随着不稳定电源的接入增多及灵活性资源的日渐短缺，虚拟电厂成为市场爆炒的热点。中国电力市场下，虚拟电厂的商业模式如何建立？虚拟电厂是否只是一把“虚火”？
文 | 本刊记者 武魏楠
在浙江杭州华能大厦的运营中心大厅内，大屏幕上24小时不间断地监控着所有场站点位和负荷点位的数据。这里没有厂房、发电机，仅仅依靠着光纤、无线网络、通信等技术就可以响应电网的实时调度，让分散在全省的各类发电、负荷资源聚合成一个整体。
这就是Virtual Power Plant（简称“VPP”，也即虚拟电厂）的真实面貌。这个最早诞生于1990年代的概念，直至2010年前后才开始在西方国家落地生根。2009年，被誉为虚拟电厂“先驱者”之一的德国公司Next Kraftwerke成立。开启了虚拟电厂大规模商业化的浪潮。
时至今日，虚拟电厂已经在欧洲成为一种成熟的商业模式。2022年，Next Kraftwerke宣布其已经接入了1.3万多个独立的可再生能源发电和电力消费、存储单元，总装机容量超过10GW。
在美国，虚拟电厂的投资也开始日渐火热。加州最大的公用事业公司之一Pacific Gas & Electric开始与特斯拉合作建设虚拟电厂。而特斯拉的虚拟电厂已经覆盖了加州5700多户家庭及其配备的户用储能设备。除了传统能源企业，今年1月份，美国通用汽车、福特汽车、谷歌、Sunpower、Sunrun等来自各行各业的企业宣布将发起“虚拟电厂合作伙伴关系”（VP3）的倡议，目标是制定VPP系统使用的规则。
从去年开始，虚拟电厂的概念在国内也日渐火爆。去年夏天，我国多地遭遇热浪袭击，局部电力供给出现短缺。虚拟电厂作为一种提升电力系统调节能力的重要手段，逐渐受到更多的关注。在A股市场上，虚拟电厂概念股热度颇高，受到投资者追捧。
这与近年来国家政策对于虚拟电厂的支持与鼓励不无关系。2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，明确了虚拟电厂并网与参与电力辅助服务主体地位。
2022年以来，国家发展改革委、国家能源局陆续发布《“十四五”现代能源体系规划》《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等文件，支持虚拟电厂投资建设与运营，明确建立和完善虚拟电厂标准体系。
在地方层面，先后由山西省发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，规范了虚拟电厂并网运行技术、运营管理制度；山东省发布《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，明确虚拟电厂作为独立市场主体参与现货市场交易机制；深圳市出台《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022—2025年)》等文件，明确了虚拟电厂的顶层设计、支持商业模式探索等工作。
此外，北京、河南、浙江、广东、重庆等地也相继出台文件，制订虚拟电厂参与电力市场交易的政策规范、技术标准和市场机制。浙江省能源局、浙江能源监管办、国网浙江省电力公司等单位坚持“先行先试、边试边完善”的原则鼓励和支持虚拟电厂的建设和发展。
然而概念和政策的火爆也难以掩盖虚拟电厂在实际落地时的艰难。目前，尽管国家电网区域冀北、上海、浙江电力等地建设的虚拟电厂示范项目已参与电力系统运行，但虚拟电厂更大规模的商业化扩张却面临着一系列难题。虚拟电厂为何突然爆火？在当前的电网调度和市场机制下，虚拟电厂能够达到怎样的极限？中国虚拟电厂的发展还有哪些被忽略的问题？
“爆火”的基因
虚拟电厂的讨论热潮起源于2022年的夏季。在经历了2021年9月国内局部的电力短缺之后，2022年夏季的高温一次次刷新气象记录，同时也大幅度拉高了各地的降温负荷，引发工业限电模式。
2022年进入夏季之后，山东、黑龙江、吉林、辽宁、广东、江苏、浙江、安徽、河南、福建、宁夏、青海、上海、四川、云南等地先后发布了不同程度的限电通知。其中四川、云南等水电大省的限电尤为引人关注。这些原本在夏季丰水期无须担心用电问题、甚至可以大幅度外送电量的省份实施限电，不仅严重影响了本地的工业生产、社会生活，也对东部受电端省份产生了影响。
“有序用电”、“需求侧响应”这些词汇在这两年开始频繁出现于新闻报道和社交媒体之中。尽管在用词上有所不同，但这些手段与实际上的拉闸限电并无不同。由于电网对负荷管理能力缺乏细节手段，除部分大用户可以实现精细的负荷管理外，中小微型负荷管理只能采取“一刀切”的开关。
