继川渝熬过8月份最艰难的电力保卫战后，近日水电大省云南也开始限电。9月10日起，占云南省内工业用电四成左右的电解铝行业收到了“有序用电”通知，后续可能波及水电硅、钢铁、水泥等其他高耗能产业。今夏以来，多省的电力供应紧张让人们迫切想要找寻一种解决方案，虚拟电厂成为了讨论的热点。
今年6月，特斯拉宣布和美国加州最大的电网公司共同成立虚拟电厂。特斯拉宣称，要努力和用户合作打造出“世界上最大的分布式电池”。消息传出后，国内越来越多新能源公司布局这一领域。
资本点燃中国虚拟电厂行业“第一把火”前，国内多数人对这一概念很陌生。虚拟电厂究竟是什么？继储能之后，虚拟电厂能否成为新能源领域的下一个风口？未来又能多大程度解决缺电难题？
美国加州的电力调度中心。图/澎湃影像
能源领域的“网约车平台”
2022年8月，特斯拉在缺电最严峻的加州举办了一场紧急响应活动，散布在加州各地的2300多名特斯拉用户将家用储能设备PowerWall中存储的电能输送到本地电网。这些分散的电力在某个时点的输出功率高达16兆瓦（MW），输送的电量相当于一座小型发电厂。
但这些电并非由电网公司统一调度，而是由一家“电厂”将它们分配至最缺电的地方，这就是由特斯拉和太平洋燃气与电力公司（PG&E）6月共同成立的虚拟电厂。后者是加州最大的电网公司，运营范围几乎覆盖加州80%以上的电网。
这是一场双赢，对用户而言，在不影响家庭用电基础上，每一度储备的电可获得2美元奖励，一次应急响应平均下来，大约可以赚25美元。对特斯拉和PG&E而言，这是它们共同制订的紧急减负荷计划的一部分。8月，加州正被极端高温热浪炙烤，电力系统在高峰时期也承受了过度压力。
通过特斯拉举办的这场紧急响应活动，可以明显看到虚拟电厂和传统电厂的不同之处：首先，它没有实体，所有的电都来自已有的电力资源；其次，所谓“电厂”其实相当于一个调度控制平台，其核心功能是聚合分散的电力资源，并进行优化控制与分配。浙达能源创始人兼CEO蒋雪冬打了一个形象的比方：“虚拟电厂就像能源领域的网约车平台”。
浙达能源是国内首个实现虚拟电厂全链路贯通运营的运营商，已在浙江、江苏、上海等几十个地市落地了虚拟电厂项目，可调容量超1000 兆瓦。他对《中国新闻周刊》解释说，电网就相当于道路网络，以前路上只有火电、水电、核电这种“传统出租车”，虚拟电厂将风光等分布式电源、储能、用户侧发电等“社会车辆”都纳入到平台，不仅满足了更多人“打车”的需求，且通过算法匹配供需，提高了整个道网的运营效率。
为何电网需要这些“社会车辆”？
东南大学电气工程学院教授高赐威对《中国新闻周刊》指出，传统电力系统中，电网根据用户侧的电力需求对发电进行统一、集中调控，且主要针对容量几十万兆瓦的大型机组。但在“双碳”目标和能源转型背景下，风光等新能源在整个电力系统中的占比越来越高，新能源发电“靠天吃饭”，具有随机性、间歇性和波动性特点，因此对电网稳定性提出了更高要求。
与此同时，对电网负荷的预测和平衡也变得更加困难。蒋雪冬表示，随着更多用户接入屋顶光伏和储能等设施，电力传输“潮流”由单向变为双向，让负荷更难预测。此外，电动车、充电桩等分散用户侧资源不受整个电网统一的管理和调控，也会带来局部电力的不平衡。这些都让传统电网调度愈发力不从心。
虚拟电厂技术服务商、运营商兆瓦云CEO刘沅昆对《中国新闻周刊》解释说，作为一种电网灵活性资源，虚拟电厂和新型储能、抽水蓄能、火电机组改造相比，具有经济上的优势。国家电网此前曾公布过一组测算数据：火电厂如果要满足5%的峰值负荷，需要投资4000亿元；而采用虚拟电厂模式，在建设、运营等环节的总投资仅需500亿~600亿元，是火电厂投资的1/8。
