随着“3060”双碳目标的持续推进，可再生能源的开发得到前所未有的重视，新能源发电大规模布局，储能作为新型电力系统转型中的重要配置，在政策扶持、技术验证、商业模式等方面都日趋成熟。2021年7月15日，国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中首次明确了储能作为碳达峰、碳中和的关键支撑技术，明确了储能的发展目标与重点任务，结合20年多省地方政府及电网公司提出集中式“新能源+储能”配套发展政策，新型储能成为目前解决能源变革的重要手段，即将迈入高速增长期。

虚拟电厂作为新型储能商业模式之一，在破解清洁能源消纳难题、绿色能源转型方面发挥重要作用，能够提升能源服务，实现对分布式能源的负荷预测、响应分配、实时协调控制和储能安全健康充放电管理，参与电力交易市场和需求响应。

自七月以来，“虚拟电厂”领域开始受到广泛关注，在资本市场中，虚拟电厂已成为最热门的概念之一，部分相关概念股悄然大涨。而近期“高烧”不退的天气引起多地用电负荷连创新高，更是为“虚拟电厂”的热度添了一把火。据中金公司测算，我国虚拟电厂行业有望在2030年触达1320亿元的理论市场空间。虚拟电厂缘何大受追捧？各国为何都在抢占先机？虚拟电厂走红背后，是能源系统数字化转型浪潮来袭。

打开智慧能源新世界的钥匙事实上，虚拟电厂概念横空出世，并非空中楼阁，而是拥有坚实的发展基础。早在1997年，Shimon Awerbuch博士在其著作《虚拟公共设施:新兴产业的描述、技术及竞争力》便提出了“虚拟电厂”相关概念，我们可以把虚拟电厂（Virtual Power Plants,VPP）理解为一种分布式多类型能源资源聚合管理运行模式，通过先进的信息通信技术和监测控制技术，将海量分布式发电、需求侧和储能资源聚合并统一协调控制，从而作为一个特殊电厂参与电力市场和电网辅助服务并获取收益。

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在高科技的加持下，虚拟电厂的投入成本仅为火电厂的1/10~1/8，却能有效应对传统电力系统的诸多挑战：一方面可以灵活地削峰填谷，保障电网高效平稳运行；另一方面能够促进新能源消纳，减少“三弃”现象，降低电网投资成本，还可以为企业、居民等参与者带来补贴收入，实现多方共赢。

近年来，随着绿色低碳的可持续发展理念逐渐成为全球共识，计量、通信、智能调度决策算法以及信息安全防护技术的不断创新，以及分布式电源、储能、电动汽车的快速发展，虚拟电厂愈发展现出蓬勃活力，成为全球电力行业未来主要发展方向。

虚拟电厂概述

虚拟电厂通过对负荷侧/用电侧进行调节，省下的电量，可以参与电力现货市场交易，即：省的电量类似于发了这么多电量。通过计量的方式确定省的电量。虽然发电量没有变化，但是由于调节了负荷，效果类似于电厂。

巅峰能源举例：

如果电力需求不旺盛，电价低，可以通过储能充电等，把电量先存起来，同时提升可调负荷的整体负荷。

如果电力紧张，可以把储能，分布式新能源电作为交易的电源，同时把汇聚上来的可调负荷的负荷降低。

大部分收益给用能企业，约占收益90%。营运方收服务费和一部分差价，约占收益10%。

虚拟电厂在国内的发展

之前国外市场做的比较多，国外电力市场完全市场化。

目前主要模式

国内在2019年有真正意义上的落地，首先由华北电网公司以削峰填谷，辅助服务市场的参与方式，做了虚拟电厂试点。

截至目前，虚拟电厂主要参与的是：电网公司/电网调度提出的电力辅助服务市场，削峰填谷业务。

现在模式：建立一个平台，把各类可调负荷资源汇聚，根据电网削峰填谷的需求，进行线上填报，计划下发，执行反馈，类似于线上工单派单系统。电网给调度指令计划，需求响应调控计划，提前几天/几周把计划发下来。负荷集成商，虚拟电厂运营商，会把计划告诉客户，哪些时段把负荷停掉，把用电负荷降下来。