目前来说，电力需求侧响应相比直接拉闸限电，也有了一定进步。通过采取补贴和价格激励等措施，需求侧响应让可调节、可转移、可削减的用户负荷主动削减用电高峰时段用电负荷，增加低谷时段用电负荷，实现平抑峰谷用电负荷，提高新能源消纳能力，保障供电可靠性的目的。
“让愿意降负荷的用户主动降低负荷，还有收入可拿。不愿意降负荷的用户自己承担高电价。这才是需求侧响应更加合理、人性化的设计。”有电力市场相关人士对《能源》杂志记者说。
虚拟电厂看起来就是这样一个能够实现对负荷精细化管理的完美解决方案。
通过数字化手段将海量的分散负荷聚合成一个整体，依据电力供需、电价波动等因素的变化不断调整虚拟电厂内负荷的高低，就可以实现对电网调度、安全稳定的快速响应。
虽然看起来虚拟电厂对负荷侧需求响应的提升并不大，但在数字化技术的加持下，虚拟电厂对负荷侧的管理可以基本实现自动化和快速响应，而且基于大数据技术，虚拟电厂可以最大限度地挖掘用户的负荷调节潜力。这些都是当下的技术和人力无法提供的优势。
如果说高温限电让虚拟电厂从一个“全新的概念”走向台前为人关注，那么其数字化技术对于新能源发展的潜在推动，则是其“爆火”的真正内核动力。
2022年，全国风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦。而可再生能源的总装机量也突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，首次超越了火电装机，占全国发电总装机的47.3%。可再生能源发电量也达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。
可再生装机越来越多、发电量越来越大，灵活性资源的短缺就会愈发严重，这无疑给电网的安全稳定运营带来了极大的压力。但随着技术的进步，“虚拟电厂可以对分散的可再生能源发电实现最大程度的管理，促进新能源的消纳。”
目前，尽管煤电灵活性改造、气电、化学储能、抽蓄等能够为电网提供灵活性调节能力，但相比之下，虚拟电厂有其更加独特的优势。
首先就是灵活性。理论上来说，虚拟电厂可以整合绝大部分的用电、发电单元，而且可以将这些可调节资源自由组合。这意味着其容量可大可小，而且相应电网需求的速度更快，几乎可以做到无缝衔接。这种绝对领先的灵活性对于以新能源为主体的新型电力系统来说，是至关重要的。
其次就是经济性。东吴证券曾发布研究报告称，根据国家电网的测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿，相比之下，通过虚拟电厂仅需投资500-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7。
实际上，虚拟电厂的建设更多地是依托现有的可调节资源硬件，投入在软件方面。而其他的可调节资源建设都首先需要固定资产投入，然后对电网改造升级，需要硬件+软件的两步投入。
仅此一项，虚拟电厂就在经济性上占据了优势。那么，虚拟电厂一往无前的时代就要从此开始了么？
有突破的试点
2022年11月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行工作，这标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。
实际上，这并非是中国首个投运的虚拟电厂，但却被认为是在当前国内的电网调度和市场机制下实现了较大突破的试点项目。
“上海黄浦区试点的商业建筑虚拟电厂项目实现了对负荷资源的监测，但尚未实现对负荷资源的在线自动控制。南方电网深圳供电局研究的区域虚拟电厂项目尚未实现调度系统接入，也未完成实时调度闭环控制。冀北虚拟电厂项目拓展了虚拟电厂参与辅助服务的形式及方式，但尚未实现对可控资源的调控及交易功能。”华能集团清洁能源研究院并网与电气技术副主任申旭辉说，“相比较之下，华能浙江虚拟电厂实现了调度系统接入，完成了实时调度闭环控制，实现了可调负荷等分布式资源的实时控制，并具备了参与现货市场交易的功能。”
华能浙江虚拟电厂目前接入总容量为111MW，131个终端。包含有16个储能电站、2个可调节电源和113个充换电站。
“这些接入点分散在全省11个城市，现在可以用虚拟电厂统一调控参与实时调节。”华能浙江虚拟电厂项目技术总负责吴科俊说，“我们完成了全国首份虚拟电厂并网调度协议签订，以‘华能浙江能源聚合中心’的调度命名，由省调统一调度。”
