文 | 沈浪 

　　在人类步入电气时代的100多年间，电力一直遵循即发即用的原则，即发多少、供多少、用多少，三者保持“瞬时平衡”。这种模式在21世纪遭遇前所未有的挑战，随着新能源发电占比逐年提高，终端电气化水平提升与新型负荷不断涌现，多种因素叠加导致三大难题：电力系统面临低谷时段消纳难、尖峰时段保供难、波动时段调节难。 

　　近期，我国多地持续出现高温天气，电力需求快速增长。6月下旬，国家能源局发布2024年5月全社会用电量数据，单月全社会用电量同比增长7.2%。1～5月全社会累计用电量同比增长8.6%。“迎峰度夏”更进一步带来电力需求的上升，该如何解决电力供应的“世纪难题”？ 

　　“不发电”的电厂迎来新机遇 

　　1997年，美国经济学家希蒙·阿韦布奇（Shimon Awerbuch）和阿利斯泰尔·普雷斯顿（Alistair Preston）在合著的《虚拟公共设施：新兴产业的核算、技术和竞争》中提出了“虚拟电厂”的概念。他们认为，通过数字化手段将各类分散可调电源、可控负荷、储能聚合起来，形成一个虚拟的电厂，进行统一的管理和调度，可以突破传统上物理电厂之间、发电和用电侧之间以及地域间的界限，从而达到发电、调峰、调频等目的。 

　　三年后，德国、荷兰、西班牙等国的11家公司宣布共同启动全球首个虚拟电厂项目VFCPP，搭建了由31个分散且独立的居民燃料电池热电联产系统构成的虚拟电厂。 

　　与传统意义上的实体电厂不同，虚拟电厂本身并没有新增发电资源，而是一种特殊的电源管理方式，对内表现为聚合协调和优化控制相对分散的电源、荷载和储能等，包括太阳能光伏、风力发电、储能系统、电动汽车充电桩以及智能家电等，局部实现“源网荷储一体化”。对外则表现为可控电源，可以根据市场需求变化进行碳市场、电力市场交易，既能作为“正电厂”向系统供电，也能作为“负电厂”消纳系统的电力。 

　　虚拟电厂在我国出现较晚，2019年年底，国网冀北电力建成投运我国首个市场化运营的虚拟电厂示范工程。 

　　近年来，我国虚拟电厂的发展呈加速态势。2023年2月，山西建成首批由9家售电主体申报的15家虚拟电厂，共聚合容量184.74万千瓦，可调节容量为39.2万千瓦。7月，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现调频、直控等快速响应。同年8月，海南省虚拟电厂管理中心在海口成立首批虚拟电厂。几乎与此同时，西部首座虚拟电厂、成都高新西区虚拟电厂投入运行。杭州举办第19届亚运会和第4届亚残运会期间，通过虚拟电厂汇聚亚运场馆的空调、充电桩、5G基站等可调资源，将来自青海、甘肃、新疆等地的绿色电源送入比赛场馆，累计消纳省外绿电约6.2亿千瓦时，相当于减少约7.6万吨标准煤的排放。 

　　今年1月，国网山西省电力公司投产了国内首个以“电动汽车+可调工业负荷”为特色的虚拟电厂，参与现货交易。4月2日，作为我国唯一的重卡电动化示范试点城市，河北唐山建成国内首个接入电动重卡的虚拟电厂。5月，四川宜宾虚拟电厂进入试运行阶段，该项目已接入宜宾市工业企业、商业综合体、公共机构、充电桩等多类场景共50多家重点用户。6月28日，成都市虚拟电厂管理平台完成全业务流程演练暨上线运营活动。 

　　除了密集上马相关项目，中国企业在国际舞台上亦很活跃。2018年9月，由国家电网公司主导发起的两项虚拟电厂标准获得国际电工委员会（IEC）批准立项，成为全球这一领域首批国际标准，填补了行业空白。 

　　政策支持需求迫切 

　　我国虚拟电厂能够实现跨越式发展，政策支持不可或缺。 

　　2021年2月，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确提出依托“云大物移智链”等技术，加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。同年10月，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》提出，要大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。2022年1月出台的《“十四五”现代能源体系规划》进一步提出,开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。 

　　今年5月底，国务院发布的《2024—2025年节能降碳行动方案》提出，积极发展抽水蓄能、新型储能。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。这些文件在顶层设计上为我国虚拟电厂绘出了一张路线图。 