模式的转变

现货交易市场开放，虚拟电厂可调能力比火电厂调节能力更强，更快，更精准，虚拟电厂的优势凸显。在该背景下，虚拟电厂运营商的商业模式不只是参与辅助市场，还可以通过现货，市场化交易机制去盈利。

虚拟电厂运营商会和客户签约，客户授权，哪些设备可以作为可调负荷，在尖峰负荷时刻，可以对负荷进行多大程度的调节和控制，这样就可以通过开关对设备进行远程调节。或者通过平台给客户下发指令，让客户自己去现场控制。

虚拟电厂是将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷。

虚拟电厂其核心思想就是把各类分散可调电源、可控负荷、储能聚合起来，通过数字化的手段形成一个虚拟的电厂来做统一的管理和调度。所以，虚拟电厂本质上是一套软件平台系统，它聚合了现有的分布式资源，并通过协同控制，参与电力市场。

虚拟电厂原理：聚合分布式能源，削峰填谷、参与电力市场。

虚拟电厂可以看作需求侧响应的延伸版。需求侧响应主要是削峰，主要针对用户负荷；虚拟电厂则是削峰和填谷兼顾，部分具有储能特征，源、网、荷、储都包含在内。

近期动态

1.电力市场化开放程度提速，电力现货交易要全面实施。

2.7月初，山西省发布首个虚拟电厂规则和实施方案，提到：分布式，电源，储能，可调负荷资源构成的虚拟电厂，可以直接参与山西电力现货市场。

3.近日，南网5省实现省间电力现货和全面市场化。南网最高电价可以到1.5元，最低电价可以0元。

4.国网电力现货市场，2019年启动试点，最初8个省进行现货试点，今年新增5个省进行试点。今年下半年开始，估计第三批试点全面放开。

虚拟电厂结构主要设备：

1.协同管控/数字化管控平台

2.对可控负荷进行调控协调：终端采集设备

3.可控开关，对可调负荷进行远程调节

4.保证电网、负荷稳定运行：需要配套一些电力电子设备，储能装置等等。

虚拟电厂业务开展的核心

客户规模对于售电，电力现货市场交易规则的理解。负荷侧的客户资源，客户有一定规模，所做交易对市场的影响会更大，预测更准。

现货市场交易规则是确定的，都是按照交易规则做的模型。

模型的精准度，预测/报价策略的精准度，负荷预测技术，来自于数据的支撑，要做数据训练。客户规模越大，训练出来的模型更精准。

技术

负荷预测，交易策略制定，模型算法，人工智能，模型的训练等技术。

基于发电量，用电量，通过模型算法，比较准确的预测到下一阶段，全省范围内整体的负荷情况，这样交易才能更精准。

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电力现货市场开放程度 参与虚拟电厂的企业

第一类：国网，南网，能源集团

该类企业此前参与辅助服务市场的虚拟电厂，现逐步向电力现货交易的模式去转变。

第二类：软件服务，技术服务企业

1.能源结合互联网/数字化的企业。和电网公司，发电集团合作，合作过程中锻炼能力，打磨平台算法和模型，也会有客户资源的导入。这类企业未来也可通过虚拟电厂方式，参与到电力现货市场。