这不仅仅是对于虚拟电厂的建设、更是对我国传统电力体系变革有着重大影响。
我国目前实行的是五级电力调度体系（国家级调度、大区级调度、省级调度、地区调度、县级调度）以及由“统一调度、分级管理、分层控制”的调度方式。“一般来说，就是下级调度听上级调度，不存在跨级指挥。”有熟悉电网运行的人士告诉《能源》杂志记者，“不同来源的调度指令之间如何平衡，是目前虚拟电厂面临的主要问题之一。”
这一方面是极为困难的安全技术问题，另一方面也在商业上成为更多企业想要参与虚拟电厂的一个隐形障碍。
“虚拟电厂在机制上、技术上的卡点实际上非常多。”一位电网内部专研虚拟电厂的研究人员对《能源》杂志记者说，“很多企业只是站在聚合资源的角度考虑技术和商业模式，忽视了电力系统运行的问题，最后的结果很可能就是项目难以推动。”
先天不足
那么，到底什么是虚拟电厂？实际上这是一个没有“权威答案”的问题。
按照Next Kraftwerke的说法，虚拟电厂是一个由分散式中型发电机和灵活的电力消费者、储能系统组成的网络，这些装置通过虚拟电厂统一调度。
维基百科中，虚拟电厂的定义是：一种基于云的分布式电厂，聚合了分布式能源的装机容量以增强发电能力，在电力市场上交易或出售电力，以及选择性减少负荷的需求。
而根据山西省2022年6月发布的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，虚拟电厂要依据聚合资源类别、参与市场形态、提供服务类别、参与的交易市场等各种约束条件不同，划定不同的类别，从而担负起不同的责任。
还有学术界倾向于认为虚拟电厂是一套技术管理系统、能源企业认为虚拟电厂是圈定客户资源的利器、数字化企业把虚拟电厂看作是电力数字化的拓展……可谓是“百花齐放、百家争鸣”。
这种对于概念和定义的争论和多元化，反映出了虚拟电厂作为市场主体的一份子，实际上在整个电力系统中是没有明确定位的。
在2021年12月国家能源局发布的《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》中，虚拟电厂被认定为了辅助服务市场主体、并网调度主体。这在一定程度上相给予了虚拟电厂在市场交易、系统调度运行中的合法“身份”。
但仅有身份认定显然是不够的。在先后进行了两轮电力体制改革，并且依然在坚定推行电力市场化改革的大背景下，虚拟电厂需要更进一步明确权利和义务关系，这才是事关盈利与否的关键。
2022年8月，山东省发布了《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，虚拟电厂可作为独立市场主体参与市场交易。但在实际运行中，缺乏商业模式、补贴不足等问题让虚拟电厂参与市场的意愿极低。
“拥有合法身份不意味着就能够赚钱。如果权责不清晰、不对等，虚拟电厂走不远。”上述研究人员说。
虚拟电厂当下“火爆而不落地”的尴尬境遇与储能发展有着类似的根源。“明确的市场定位+成熟的电力市场”是欧美各国储能市场爆发式增长的前提条件。而国外成熟商业化的虚拟电厂模式，也建立在“法规、市场、技术”的基础之上。
法规，也即给予虚拟电厂合法的身份地位。虚拟电厂运营商一般被称为“聚合商”，在不同类型的成熟电力市场中，聚合商都是合法参与电力市场的主体之一。这一点，中国也在政策法规上不断跟进完善。
市场方面，可能是中国与国外差距最大的部分。在欧洲与美国，不同国家的电力市场中，虚拟电厂能够参与交易品种、交易方式各不相同。但有赖于逐渐形成的健全交易规则和机制，虚拟电厂在这些市场中都能够实现盈利。
有一个前提往往被我们所忽略。欧美国家虚拟电厂规模的增长是从2010年前后开始的，而那时主要国家的电力市场改革已经基本完成，市场规则相对成熟。虚拟电厂的商业模式实际上是从成熟市场中挖掘出来的。
先有了成熟的市场机制，再有了虚拟电厂的盈利空间，才引发了虚拟电厂的火爆。这绝不是一个“先有鸡，还是先有蛋”的悖论问题。中国当下的虚拟电厂火爆，一定程度上是借鉴了国外虚拟电厂在电力系统中发挥的作用，套在了中国。但很多时候，我们并没有考虑国内外的市场背景有着截然不同的区别。拿着结果去推导过程，显然是一种错误的思路。
在详述所缺乏的市场机制前，我们还有必须思考技术层面的缺失。当我们对市场机制不足形成共识的时候，实际上也忽略了虚拟电厂在技术层面的落地也存在一定的缺陷或者改进空间。
被忽视的细节