根据主体资源的差异，虚拟电厂可分为负荷型、电源型和混合型。负荷型重点聚合用户侧的可调节负荷，即在基本不影响用户用电的前提下，聚合一定时间内可灵活参与调节的负荷，包括工业企业、商业和居民用户、建筑楼宇、空调、充电桩等。电源型则主要调度分布式电源，如小型光伏、风电和燃机、水电、储能等。混合型则两者兼而有之。
欧美虚拟电厂发展比中国早十年左右，欧洲以电源型虚拟电厂为主。美国虚拟电厂则以负荷型的灵活性资源为主。当前，美国许多州都在尝试家庭虚拟电厂，即以家庭的屋顶光伏和储能设施构成一个个发电单元。
中国虚拟电厂的示范项目从2018年前后开始落地，现阶段大多数虚拟电厂是负荷型。上海、江苏、浙江、广东等地虚拟电厂项目发展最快。蒋雪冬解释，一方面，这些地区电力供应主要靠外电输入，缺电问题较突出；另一方面，由于经济发达， 这些地区的用电负荷增长很快，保供压力巨大。
中国虚拟电厂的赛道上，参与者主要有三类，第一类是电网公司，即国家电网公司、南方电网公司及其子公司，居于行业中核心地位，大多数示范项目都背靠着电网公司，它们具有天然优势，且财大气粗；第二类是发电集团如国电投、华能、国能、大唐等，本身坐拥有丰富的分布式电源，也有新能源消纳压力；第三类是一些民营能源数字化公司或能源科技企业，还有部分储能、光伏商近期也在布局。“但总体而言，民营企业占比很小，不是什么人都能成为玩家。”蒋雪冬说。
上海作为最早开始进行虚拟电厂试点的地区之一，黄浦区的商业建筑成为了中国负荷型虚拟电厂的一个典型场景。以商用大楼宝龙大厦为例，据上海经研院规划评审中心杨建林博士介绍，冬夏两季用电高峰期，虚拟电厂通过对大厦各楼层中央空调的预设温度、风机转速、送风量等参数进行一定柔性调节，可以在不停机、不影响用户使用的前提下，为电网释放出100千瓦电能，实现对资源的最优化利用。
当黄浦商业建筑虚拟电厂2021年正式投运后，区内超过200幢大型商业建筑，每一幢均具备约200千瓦的柔性负荷调节能力。截至2021年11月，虚拟电厂已累计调度超1700幢次/27.8万千瓦，单次最大削减负荷50.5兆瓦，柔性负荷调度能力超过10%。
很多人设想的未来能源场景中，路上跑着的每一辆电动车都是一个“小型发电站”，这一设想如今已照进现实。2022年起，PG&E开始与福特和通用汽车进行试点。据PG&E估算，一辆福特的F-150“闪电”全电动皮卡可以为一个家庭提供3~10天的电力，正在美国公路上行驶的所有电动车的电力总量，大约相当于1100万个Powerwall。
升级版的需求响应
蒋雪冬认为，今年以来，国内虚拟电厂的高速发展是“从量变到质变”。
2021年以来，国家层面的能源规划、低碳转型、碳达峰行动方案和新型储能指导意见等政策中，都明确支持虚拟电厂参与调节电力系统，电力辅助服务、现货市场交易等。北京、内蒙古、河南等多地将虚拟电厂写入其“十四五”能源发展规划中。2021年8月，国家能源局发布的《并网主体并网运行管理规定》《电力系统辅助服务管理办法》（下简称“两个细则”）修订征求意见稿中，一个很重要的变化，就是将电力辅助服务提供主体由发电厂扩大到虚拟电厂、聚合商等。去年底，“两个细则”出台。“这相当于虚拟电厂市场地位被官方正式确认，从这一角度而言，它有了一个非常明确的功能和产业定位。”刘沅昆解释。
目前，中国的虚拟电厂还处于初级发展阶段，主要是从邀约型向市场化的过渡期。所谓邀约型，本质就是人们更熟悉的需求侧响应，需求响应是通过激励机制让用户自主调整其用电行为，比如高峰时降低负荷，政府则对这种“响应”行为予以补贴。