2.纯粹的互联网公司，阿里，腾讯，华为等都在布局虚拟电厂，做相应的技术能力提升，以及产品。

这类企业在软件开发，模型算法等方面，技术能力强，可以提供技术服务，或者直接参与交易。

第三类，最大的一类：售电公司

售电公司一方面可以进行中长期电力的批发零售，另一方面可以成为负荷集成商，构建自己的虚拟电厂，参与电力现货交易市场。

虚拟电厂盈利模式

原来的模式：削峰填谷，按照电网调度需求。

现在的模式：

不仅参与辅助服务市场，还参与现货市场。

参与现货市场盈利主要来自于现货交易的差价。

现货市场报价机制来自于电力供需关系，可以控制，协同集成上来的可调负荷，同时增配储能，分布式能源，形成集合体。

如果对区域内整体负荷的预测能力强，制定的报价策略更具有优势，差价就越大。具体的盈利情况，取决于电力现货交易的频次活跃度，区域范围内电力供需关系等等。

我国虚拟电厂方兴未艾

虚拟电厂出现在我国的时间并不长，近年来的发展可谓方兴未艾。随着国家3060双碳目标的提出，以新能源为主体的新型电力系统建设迫在眉睫，虚拟电厂凭借协调源、荷、储资源参与电力市场的属性，有望在其中发挥重要作用。在国家及地方政策的积极引导下，虚拟电厂正迎来历史性发展机遇，多家券商近期纷纷发布研报表示，虚拟电厂正处于豹变前夜。

“广东、浙江、江苏等地或成为我国虚拟电厂发展最快的地区，”东北证券分析研报称，“一方面，这些省份具有用电需求大、缺电风险高的特点，发展虚拟电厂迫切性较高；另一方面，这些地区可控负荷较多，具备参与需求侧响应的条件。”而上述提到的这些省份，早在去年此时就已经落地了多个虚拟电厂示范项目，成为国内开拓能源互联之路上的“排头兵”。

2021年6月21日，全国首个县域虚拟电厂——浙江嘉兴平湖虚拟电厂首次投入实战应用，该项目聚合了园区、光伏、热电联产自备电厂、储能电站、5G基站等6大类18小类源储荷资源，实现可调资源街道全覆盖、类型全覆盖，形成可提供日前、日内、实时合计可调负荷200兆瓦以上的资源池。

仅三天之隔，全国首个“低碳数字能源互联平台”便在江苏常州正式上线，该平台能够实时监测电能生产的碳排放情况，调动电网中的新能源发电站、充电站、储能设备、可调负荷等资源，促进绿色能源优先消纳，实现节能降碳。

同年八月，宁波虚拟电厂参加浙江省首次组织的辅助服务市场交易并成功中标，标志着宁波虚拟电厂正式启动了电力辅助服务市场交易进程。

以上这些成功案例的背后，是同一家低调的虚拟电厂运营商——浙达能源。依托浙江大学核心团队，浙达能源从2017年起便专注研发虚拟电厂技术，拥有VPP相关专利技术数十余项，是国内首个实现虚拟电厂全链路贯通运营的运营商。鲜为人知的是，浙达能源虚拟电厂（ZD·POWER VPP）如今已在长三角地区遍地开花，在浙江、江苏全省多个地市区落地建设并运行了多个虚拟电厂。

“虚拟电厂能够有效提升电网安全保障水平、推动能源绿色低碳转型，无论是对新型电力系统的建设，还是我们整个社会的可持续发展，都具有重要意义。同时还能帮助广大工商业用户节能降碳、挖掘用能灵活空间、提升能效、管理好自己的用能。”巅峰能源“可以预见，虚拟电厂参与电力市场将成为未来的新趋势。从市场化角度来说，在国家低碳转型、大量清洁能源接入电网的情况下，灵活可调能力将成为一种稀缺资源，谁具备这样的灵活可调能力，谁就能在未来的市场中占据一席之地。”

在全球能源结构转型的浪潮中，虚拟电厂真正实现了聚沙成塔、以柔克刚，有望成为打开智慧能源新世界大门的关键钥匙。在全球范围内，当前虚拟电厂发展的技术障碍已基本破除，如何更好地实现商业化则是更为复杂的命题，这需要政府、电网、企业、居民等的共同努力，积极探索统筹兼顾各方利益的市场机制，打造清洁低碳、安全可靠、智能开放的能源互联网——相信这股浪潮会引领我们走向更美好的未来。

