虚拟电厂：热潮之下，难题待解

虚拟电厂并非一个新鲜的概念，2022年多地限电之时，其被视为一种可以有效降低用电负荷的手段而为公众所知。

虚拟电厂虽然名为“电厂”，但是并无实体电厂，而是在现有用电设备上加装控制器、感应器等硬件设备，再通过软件系统，针对需求侧用户分散的负荷、储能、分布式电源等可调节资源，进行集中管理、优化控制，可以被视为聚合分散资源的平台。

尽管近年来各地虚拟电厂纷纷落地，去年下半年以来，虚拟电厂概念股在资本市场的热度几次被拉高，但是虚拟电厂的“顶层设计”始终缺位。今年4月11日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（下称《指导意见》）被认为填补了这一空白。《指导意见》除去明确提出虚拟电厂的定义与功能定位，也被业内认为确定了虚拟电厂的发展路径，“市场化”成为加快推进虚拟电厂发展的关键。

虚拟电厂热潮何来？

虽然并无实体电厂，但是对于电力系统而言，虚拟电厂的功能类似实体电厂。

江苏华工新能源技术有限公司（下称“华工新能源”）副总经理张强告诉《中国新闻周刊》，在“双碳”目标之下，新能源在电力系统中占比提升，但是其本身具有随机性、间歇性和波动性的特征，导致其可控性较差，加大电力系统供需平衡难度，而虚拟电厂具备在需求侧进行调节的能力。

作为一种聚合分散资源的平台，虚拟电厂可以被理解为“网约车平台”，风光等分布式电源、储能、可调负荷等用户侧资源可被视为“社会车辆”，平台通过算法匹配供需，提高效率。

指导意见将虚拟电厂的功能描述为“对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用”。

能源基金会清洁电力项目高级顾问周勤向《中国新闻周刊》表示，虚拟电厂是一个聚合分布式资源的平台，将原本不可调、不可控，或是难调、难控的分散资源整合为可调、可控的资源，有利于保供、新能源消纳，其承担的功能不能一概而论，而是由其所聚合的资源的特点决定。“如果虚拟电厂聚合大量可调负荷或储能设备，便能在保供中发挥较大作用。”

根据虚拟电厂聚拢资源与作用的差异，其可以被分为负荷型、电源型、混合型等。在国内，负荷型虚拟电厂是当下主流。

近年来，由政府牵头的虚拟电厂频频落地。2024年，重庆、成都、青岛、芜湖等多个省级、城市级虚拟电厂上线，聚合的可调节资源在十几万千瓦到几十万千瓦不等，相当于一座中小型电站的装机规模。张强介绍，华工新能源已经在5个省份的16个市、区县上线虚拟电厂平台，其中不乏政府牵头的项目。

这些虚拟电厂往往在“缺电”时通过参与需求响应发挥保供作用。所谓“需求响应”，是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励措施，引导电力用户自愿调整用电行为，实现削峰填谷。在国内，需求响应通常是为了应对季节性、临时性电力需求高峰，也就是“削峰”。

能源基金会清洁电力项目主任张永平告诉《中国新闻周刊》，地方政府希望虚拟电厂发挥需求侧调节，也就是保供功能的诉求占据多数。这类虚拟电厂往往聚合需求侧可调节资源，包括楼宇空调、充换电站、工业企业等。“对于电力系统而言，始终面临如迎峰度夏等时段性缺电的挑战，电力系统有不同的保供选项，一方面可以新建电源，如上马煤电项目，另一方面就是挖掘需求侧潜力，也就是减少用电负荷，从减碳、经济性等角度考虑，后者是更优选项，一些城市级虚拟电厂建设的初衷是保供。”

特别是像深圳这样的特大城市，每年需要应对不断增长的尖峰负荷。2024年7月25日中午，南方电网数据显示，深圳电网用电负荷达2313.4万千瓦，历史首次突破2300万千瓦，较上年最高负荷增长4.8％。但是一般而言，5％以内的尖峰负荷在一年内不超过100小时，为此新增发电装机容量并不经济，如何保障充足电力供应已经成为城市电力系统运营管理的一大挑战。