蒋雪冬指出，国内虚拟电厂就是在需求响应的基础之上发展起来的，“这就是为什么现阶段中国大部分虚拟电厂都是负荷型。只不过，虚拟电厂把需求响应做得更加物联化、自动化和数字化，并加强了整体上的控制，相当于传统需求响应的升级版。”他解释说，“最早让工商业用户做需求响应，都是靠一个个打电话、发短信，告诉他们怎么参与响应。”
但这也是当下虚拟电厂商业模式难以真正走通的主要原因之一。蒋雪冬解释，因为需求响应主要的收益来源就是“吃补贴”。但补贴并非一种常态化机制，资金不稳定，且用户能够参与的次数有限，“最初每年也就1~2次，近几年有所增加，一年也就是10~20次，频次也不高”，因此对用户参与的总体激励不足。
根据浙江省发改委公布的2022年夏季电力需求响应情况，今年7月16日至8月7日间，浙江省共开展电力需求响应16次，合计参与43.83万户次，累计降低电网高峰负荷5200万千瓦，总补贴约5.46亿元，补贴金额4元/千瓦时封顶。从8月某次全省日前（即运行前一天对电量交易）的削峰需求响应补贴来看，用户参与响应的单次补贴收入少的只有几百元，多的也就几千元，极少数能达到上万元。“对一个大型工业用户而言，假设按4元/千瓦时补贴来算，如果每年参与十几次响应，补贴的收入也就几十万元，但它每年缴纳的电费可能要达几千万元。”蒋雪冬说。
高赐威指出，虚拟电厂真正的商业模式“一定是从市场中来的”。但目前，由于中国电力市场化环境仍不成熟，除了以补贴为主的需求响应外，部分虚拟电厂运营商还通过为用户提供节能、能效管理、用电监控等增值服务来赚取服务费用，扮演的角色类似于“企业用电管家”。
市场化的初级阶段
当前，部分地区虚拟电厂主要参与的是辅助服务市场。上海、江苏、浙江、山东等地都进行了电力辅助服务政策修订，只有少数地区在同步结合现货市场。电力辅助服务，是指在正常电能生产、输送、使用外，为了维护电力系统稳定运行而提供的额外服务。2020年，中国已有6个区域电网和30个省区市启动电力辅助服务市场，主要交易品种就是调峰，部分地区辅以调频、备用。华北、上海两地已明确虚拟电厂可作为独立主体参与调峰市场。此外，多地都已出台市场化需求响应机制，虚拟电厂也可作为需求响应资源提供调峰服务。
从各地来看，上海虚拟电厂参与的负荷类型最多；山东试点虚拟电厂参与辅助服务市场同时，开展了日前现货交易；广东作为电力改革试点的前沿省份，模式比较超前，2021年5月伴随现货试运行开启了需求响应市场化交易。售电公司所代理同一区域内所有用户的可调负荷共同组成了“区域级虚拟电厂”，可以直接参与区域内电力交易。对大型电力用户而言，只要能够达到参与响应的标准，就可以以类似批发用户的形式直接参与。
中国首个虚拟电厂示范项目——冀北虚拟电厂，是少有的完全市场化运营模式，主要参与华北地区的调峰辅助服务市场。公开资料显示，冀北虚拟电厂一期主要覆盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市，实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇等11类可调资源。自2019年12月投运至次年4月供热季结束，虚拟电厂参与调峰总收益约160.4万元。
“冀北是第一个吃螃蟹的，前期也很艰难，一开始聚合的资源不多，但因为华北电力调峰市场做得较早，而牵头成立虚拟电厂的是冀北电力交易中心。于是，在推出示范项目之时，就经过和华北能监局协调，出台了国内首个允许虚拟电厂参与调峰辅助服务的政策，从市场机制上理顺了。”一位不愿具名的电力行业人士对《中国新闻周刊》说。