当前，国内可再生能源发展迅猛，社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的影响，导致部分区域电力供需紧张。电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。

虚拟电厂作为提升电力系统调节能力的重要手段之一，对缓解电力紧张将发挥重要作用，市场前景广阔。为此，笔者深入调研了国内外虚拟电厂发展现状，深刻剖析对比国内外典型案例，预测研判我国虚拟电厂发展前景，提出虚拟电厂发展的相关建议，以期为行业管理者及投资者提供参考和启发。

国内外虚拟电厂发展现状

虚拟电厂可以理解为将不同空间的可调节（可中断）负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷；既可快速响应指令配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。当前国外虚拟电厂已实现商业化，国内还处于初期发展阶段，以研究示范为主。

国外虚拟电厂发展现状

虚拟电厂（VPP）理论和实践在发达国家已经成熟且各有侧重。其中，美国以可控负荷的需求响应为主，参与系统削峰填谷；日本侧重于用户侧储能和分布式电源，以参与需求响应为主；欧洲以分布式电源的聚合为主，参与电力市场交易。

德国的虚拟电厂已经完全实现商业化。德国虚拟电厂运营商的一项主要业务是在批发市场销售100kW以上中型可再生能源电厂生产的电量，在日前市场优化其售电，使这些电厂成为虚拟电厂资源。此外，虚拟电厂还有利于如生物质发电和水电这些灵活性较高的机组从日间市场和平衡市场中获利。除可再生能源电厂外，燃气热电联产、电池储能、应急发电机和需求响应等都可作为虚拟电厂资源。

德国虚拟电厂的主要应用场景为通过电力市场的灵活电价，引导电厂管辖内系统优化发用电成本，优化交易收益。在德国，与虚拟电厂配套的上中下游产品已经逐渐完备，虚拟电厂除直接参与电力市场进行交易之外，溢价部分与客户分成，还参与电网系统辅助服务（二次、三次调频）来收取服务佣金，同时针对不同用户都有相应的售电套餐。根据运营商不同，德国的虚拟电厂大致可分为三种类型：独立虚拟电厂运营商、大型电力公司（跨国、地区和市级企业）以及新型市场参与者。

我国虚拟电厂目前仍处于起步阶段。而根据《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》，2019年起，我国陆续有虚拟电厂示范项目落地。

2021年以来，我国出台大量虚拟电厂支持发展政策，部分省市也出台了明确的落地方案或补贴标准。例如，2021年7月，广州市出台《广州市虚拟电厂实施细则》，明确了虚拟电厂参与电网调节的补贴标准，从辅助服务市场角度加速了虚拟电厂的市场认知。而在2022年6月，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，明确虚拟电厂的类型、入市流程、技术规范等要求，成为首份省级虚拟电厂实施方案。

随着虚拟电厂政策支持力度的加大，电力信息化相关标的将随虚拟电厂发展广泛受益。从政策环境来看，近年来诸多省份在政府引导下，由两大电网开展系列示范项目，并以参与需求侧响应为主要运营和盈利模式，持续推进虚拟电厂发展。各地已普遍出台辅助服务市场政策，引导虚拟电厂参与系统调峰调频，在此背景下，各示范项目积极主动探索市场化运营、创新可行商业模式，有望带动国内虚拟电厂快速可持续发展。

国内虚拟电厂发展现状

目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。在我国，主要以需求响应为主流，而虚拟电厂可以理解为需求响应的升级版。虚拟电厂的侧重点在于增加供给，会产生逆向潮流现象，而需求响应侧重点强调削减负荷，不会发生逆向潮流现象。依据外围条件的不同，虚拟电厂的发展可分为三个阶段，分别为邀约型、市场型以及跨空间自主调度型虚拟电厂。当前，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段，呈现以下几个特点：

