地；有的地方政府则更加看重虚拟电厂作为拉动当地新能源投资，以及新能源过剩发电量消纳的主要工具，但是目前虚拟电厂对电力过剩地区的调节能力实在有限，目标与实际落地效果之间存在差距；有的地方政府更看重虚拟电厂概念对地方城投平台转型带来的拉动意义。

电网企业对虚拟电厂的态度也较为复杂，主要表现在四个方面：一是客观上需要虚拟电厂提供的负荷侧灵活平衡能力，帮助电力系统实现电力电量平衡，不少电网企业自行投资建设虚拟电厂管理平台；二是虚拟电厂作为电网企业在负荷侧业务的新抓手，可避免电网在电力市场化过程中“被动管道化”；三是电网中负责负荷侧业务管理的营销专业，和负责大电网运行管理的调度专业，与虚拟电厂既存在合作也存在一定的竞争关系；四是虚拟电厂作为独立主体，是市场的参与者，电网企业的市场化产业公司也参与市场竞争，如何界定好管制类业务、竞争性市场化业务和市场交易组织协调方这三者之间的关系，也是摆在电网企业各级管理者面前的难题。

发电企业分为以传统能源为主和以新能源为主的两类。两类发电企业对虚拟电厂业务的态度又存在微妙的差异。传统能源为主的发电企业更多是把虚拟电厂作为“发电机组”进行管理，但传统发电企业“大基建、大机组、大运行”的模式并不适应虚拟电厂这种负荷侧多资源、分散、多业态、多用户的灵活特性，更多是投资大型独立储能项目，并以“虚拟电厂运营商”的身份参与调频、备用等，这也契合省级及以上电力调度部门的需求。

新能源为主的发电企业对虚拟电厂态度更为积极，也更有动力投资建设“负荷侧虚拟电厂”，但在实际项目落地过程中，由于传统投资类业务占主导的惯性思维，很容易滑落成以“虚拟电厂的名义”去拿新能源投资项目，而没有动力真正去进行负荷侧存量资源的挖掘和运行调度。

政策协同不足

虚拟电厂政策出台的部门包括政府、电网调度、电网营销、电力交易中心等，目前政策主要集中在身份确认、准入、核准、交易等方面。但由于各部门以及政策相关方对虚拟电厂的定位和态度不一致，导致政策存在一定的交叉和模糊，缺乏统一的顶层设计。但笔者个人认为，政策并不是虚拟电厂落地的主要障碍，目前政策已经解决了虚拟电厂参与市场的基本问题，未来随着市场建设的进一步发展逐步完善政策即可。

产品变现困境

虚拟电厂的产品主要分为容量资源和电量资源两类，目前虚拟电厂在产品和交易层面存在的问题主要集中在三个方面：

在需求响应补贴型业务方面，2023年以前，虚拟电厂主要是参与需求响应这种非市场化的业务，但2023年以后，电力供需相对缓和，时段性缺口并不突出，所以需求响应在大部分地区都极少开展，直接限制了虚拟电厂的变现。同时部分地方政府缺乏补贴资金也是一大制约。

在辅助服务市场方面，虚拟电厂直接参与辅助服务的渠道和空间非常有限，一方面是调度对机组要求较高，大量低性能的“低散小聚合机组”无法直接参与辅助服务市场；另一方面，辅助服务市场本身竞争也极为激烈，同一发电主体下甚至有调频调峰的燃煤机组、燃气机组，也有其他的抽蓄、水电机组竞争，成交价难以达到预期。

在电能量市场方面，虚拟电厂参与空间也有限，容量极其有限的虚拟电厂机组无法与大型发电企业进行直接竞争，目前来看更多的还是参与场外交易为主，而非直接下场作为发电机组报价。

客户资源调动难

严格意义上的虚拟电厂是负荷侧各类资源聚合调度并参与市场，这些资源更多的应该是负荷资源、存量资源、第三方资源，而非新建资源，亦非业主投资的资源。

但是，目前客户对虚拟电厂的认知有限，其获得的收益也非常有限，极大制约了虚拟电厂在负荷侧资源方面的挖潜，即使已经接入到某些虚拟电厂平台的客户资源，也面临协调困难、调度困难的情况。

虚拟电厂资源调度困难本质上是客户侧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。

而客户侧资源调度权转移，是短期内很难解决的问题，必须要依靠综合能源服务去推动，并且要结合电价市场化传递，推动电力零售业务的市场化放开，让电价充分反映供需关系。

虚拟电厂未来发展的实践建议

明确市场边界，做好监管执行

虚拟电厂的发展不缺政策，缺的是政策落地、执行，以及执行过程中的有效监管，乃至后评估和政策迭代优化。回到本轮电改“管住中间、放开两头”的设计初心，建议针对管制类业务监管、市场化业务放开、电力企业市场化业务改革、调度相对独立、电力市场监管等核心议题进一步深化研究，并健全完善相关机制。

推动市场化改革，让市场归市场

坚持市场化改革方向，让市场在电力资源的配置中发挥核心作用，尤其是推动现货市场放开，以及电力零售价格放开并实现批零价格挂钩，只有反映真实供需关系价格的充分波动，才能推动电力用户真正参与电力市场化改革，推动虚拟电厂业务的落地。

鼓励地方政府积极参与

电力市场是一个多时空、多层次的市场和交易体系，分布式新能源的大量出现，使得配网级别、分钟级的小尺度电力电量平衡问题成为电力市场和电力系统运行的重要问题之一。这就需要加快推动多层次电力市场和交易机制的建设，尤其是城市级别、配网级别的电能量与辅助服务市场及交易产品的设计，乃至场外交易形态的确立。地方政府无论是从推动产业链发展、打造产业创新高地、还是推动本地平台企业向新能源业务转型等方面考虑，都有足够的动力推动虚拟电厂业务发展，建议地方政府加快探索虚拟电厂参与本地电力市场、场外电力交易形态。

积极培育能源服务产业

要充分开发和调动客户侧负荷资源，仅有补贴和政策是不够的，核心问题是解决占据用电量大头的企业用电管理专业化问题。建议积极培育能源服务产业，推动以开展“能源费用托管”为代表的企业能源服务产业发展，一方面是现代企业服务业的重要组成部分，另一方面也可以通过能源服务，帮助企业降本增效，提升能源绿色化水平。专业外包的“能源费用托管”模式也能够解决负荷侧各类资源的调度权转移问题，并且平衡好用户用能需求和电力系统的平衡需求之间的矛盾。

技术以价值实现为目标

虚拟电厂所需的技术都已基本具备，其重点在于技术综合的再创新。这类再创新工程类似于DeepSeek的创新，是基于现有技术的“迭代优化”或“蒸馏”，降低实施成本，并实现更大的价值。因此，虚拟电厂应避免“好大喜功”式的大规模投资，而应专注于解决具体场景的具体问题、多场景多专业融合，以及跨场景的价值实现，以市场化交易价值可量化的优化为衡量标准进行项目开展。