　　从能源转型角度看，国内对于虚拟电厂的需求急迫。截至今年第一季度末，我国可再生能源发电装机容量达15.85亿千瓦，超过电力总装机容量的50%。硬币的另一面是，新能源发电要依赖光照强度、风力强度等自然资源，供给侧随机性日益凸显，这为虚拟电厂创造了生存土壤。一项研究表明，借助火电厂实现电力系统削峰填谷，满足国家电网经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而利用虚拟电厂，建设、运营、激励等投资仅需500亿～600亿元。 

　　2021年以来，各省相继公布需求侧响应的补贴政策，现行补贴方法以电量或电力作为计量单位，补贴强度为2～5元/千瓦时。目前，我国虚拟电厂可参与的交易类型包括调峰辅助服务、需求侧响应等，未来会扩大到电力现货、中长期交易、调频/调压辅助服务、金融衍生品等，这意味着投资者既能通过参与各类电力交易获取持续性的收益，又有机会通过贡献调节能力盈利，而各类用电用户通过与其他用户聚合则可以降低综合用能成本。 

　　7月1日，国家发展改革委印发的《电力市场运行基本规则》正式实施,该文件明确提出电力市场成员中的新型经营主体包含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。虚拟电厂迎来腾飞时机。 

　　按照中国化学与物理电源行业协会的预测，到2025年和2030年，我国虚拟电厂累计装机总容量将分别达到39吉瓦和55吉瓦；到2025年，虚拟电厂的投资规模有望突破300亿元大关，该数字到2030年将进一步提升至425亿元。 

　　随着电力现货市场在全国范围逐步推广、新能源加速参与现货交易，电能量市场、辅助服务市场、容量市场若能在 2030 年前后形成，虚拟电厂盈利模式空间将有望打开。东北证券测算，未来国内虚拟电厂市场的年收益能达到870亿元，而华西证券更加乐观，该机构认为，虚拟电厂的运营规模2025年可达968亿元，2030年将超过4500亿元。 

　　千亿元“蛋糕”如何切分 

　　金融界素来是推动一个行业发展的活跃力量，在虚拟电厂领域同样不例外。目前，发电集团、电网企业和部分第三方民营企业均有布局虚拟电厂业务，资本市场的虚拟电厂板块更是受到高度关注。 

　　虚拟电厂产业链大致可分为上游电力/资源、中游系统化平台、下游需求方/响应方。其中，上游电力/资源包括以风电光伏、水力等“看天吃饭”为代表的发电机组，以工业园区、商业楼宇、居民为代表的负荷，以新式储能、新能源车、充电桩为代表的储能；中游系统化平台主要是指依靠物联网、云、大数据等数字化技术搭建并向下游输出的虚拟电厂；下游需求方/响应方主要是担任运营角色的电力资源聚合商（售电公司为主）、终端用户。 

　　国金证券则将虚拟电厂产业链分为软件平台、硬件与运营/聚合三大类，其中，软件平台承担本地控制、分布式资源聚合、价值预测和优化、市场交互等功能，负责系统控制策略的制定以及与调度、交易系统的信息交互，该环节系虚拟电厂的“大脑”；硬件包括终端采集设备、负荷控制终端、网关和通信等。与此相对应，参与虚拟电厂业务的主导方也分成三类：一是软件提供商，提供可供用户操作的虚拟电厂软件平台；二是设备资源驱动型参与者，拥有分布式光伏、储能、充电桩等分布式能源设备资源；三是独立运营商/电力营销商，专注于市场运营业务。 

　　在一系列利好的刺激下，国内资本市场虚拟电厂概念最近表现活跃。据南方财富网产业链数据统计，目前A股上市公司中与虚拟电厂相关的企业数量为84家，2023年总体营业收入约为17820.7亿元，同比增加12.39%。 

　　虚拟电厂搭建方主要负责系统化输出虚拟电厂平台搭建所需的技术服务解决方案，国内代表搭建方多为在智能配用电、出力预测等领域有所积淀的企业，例如国电南瑞、东方电子、国能日新等，2025年建设端市场规模有望超过400亿元。虚拟电厂运营端的收益模式主要通过参与各类电力市场交易实现，目前收入来源以需求侧响应补贴为主，未来盈利渠道会逐步多元化。从我国虚拟电厂当期可参与的交易品种看，需求侧响应具有较高的市场价值，仅此一项，2030市场空间将达到85亿～142亿元。 

　　光大证券分析称，全国统一电力市场和电力现货市场建设的不断推进将带动电力市场交易总量与市场主体数量的增加，对电力系统综合调节能力的要求将随之提升，辅助服务的需求也会井喷。