一是虚拟电厂政策还有待完善，亟待出台国家和省级层面专项政策。

目前，国家层面还没有出台专项的虚拟电厂政策，省级层面仅有上海、广东、山西分别出台了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作的批复》（2020.9.16）、《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》（2021.6.30）和《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》（2022.6.23）。

与虚拟电厂相关的政策主要涉及需求响应、辅助服务等。为调动用户侧资源响应电力系统积极性，在2013年需求侧试点基础上，上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了需求响应新政策，资金补偿来源于尖峰电价、新能源交易等富余资金。

同时，辅助服务政策各省也正在陆续出台，目前江苏、湖北、辽宁、湖南、河南、安徽、福建、贵州、江西等省区，以及东北、华东等五大区域出台或对电力辅助服务政策进行了修订。与此同步，华北、华中、浙江、江苏等地能源主管部门开放了虚拟电厂等第三方主体和用户资源参与调峰辅助服务身份。

二是虚拟电厂总体处于试点示范阶段，且省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台。

虚拟电厂目前开展虚拟电厂试点的省份最具特色的是上海、冀北、广东、山东等。江苏主要参与需求响应市场而非严格意义上的虚拟电厂，上海主要以聚合商业楼宇空调资源为主开展虚拟电厂试点，冀北主要参与华北辅助服务市场为主，广东主要以点对点的项目测试为主，山东试点项目目标是开展现货、备用和辅助服务市场三个品种交易、完成现货和需求响应两个机制衔接及建设一个虚拟电厂运营平台。

开展虚拟电厂市场主体主要有冀北电力公司、上海供电公司、合肥供电公司、国网综合能源服务集团有限公司、南方电网公司、国电投公司等。目前，省级层面还缺乏统一的虚拟电厂平台。已建的虚拟电厂平台参差不齐，没有统一的标准和接口，主要是分散的不同市场主体自建虚拟电厂为主，但并没有统一接入到统一的省级/市级/区域级虚拟电厂平台上，实现与大电网的互动控制。

三是大部分虚拟电厂试点实现了初步的用户用能监测，鲜有项目实现虚拟电厂的优化调度及对分布式能源的闭环控制。

虚拟电厂技术主要包括计量技术、通信技术、智能调度决策技术、信息安全防护技术。在虚拟电厂控制各种分布式能源发电设备、储能系统以及可控负荷的过程中，对其协调控制是关键和难点，但目前该功能还有待完善。

从聚合的资源来看，主要以负荷侧可调资源为主，尤其是工业负荷、商业楼宇空调负荷、蓄热式电采暖为主，外加一些充电桩和储能车等资源，而对于容量大、资源多而广的分布式光伏等可再生能源不可控，且精准预测能力不足。

四是虚拟电厂商业模式仍不清晰，均处于探索阶段。当前虚拟电厂商业模式尚不清晰，更多的是通过价格补偿或政策引导来参与市场。

江苏主要参与需求响应，进行削峰填谷，在实践规模、次数、品种等方面均位居国内前列；上海主要参与需求响应、备用和调峰三个交易品种，是国内参与负荷类型最多、填谷负荷比例最高、参与客户最多的；冀北主要参与调峰为主的辅助服务市场，以促进消纳风电、光伏等可再生能源的填谷服务为主，是少有的完全市场化运营模式；广东主要参与需求响应市场，尽管其调频辅助市场已经运行，但由于技术难题尚未解决，用户侧资源仍未纳入到调频辅助服务中；山东试点主要参与现货能量、备用和辅助服务市场交易，完成报价保量参与日前现货、需求侧管理机制的衔接，逐步从政策补贴向市场化过渡。