深圳是国内最早上线虚拟电厂的城市之一，于2022年8月成立了全国首家虚拟电厂管理中心，由南方电网深圳供电局设立、深圳市发展改革委管理。截至2024年底，深圳虚拟电厂管理中心已累计接入59家虚拟电厂运营商，接入容量达到380万千瓦，最大可调节能力为84万千瓦，相当于1台大型火电机组。通过组织开展精准响应超过百次，累计调节电量达560.3万千瓦时，按照燃煤与电网排放因子差额计算，可实现减排二氧化碳约100万吨。

深圳市科中云技术有限公司董事长饶亦然告诉《中国新闻周刊》，深圳虚拟电厂目前以需求响应模式为主，每次需求响应贡献的可调节负荷在200兆瓦左右，对于深圳迎峰度夏有一定现实意义。2023年7月和10月，在深圳负荷尖峰电网供电不足的情况下，深圳虚拟电厂管理中心通过邀约实现虚拟电厂最大调节功率分别达7万千瓦和21万千瓦。

华工新能源运营的苏州市相城区虚拟电厂去年夏天曾参与过当地迎峰度夏演练，当时通过平台申报参与响应的企业共7家，负荷类型包括工业柔性可调负荷、储能、充电站等多种能源形态，实际响应负荷共计8.8 兆瓦，覆盖预设缺口。

能源基金会清洁电力项目主管周锋表示，当前一般地市级虚拟电厂可调负荷量为几十万到几百万千瓦，如果出现短时电力供需不平衡，基本可以通过虚拟电厂参与需求响应填补缺口，也能避免新增火电机组。

指导意见提出目标，到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。

虚拟电厂的调节能力在很大程度上取决于聚合资源的情况，运营商需要聚合更多用户侧资源，这是虚拟电厂运营商能力的重要表现。

“如果只为单个用户搭建对接虚拟电厂管理中心的平台，成本较高，虚拟电厂运营商也需要聚合更多资源，分摊成本。”饶亦然表示。据了解，深圳市虚拟电厂平台的建设成本为数千万元。

但是在各地虚拟电厂的热潮之下，用户，特别是企业由于不了解虚拟电厂，参与的意愿比较低。而2024年数据显示，工业用电量约占全社会用电量的65％。

周锋坦言，哪怕只是部署负荷接入系统，也需要投入5万到10万元，部署能源管理系统、改造生产工序等同样需要投入，成本达到每千瓦几百元至上千元。企业在不了解虚拟电厂的情况下，可能不愿意做出投资，而且企业也会根据自身可调节负荷情况评估投入产出。

虚拟电厂是一种资源聚合方式，并非一种技术，但是其实现却依赖技术。比如能否清晰了解当前企业负荷情况，甚至具体到某个高耗能设备，这就需要安装高精度的物联网采集终端，将负荷情况实时上传至虚拟电厂平台，这需要前期投入。

前期投入之后，虚拟电厂收益仍有不确定性，这也成为部分用户积极性不高的重要原因。

盈利难题待解

“我们主要聚合两类资源。一类是工商业，比如在苏州这样的工业大市，工商业能耗体量较大，而一些工业企业的高耗能设备其实可以移峰、错峰生产。还有一类就是储能，储能是最好的调节资源，但是工商业侧储能尚在市场推广期，数量有限。”张强告诉记者，目前企业对于虚拟电厂基本没有认知，企业可能想过如何节能降费，但是没有想过通过在电力市场交易的方式进行，而且目前电力市场机制尚不健全，哪怕运营商与企业签订协议，可能未来两三年都无法为企业带来任何收益，协议中的收益更多是估算结果，目前有限的收益难以吸引企业。