尽管定义繁多，但虚拟电厂的核心内容是不变的，尤其是对于原本分散的发电资源、用户侧负荷实施聚合这一点。
电力数字化水平的提升加强了对于负荷侧资源管理的提升，也让更多人看到了虚拟电厂在需求侧响应方面的巨大潜力。
但在实际应用中，问题远比想象的多得多。
“绝大部分用户是不愿意参与需求侧响应的，给钱也不行。”某虚拟电厂运营人员告诉《能源》杂志记者，“就算是我们在电力市场中观察到了降低负荷产生效益的机会，如果业主不愿意降低负荷，我们也不可能强迫。而且绝大部分用户的生产计划早就已经安排好了，这涉及到原材料、货物的进出口，人员的管理……不可能根据日前市场、实时市场的电价波动来调整生产计划安排。”
近两年，由于电力短缺问题出现频率增加，公众也对于需求侧响应、有序用电这样的词语更加熟知。对于电网来说，大用户更好在调度上进行负荷管理，因此虚拟电厂的聚合对象更适用于那些难以直接调度的零散小微资源。
“但目前我国的电价水平总体比较低，中小型用户对于电价的敏感度更低，因此几乎不存在为了需求侧响应那点收益，主动降低负荷的可能性。”一家电力数字化企业相关负责人对《能源》杂志记者说。
用户侧（主动的）负荷管理潜力大，从某种意义上这是此前对于虚拟电厂的一个重要“误解”。
“虚拟电厂的核心优势和竞争力不仅是聚合可调节负荷，更应该是如何让用户“无感”的接受调度，还可以通过对于分散的发电资源进行整合达到精准控制的效果。诚然，精准的控制用电负荷确实比较难，但技术上是可以实现的。如何引导用户是关键，电价机制和市场规则应引导用户参与市场交易的积极性、主动性，真正能够把用户侧可调节资源深度挖掘出来，共同促进新型电力系统建设和发展。”吴科俊说。
如果说“夸大”了用户侧负荷管理的潜力只是一个“美丽的误会”，那么某些对虚拟电厂技术理解上、操作上的缺陷则很可能引发更危险的连锁反应。
5G、物联网技术的进步是虚拟电厂发展的重要基石，而从另一个方面看，通信、监控技术的成熟、稳定与否，对于虚拟电厂运营商来说，也是事关生死的大事。
《能源》杂志记者在走访时了解到，虚拟电厂运行中出现信息报错、通信不畅并非罕见。“虚拟电厂接入电网运行有两个主要接口，用户用电设备—虚拟电厂管控平台，管控平台—电网调度。”上述业内人士说，“但是各类设备的通信规约很不一致，导致虚拟电厂管控平台被迫要调整规约或者其他方式去适应不同类型设备的接入，造成建设成本的增加，后者与电网的接口也是一样的。”
在这一过程中，谁也无法保障不会出现故障。如果问题较小，可能会迅速排查解决；但也有可能影响到虚拟电厂的正常交易，产生不必要的损失。
更为重要的是网络安全问题。“各类设备接入虚拟电厂管控平台后，实际上通信网络上就形成了大通路，如果管控平台遭到攻击，完全有可能窃取所有用户的信息。同时由于大家都连一起了，如果用户A被攻击，完全有可能向上攻击到平台，进而通过平台攻击到其他用户。”
而且虚拟电厂管控平台与电网调度通信系统链接，如果没有按照规范做好隔离防护，可能会形成安全隐患。“这也是电网对于虚拟电厂接入调度意愿低的一个原因。目前来看，如果虚拟电厂接入电网，就必须按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体原则，结合国家信息安全等级保护规定的相关要求，规划虚拟电厂管控平台二次系统安全防护的策略，部署安全防护的有关措施，建立安全防护体系，消除网络安全风险。”知情人士透露说。
现实的桎梏
在实际运行中，虚拟电厂所面临的技术细节难题远比上文提到的要多。例如在接入楼宇空调资源的时候，就有虚拟电厂发现空调数量庞大、种类繁多，如果楼宇自身缺乏能源管理系统，依靠虚拟电厂来进行控制，不仅成本高，而且很难对空调进行精准控制。
“安全问题不是哪一方努力就可以解决的，归根结底也要依托技术的进步。技术细节的完善也会随着产业发展、用户认知有所改变。虚拟电厂能不能盈利，是决定了其规模大小的关键。而市场规则的设计，是能够解决相当大一部分问题的。”
据国网能源研究院虚拟电厂攻关研究团队统计，截至目前，仅河北、上海、山东、浙江、河南等省份开展了试点建设，总容量约300万千瓦。多数虚拟电厂仅以邀约、投标等方式参与政策性需求响应，盈利来源依赖于政府部门的专项费用补贴。
从政策层面看，国家政策鼓励虚拟电厂尽快参与电力市场交易。
2022年初，国家发改委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出：“引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力”。此后，国家能源局又发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。”