虚拟电厂商业模式

商业模式一：电网体系内软件系统平台建设

以软件为基础在电网体系内搭建虚拟电厂云平台，链接电力系统，通过物联网技术和分布式能源控制技术，链接用电侧消费端（居民、工商业）、储能设备、发电侧可再生能源等。

商业模式二：填谷削峰电费补贴运营分成

运营分成市场测算方式：以2021年2月《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》为例①响应电量目标：目标是引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，逐步形成约占我市统调最高负荷3%左右的需求响应能力。②响应补贴：电力用户、负荷聚合商应可申请参与需求响应，需求响应分为邀约、实时两种类型，补贴费用=有效响应电量×补贴标准×响应系数，削峰补贴最高5元/度，填谷补贴最高2元/度。

商业模式三：市场化闭环，作为大电网的外部补充

未来虚拟电厂或形成链接发电和用电的市场化闭环，成为大电网体系外在电力市场中的重要参与方。虚拟电厂通过虚拟聚合、参与市场报价、市场出清、下达市场指令、虚拟电厂跟随、参与市场结算等流程参与电力市场。未来若结合配电网、微电网、分布式光伏的市场化体系发电，有望形成大电网体系外的“配电”+“售电”市场化闭环。

虚拟电厂竞争环境

虚拟电厂作为资本、资源和技术高度密集型行业，具有一定进入壁垒，但由于行业发展潜力大，吸引了众多领域企业入局，企业类型多样，但市场集中度不高，竞争还是较为激烈的。

下面我们主要从中游资源聚合商角度分析虚拟电厂产业链相关企业。

1.电网领域信息化板块企业

依托在电力、通信领域经验技术和电网公司丰富的信息通信资源，具有开展虚拟电厂业务的先天优势，成为当前示范项目主力，如国网信通、国电南瑞、远光软件等。

2.智慧能源和IT领域方案提供商

主要依托能源领域系统开发、控制计量、数字化转型等技术储备实现虚拟电厂系统优化，通过与能源领域企业合作实现资源整合与业务拓展，如恒实科技、国能日新、华为、易事特、金智科技、科陆电子等。

3.新能源、新型储能等领域企业：开展虚拟电厂技术研发和布局，如中国天楹、电享科技等。

对于虚拟电厂参与者，在行业发展初期的核心在于客户资源的开发，在行业成熟期在于运营实力的打造。在虚拟电厂发展初期，用户侧与发电侧资源参与意愿均不强，且商业模式不够清晰，因此虚拟电厂参与者的核心在于“做大”，核心竞争要素在于客户资源的开发；而随着市场的成熟，虚拟电厂开始与电力市场实现对接，运营商的竞争力将逐步由资源开发向运营实力切换。

巅峰能源之对比分析

从国内外虚拟电厂对比看，市场发展方面有较大差别，总结如下：

在聚合资源类型上，国外聚合的资源类型丰富，包括源侧、荷侧及储能等各类资源，尤其欧洲以分布式可再生能源为主（如Next Kraftwerke聚合的分布式可再生占97%），负荷侧资源类型占比较小。国内则相反，仍旧以负荷侧资源调节为主。未能发挥国内丰富的可再生能源资源优势，从而难以实现虚拟电厂的规模效益。

在政策及市场成熟度上，国外的辅助服务市场和电力现货市场较国内市场机制更加完善，尤其是电力现货市场交易市场更加成熟。而国内这两类市场政策尚不完善，市场尚不成熟，大部分以试点省份的方式在推进。

在技术成熟度上，国外虚拟电厂的核心技术更加成熟，尤其是其协调控制技术，可实现对各种可再生能源及负荷的灵活控制，对分布式可再生能源可控。拥有虚拟电厂相关的一切技术，从数据采集、电力交易、电力销售到用户结算，同时也可以为其他能源运营商提供虚拟电厂的运营服务和解决方案。而国内虚拟电厂，对发电侧分布式可再生能源尚不可控，且协调控制策略有待完善。