周勤表示，虚拟电厂在国内处于示范阶段，尚未进入商业化阶段。国内虚拟电厂获得收益的主要途径还是参与需求响应，获得政府补贴，因此获利渠道有限。

业内普遍认为，指导意见提出“持续丰富虚拟电厂商业模式”，正是看到了虚拟电厂当前的盈利挑战，仅仅依靠参与需求响应获得政府补贴，难以让虚拟电厂盈利。

根据浙江省发展改革委公布的2022年夏季电力需求响应情况，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。

“以一家企业情况来看，如果有1到2兆瓦可调负荷，一年收入可能不足10万元，可能仅仅覆盖负荷接入虚拟电厂的成本。”周锋说。

针对虚拟电厂，深圳市2023年补贴450万元，2024年曾公布的预计补贴额为1400万元，深圳目前约有60家虚拟电厂运营商，每家运营商获得的补贴收益比较有限。

另外，虚拟电厂参与需求响应具有较大的不确定性。“保供需求由电力供需缺口决定。保供需求主要出现在迎峰度夏、度冬时段。以2024年为例，长三角地区并未出现明显电力供应缺口，江苏这样的负荷大省只启动了一天的需求响应。可见保供需求并不稳定，虚拟电厂难以通过参与需求响应获得常态化收益。”周锋表示。

一些省份已经设置容量补贴，也就是如果用户申报需求响应，哪怕需求响应最终并未启动，也会给予该用户一定补贴。但是容量补贴金额极为有限，以浙江为例，2023年6—9月和12月，也就是传统意义上的迎峰度夏、度冬期间，并未启动需求响应，而上述月份容量补贴约1447万元，用户单月获得的补贴金额至多不过上万元。

张强坦言，如果虚拟电厂只依靠参与需求响应获得收益，可能一年下来也没有多少收益。

因此目前参与需求响应获利较好的并非高耗能企业，而是充换电站、储能电站等，以及具备较好储能能力的楼宇、企业等，其除去参与需求响应，同时可以利用峰谷电价套利，获取不止一份收益。这也是为什么虚拟电厂运营商通常联合储能供应商，鼓励用户安装用户侧储能提升调节能力。

而且哪怕是在保供需求出现时，目前虚拟电厂相比其他可调节资源也可能并不占据优势。

“新建一个百万千瓦级煤电机组，需要30亿—40亿元，相比之下，新建一个调节能力与之相当的虚拟电厂，投资要小得多，但是关键在于新建虚拟电厂的调节或者备用成本能否有效疏导。”周锋表示，煤电机组对于地方GDP的贡献，以及较低的调度难度，都让煤电机组成为保供时的第一选择。“面对电力缺口，建议未来省级电力市场能给予虚拟电厂等新型主体更多参与空间、更优先的调度顺位。”

周勤表示，对于电力系统的电力平衡，如果没有市场，完全依靠电网调度，在调与不调之间有其原则。从电网调度的角度来看，需求响应本质是减负荷，但是在能够调度供给侧的情况下，不会优先减负荷。

对于目前虚拟电厂在电网调度中所处的序列，有业内人士表示，不同的省调有不同的想法，比如深圳虚拟电厂管理中心归调度部门管理，为支持虚拟电厂发展，外加深圳可调资源相对有限，因此在调度时会更多考虑虚拟电厂。“但是从调度效率与难度角度考虑，调度煤电、独立储能电站等资源要比调度聚合用户侧资源的虚拟电厂更容易。比如调度煤电，一通电话就可以实现，但是在虚拟电厂被调度后，其执行情况的确认比传统电源复杂。因此从同台竞争的角度来看，虚拟电厂并不具备优势。”

张永平坦言：“如何把虚拟电厂收益的蛋糕做大，让参与方获得相应收益，也就是跑通商业模式，这是虚拟电厂面临的核心问题。”

“公众对于虚拟电厂概念的关注因保供而起，但是如果虚拟电厂运营商只是参与保供，那么商业模式难以闭环。”周锋表示，指导意见的出台正值《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》出台，电力市场化改革向前迈进之时，因此指导意见希望引导虚拟电厂运营商通过参与电力市场获得收益。