但即使在调峰市场发展较快的华北、上海等地，虚拟电厂在具体参与市场时仍存在种种问题。上海交通大学电气工程系教授艾芊等人在2022年1月发表的论文中指出，现阶段的市场机制弱化了虚拟电厂与其他市场主体的竞争关系。华北方面，目前仅允许虚拟电厂根据日前发电预计划在出清价格最高时段提供调峰服务，在本质上来说并未真正参加华北调峰市场，也不存在虚拟电厂报价机制。
上海虽有报价机制，但将虚拟电厂调峰单独划分，不与火电提供的深度调峰共同报价出清，且虚拟电厂提供的调峰需求量由调度机构决定。另外，上海市场设置的虚拟电厂调峰价格过低。日内调峰报价上限仅为0.1元/千瓦时、实时调峰报价上限仅为0.4元/千瓦时，而上海需求响应填谷价格为0.8元/千瓦时，当前价格不利于上海鼓励虚拟电厂参加调峰市场。
多位专家指出，虽然新版“两个细则”已规定虚拟电厂可作为第三方主体参与电力市场，但在实际参与过程中，虚拟电厂几乎无法与火电同台竞价，很多地区都要求“报量不报价”。
河海大学能源与电气学院教授赵晋泉比较了虚拟电厂和火电机组同台和分开单独竞价模式后发现，前者可以有效提高调峰的经济性。他在论文《考虑虚拟电厂参与的深度调峰市场机制与出清模型》中指出，这是因为分开单独竞价时，虚拟电厂和火电机组之间的调峰容量分配不是最优，部分价格较低的虚拟电厂调峰容量没有被调用。
“虚拟电厂市场化最主要的问题是什么？中国的电力辅助服务市场目前还不完善，其价格很多时候不足以完全体现辅助服务的真实价值。”高赐威说。
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海在接受《中国新闻周刊》采访时指出，电力辅助服务市场化的前提，是电力现货市场的完善。中国电力市场目前仍处于双轨制的过渡期。
在欧美等成熟的电力市场中，虚拟电厂已完全实现商业化，主要从电力现货市场中获益。以德国为例，虚拟电厂这几年在德国发展得尤为迅速，据伍珀塔尔研究所的最新预测，德国的能源聚合市场和灵活性市场规模约为75吉瓦，这一数字预计到2030年将会翻一番。虚拟电厂目前主要活跃在德国的日前、日间市场、二次和三次备用市场，尤其是日间市场。
德国国际合作机构（GIZ）中德能源与能效合作伙伴项目主任尹玉霞在《德国虚拟电厂发展经验》一文中指出，在德国的电力市场中，无论是电网、电厂，还是输电、配电、售电，这些电力相关业务都互相拆分。2014 年，德国修订了《可再生能源法》，规定100千瓦以上的新增可再生能源机组都必须直接销售，从而鼓励中型可再生能源发电机组聚合形成虚拟电厂，在日前市场优化其售电。
虚拟电厂建设是系统工程
浙达能源创始人兼CEO蒋雪冬认为，时间短的话，未来两年左右中国的虚拟电厂可能就会进入现货市场。
据2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2025年，全国统一电力市场体系要初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营。业内人士普遍推测，政策“倒逼”之下，虚拟电厂市场前景广阔。
华西证券预测，到2025年，虚拟电厂的运营市场规模将达到968亿元，2030年将超过4500亿元。多位受访人士也表示，2030年之前，虚拟电厂可达到千亿元级市场。
但华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利对《中国新闻周刊》表示，目前，业内真正将虚拟电厂落地的企业不多。中国与欧洲等虚拟电厂成熟市场不同，欧洲虚拟电厂体量小、电网构架相对成熟，而在产业结构、能源结构、电力市场和需求场景都不断变化的中国，虚拟电厂成为现实，要比想象中更加复杂。