在商业模式上，国外的虚拟电厂已实现商业化，主要通过以下方式获取收益：一是通过提供电力市场交易获得利润分成；二是主要通过参与调峰调频市场获取收益；三是通过配置储能装置获得辅助服务收益。而目前国内虚拟电厂商业模式尚不清晰，以参与相对成熟的需求响应市场及以虚拟电厂方式提供节能、用电监控等增值服务为主，参与辅助服务市场为辅，参与电力现货仍在尝试探索中。

虚拟电厂市场需求及发展前景

随着技术进步、政策完善，市场将逐步成熟，未来虚拟电厂的参与主体将更多元，运营规则日趋完善，政策支持更有力，经济收益更合理，市场竞争力更强，市场潜力巨大。

市场需求分析

随着可再生能源大规模接入，电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。预计“十四五”期间电网负荷最大日峰谷差率将达到36%，“十五五”期间将达到40%，电网调峰压力持续增加。电力系统时段性、灵活性调节能力不足现象进一步加剧，需要多措并举提升系统调节能力，保障供需平衡。截至2021年底，全国最大负荷约12亿千瓦，按照5%的可调节能力测算约为6000万千瓦可调负荷能力，全国各省最大负荷及响应能力，如下图所示。

用户侧可调节负荷资源类型丰富、潜力巨大。可调节负荷资源主要包括楼宇用户、工业用户、居民用户、电动汽车、储能等新兴负荷。工业用户中水泥、钢铁、电解铝、陶瓷、玻璃等行业可调节潜力较大，其中水泥行业调节比例达30%；楼宇用户调节比例为30%-40%；居民用户调节比例为50%；新兴负荷用户中电动汽车调节比例为40%，储能设备调节比例为100%。

虚拟电厂市场前景预测

预计未来终端电气化将快速提升，用电量和最大负荷将呈现双极增长。据权威机构预计2025年、2030年全社会用电量达9.2、10.3万亿千瓦时，而最大负荷将达到15.7、17.7亿千瓦，最大负荷增速高于用电量增速。

从可调负荷需求看，按照在全国构建不少于最大负荷5%的可调节负荷资源库，预计到2025年，需构建可调负荷资源库约7850万千瓦。到2030年底，由于可再生能源占比提高，需构建的可调负荷资源响应能力提高，按6%计算届时资源库容量约为10620万千瓦。考虑项目可行性，虚拟电厂可构建的可调资源潜力按照响应能力需求容量、投资成本按1000元/千瓦计算，预计2025年、2030年，虚拟电厂投资规模分别至少约为785亿元、1062亿元。

虚拟电厂发展建议

为有效缓解电力系统供需紧张、尽早实现“双碳”目标，应对高比例可再生能源接入，构建新形势下的新型电力系统，激活虚拟电厂市场潜力，提高电力负荷调节能力，建议从顶层设计、虚拟电厂平台、技术研发、激励政策及市场化交易机制等方面不断完善，为虚拟电厂发展奠定良好基础。

尽快启动虚拟电厂顶层设计

尽快出台国家层面的虚拟电厂指导性文件，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，明确能源主管部门牵头建设虚拟电厂，积极培育“聚合商”市场主体等。同时，积极推进省级层面虚拟电厂专项政策出台，为市场主体开展虚拟电厂业务提供政策依据。虚拟电厂参与电力市场，作为市场主体的认定、准入、交易、结算规则均有待完善。

具备条件的省份积极建立统一的省级虚拟电厂平台

考虑电网安全问题，亟需建设统一的虚拟电厂接入平台，使得各类社会资本投资的虚拟电厂平台能按照统一的技术规范标准接入统一的平台，实现与电网的双向互动，实现省内资源最优配置。如江苏并未明确提及，而山西最新出台的虚拟电厂政策明确了这一点，“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，均应满足《虚拟电厂并网运行技术规范》”。