即便是抛开具体市场规则对虚拟电厂规则设定上的不足，宏观上看我国电力市场建设本身也是大幅度落后于虚拟电厂需求的。
虚拟电厂本身具有发电、负荷双重属性，而现在多数省份电力现货市场为发电侧单边市场，虚拟电厂无法参与或只能以价格接受者参与，无法体现虚拟电厂灵活调节价值。在参与中长期、容量补偿（市场）方面，则缺少相关机制。
除了削峰填谷的需求侧响应，从国外经验来看，虚拟电厂的最大价值在辅助服务市场。但我国目前辅助服务市场不仅规模小，品种也不多。我国辅助服务市场交易品种以调峰为主，部分区域或省份开展调频和备用辅助服务，缺少电压支撑、黑启动、爬坡、调峰容量等辅助服务品种。
“市场交易规则的完善，对虚拟电厂的刺激是很直观的。”上述电网人士说，“比如虚拟电厂可以参与电能量市场、也可以参与辅助服务市场，选择更多了。而且一旦交易品种更加丰富，虚拟电厂可以更好地定制化技术需求，这样实际上是节约成本的行为。”
还是以国外经验为例，美国虚拟电厂参与市场交易的形式在各州都不尽相同。PJM市场允许虚拟电厂参与容量市场、日前市场、实时市场、辅助服务市场，加州将日前市场从15分钟报价缩短到5分钟，以鼓励虚拟电厂等灵活性资源参与。
“不同的市场、交易品种，风险收益也是不同的，技术需求也是不同的，聚合商的类型也不一样。有些市场可能以独立运营商为主，有些是电网、售电公司、发电企业。现在的情况是：没有成熟、完善、明确的市场规则，各种类型的聚合商一窝蜂跑进来，结果发现干不了或者干了就亏损。”
局限里突围
尽管存在诸多的困难和挑战，但虚拟电厂无疑还会是未来电力系统发展的方向和趋势。
传统的“发输配用”单一向电力系统已经被彻底打破，“源网荷储”多元统一的电力系统模式正在逐渐形成。而在双碳目标和能源改革的推动下，分散的可再生能源发电和储能更大规模地接入电网是一种必然趋势。
无论是技术还是体制，传统市场和调度都无法适应更加复杂的电力系统，虚拟电厂是一种把“复杂问题简单化”的解决方案。
事实上，中国为数不多的虚拟电厂试点项目在运行过程中，不仅发现了许多潜在的障碍，也探索出了许多在当前限制条件下最大限度发挥价值的经验。
华能浙江虚拟电厂在安防设计、调度安全接入、安全防护体系建设上狠下功夫，实现了实时接受调度指令的突破，在接入发用电资源种类方面也是极为丰富，包含了储能、充换电站、分布式发电等，后续还将加入分布式光伏发电等多类型资源。
今年春节期间，国网(山东)电动汽车服务有限公司与滨州、菏泽供电公司合作，作为聚合商，以充换电站以及分布式光伏发电项目为虚拟电厂，参与了山东电网填谷需求侧响应，加强了新能源消纳。
Vehicle-to-grid，也即（V2G）正在成为虚拟电厂技术中备受关注的一个分支。技术上来说，V2G相当于将动力电池作为一个分布式储能系统，将大量电动汽车电池作为储能源。在电网负荷低时，吸纳电能，在电网负荷高时释放电能。
尽管由于电池寿命限制、硬件制约、电网安全等问题，V2G算的上是虚拟电厂中的冷门但很有潜力的分支。但国家对V2G也进行了政策支持。2022年1月，国家发改委、国家能源局等十部门印发《关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》，提到：“要充分发挥动力电池的储能特性，探索推广有序充电、V2G等形式，实现电动汽车与电网的协同互动。”
2023年1月，浙江省发展和改革委员会、浙江省经济和信息化厅、浙江省科学技术厅联合发布了《浙江省加快新能源汽车产业发展行动方案》，该文件也明确提出探索新能源汽车与智能电网（V2G）高效联动，开展光储充放一体化试点。
据光大证券测算，2030 年，我国V2G市场空间将达到1052亿元。
类似V2G这样的潜在商业模式在虚拟电厂技术的加持下还有很多。它们大多还静待着技术、市场、政策方面的逐渐完善。
“实际上除了负荷侧的资源可以调用，发电资源也可以调用。例如在传统的新能源大发时间段，风光发电单元现货电价极低，甚至还有可能负电价。通过虚拟电厂的资源聚合功能，可以根据市场价格情况主动的调整发电曲线。”吴科俊说，“我们接下来要做的事情就是完善现有的虚拟电厂技术，形成标准化的产品，然后在不同的市场规则场景中运用这项技术，形成完整的商业模式。”
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