刘沅昆指出，虚拟电厂行业有很高的技术门槛和行业壁垒，一方面，入局者不仅要了解电力，还要懂通信、数字化、物联网、人工智能等技术，需要跨学科的交叉人才；另一方面，还必须深刻理解电网的调度运行规则，深耕到整个能源、电力系统的大环境中去，熟谙行业生态。因此，电网公司发展虚拟电厂有天然优势。
王永利进一步指出，由于虚拟电厂行业缺乏足够市场竞争，以政府主导为主，因此电网公司作为主要玩家，起到适当引导示范作用，但这只是第一步。未来，随着电力市场的逐步开放，市场机制的捋顺，一定会有更多社会资本进入，但整个过程必须要谨慎。
王永利分析说，虚拟电厂落地的另一个难题，是目前在技术层面只能做到“控制”，而非“优化”。而实现“优化”的前提是在后台构建有效的模型，不仅要精准预测多个主体的用电、出力特征、未来的响应能力，还要和用户用电意愿、天气、季节、区域特点等结合，并且对电网需求有很好的感知。只有做到了“优化”，才能实现1+1>2的效果，产生额外收益，“否则的话，那些分布式光伏、工商业企业自己也可以参与需求响应，赚取补贴和套利，为什么一定要通过虚拟电厂这种聚合平台的方式？”
刘沅昆表示，虚拟电厂聚合商对下游用户预测能力的提升，前提是必须有足够多的数据积累。但多位业内人士指出，当下数据缺乏的主要原因，是用户参与虚拟电厂的意愿不足。
江苏苏源高科技有限公司综合能源事业部高级项目经理杨李达对《中国新闻周刊》分析说，一方面企业没有看到足够的激励，在此前提下，中国多数工厂又存在智能管理水平低、用电规范性差等问题。虚拟电厂运营商提出要给企业安装用能监测设备时，“即使是免费，很多企业也觉得麻烦就算了，还有些企业担心数据泄露”。蒋雪冬在调研企业意愿时发现，在“能耗双控”的背景下，高耗能企业对接入虚拟电厂的意愿最强，因为希望能进行更精细化的管理。
前述电力行业人士还发现，虽然中央在政策层面已经确认了虚拟电厂可以作为独立的市场主体参与辅助服务。但在现实中，一些地区对虚拟电厂接入电网设置的“门槛”非常高，提出安全性、技术规范标准等各种要求。很多虚拟电厂根本没有进入到全国互联的大电网中，“建一个虚拟电厂要过五关斩六将”。
在王永利看来，这涉及虚拟电厂与电网之间的衔接性问题。不仅要看接入与否，未来，电网调度规则，运行场景等都应对虚拟电厂有更细化的考量。他对《中国新闻周刊》分析说，“虚拟电厂是分布式资源的规模化体现，规模越大，和电网的调度、运行越密不可分。”
中电能源情报研究中心封红丽发文指出，应尽快启动虚拟电厂顶层设计，出台国家层面专门针对虚拟电厂的指导性文件，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。
前述业内人士表示，除中央层面以外，更重要的是在省级层面尽快推出虚拟电厂专项政策，将虚拟电厂作为市场主体的认定、准入、交易、结算规则等进一步明确。目前只有上海、广东、山西等少数地区出台了专门政策。山西在6月最新发布的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》中明确规定：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。
高赐威指出，虚拟电厂建设是一个系统工程，既涉及大量的分布式电源、储能和上百万居民和企业用户，也涉及整个电力系统的运行调度机制、电力市场交易设计以及市场。下一步，各方要真正形成共识，各级能源部门、电网公司、发电集团、交易中心、售电公司等都要在激励相容的商业模式和市场机制基础上，站在整个电力系统角度去共同推动虚拟电厂的市场化发展。当然，这还需要一个过程。