加快推进协调控制技术及分布式能源可控技术研发

在“双碳”背景下，预计到2030年，我国新能源装机占比将达到50%。高比例可再生能源的接入加大了对电网的冲击。虚拟电厂作为促进可再生能源消纳的手段之一，要提高分布式电源并网友好智能互动性，实现对分布式能源可控可测技术的突破。将大量的分布式电源聚合成虚拟电厂，实现分布式电源、储能、负荷及热电联产等的智能管理，实现规模化效益，提高电力系统的经济性、可控性和安全性。

在技术突破的基础上重点聚合光伏电源和储能设备

分布式新能源出力的不确定性，同时叠加集中式新能源电站影响，将导致局部地区日间负荷低谷时段调峰难度加大。建议在技术突破基础上，虚拟电厂今后重点从“荷侧”逐步过渡到聚合“源侧”资源上，充分发挥中国分布式可再生能源大规模装机优势，通过虚拟电厂聚合大量光伏和储能设备，促进清洁能源消纳，实现规模效益，降低用电及基础设施投资成本，提高电网稳定性。

加快完善激励政策和市场化交易机制

丰富虚拟电厂激励资金，来源可包括尖峰电价中的增收资金、超发电量结余资金、现货市场电力平衡资金、跨省可再生能源电力现货交易购电差价盈余等。加快完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场的衔接机制。全面深化电力辅助服务市场，完善跨省跨区辅助服务交易机制，推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。此外，作为虚拟电厂运营主体，未来在电力现货市场下，电价波动将增大收益的不确定性，需重新构建收益测算模型及价格响应优化策略。

虚拟电厂的发展阶段按照发展规律，虚拟电厂可分为三个发展阶段。

邀约型阶段

第一阶段是邀约型阶段，通过政府部门或电力调度机构发出邀约信号，由虚拟电厂（聚合商）组织资源（以可控负荷为主）进行响应。

当前我国以广东、江苏、上海等省市为代表的试点项目就是以邀约型为主，业务上称之为需求响应，目前电享科技已深度参与到上海的需求响应工作。

市场化阶段

第二阶段是市场化阶段，此时电能现货市场、辅助服务市场和容量市场已建设成熟，虚拟电厂聚合商能够基于自身商业模式参与这些市场获得收益。如欧洲的Next-Kraftwerke和澳大利亚AGL，Tesla和Sonnen，目前国内企业PowerShare也在澳大利亚开展相关探索。

跨空间自主调度型阶段

第三阶段是跨空间自主调度型阶段，随着可聚合的资源种类越来越多、数量越来越大、空间越来越广，虚拟电厂已成长为“虚拟综合电力系统”，既包含广散各地的分布式能源、储能系统和可控负荷等基础资源，也囊括由这些基础资源进一步组合而成的微网、局域能源互联网等。可以灵活制定运行策略，或参与能够跨区域的电力市场交易获得利润分成，或参与电力辅助（如需求响应、二次调频等）获取补偿收益，并可使内部的能效管理更具操作性，实现发用电方案的持续优化。我们看到Tesla在美国德州更加积极主动的开展该阶段的探索。

虚拟电厂发展现状。其实，虚拟电厂并不是刚出的新鲜事物。上世纪九十年代以来，虚拟电厂便受到北美、欧洲多个国家的广泛关注。欧洲各国侧重分布式电源+储能，主要考虑实现分布式发电的可靠并网、智能互动和参与电力市场，打造持续稳定发展的商业模式；北美地区则基于需求响应发展演化，兼顾可再生能源的利用，希望通过自主需求响应和能效管理来提高综合能源的利用效率，因此可控负荷占主体。

秉承“兼容并包、博采众长”的优良传统，我国同时吸收两种技术和模式，两手都抓。这一定程度上也是我们的后发优势。

深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统是实现双碳目标的重要任务。新型电力系统强调以新能源为主体，提升光伏、风电等清洁能源的消纳，能源转型催生储能需求和更加数字化、智能化的电力系统。

虚拟电厂作为协调分布式资源参与电力交易市场和需求响应的能源数字化平台，在产业政策和市场需求不断加码的现期，将迎来快速发展。