在“双碳”目标下，虚拟电厂对提升电力系统灵活性具有重要意义。 华西证券数据显示，预计2025年国内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。
虚拟电厂（VPP，virtual power plant）是指利用物联网和先进通信技术，聚合分布式电源、储能系统、可控负荷等各类资源形成的电源协调管理系统。 其实，早在1997年，Shimon Awerbuch博士的《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》著作中就出现了虚拟电厂的概念。到2007年前后，国际上对于虚拟电厂开始有了系统性的论述，2012年后，相关的研究报道逐渐增多。
图：虚拟电厂示意图（来源：Next Kraftwerke官网） 目前，虚拟电厂虽然还没有统一的定义，但普遍认为虚拟电厂是将分布式发电机组（Distributed Generation，DG）、可控负荷（Dispatchable Load，DL）和分布式储能设施（Distributed Energy Storage，DES）有机结合，通过配套的调控技术、通信技术实现对各类分布式能源资源进行整合调控的载体。其核心是用于调控DG、DL、和DES能量流的集控平台。 与一般的电厂相比，虚拟电厂不是一个肉眼可见的电厂，而是通过技术搭建起来的一套能源管理系统，由于这套能源管理系统的特性、可控性方面类似一个电厂，故称之为虚拟电厂。 虚拟电厂将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合，参与电网调度，实现削峰填谷、协调分布式单元，促进新能源消纳和有效利用。 一句话解释就是： 虚拟电厂不生产电，只是电的搬运工。 例如，在用电高峰时，虚拟电厂可实现大批商场负荷与电网的互动，通过将商场室内温度提升1至2摄氏度，在顾客几乎无觉察的情况下，大幅降低商场空调负荷，缓解电网用电压力。 国网能源研究院副院长蒋莉萍对媒体表示，虚拟电厂能够把电力系统中的分散资源“聚沙成塔”，将是未来参与构建新型电力系统的一种有效形式。 从产业链看， 虚拟电厂由 上游的电力供应、中游的电力管理 和 下游电力应用 组成。 上游的电力 供应主要包括 可控负荷、分布式电源、储能设备 ：
可控负荷应用较好的例子有建筑空调和电动交通，以建筑空调为例，如果通过虚拟电厂将这些大楼的空调用电优化，那么每日节省的电就可能达到数百千瓦时，同时优化几百个大楼，节省用电可以比肩一个中小型的火电站； 分布式电力资源常见有小型光伏和小型风电； 储能设备，是指将能源储起来，以供需要时使用的设备。 欧洲虚拟电厂的上游主要为分布式电源和储能设备；美国的虚拟电厂的上游主要为可控负荷。
虚拟电厂的中游 主要是 物联网、大数据 等技术，整合各方面的数据形成决策，实现对电力供应的协调和管理。
虚拟电厂的下游 包括电网公司、能源零售商等参与电力市场化交易的主体，这些公司借助虚拟电厂实现电力交易和调峰调频，获得收益。
2012-2021年这十年间，风电和太阳能发电量合计由1066亿千瓦时增加至9826亿千瓦时，翻了9倍；合计份额由2.14%增加至11.73%，翻了5倍。 以光伏和风力为代表的新能源发电，严重依赖于光照强度、风力强度等自然资源特性指标，具有显著的间歇性和强随机波动性，若将单一形式的多台新能源发电机组规模化地接入大电网，将产生较严重的系统稳定性问题，制约新能源电力大规模开发利用。 虚拟电厂的优势，就在此时体现出来。研究证明， 相比于传统电力系统，虚拟电厂更能满足新能源消纳需求。 此外，相对于传统电厂，国家电力调度控制中心对虚拟电厂的功能定位是，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。 这意味着虚拟电厂不仅能为大规模新能源电力的接入提供技术支持，还能抑制尖峰负荷对电网的冲击。 2012-2021年这十年里，中国用电结构中，第三产业用电和城乡居民生活用电两者的比重不断增加，两者用电量合计由2012年的1.19万亿千瓦时上升至2021年的2.59万亿千瓦时；合计比重由2012年的24%上升至2021年的31.25%。 第三产业和城乡居民生活的用电模式时段性较强，使电网用电峰值负荷连创新高，电力供需“平时充裕、尖峰紧张”。 虚拟电厂的优势在于，可以借助大数据、AI等智能化工具，更自动化、高效地削峰填谷。 并且，成本也更低。 根据国家电网测算，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，而通过虚拟电厂仅需500至600亿元。 2000年，欧洲5个国家的11家公司就联合推出了虚拟电厂项目VFCPP。 截至2020年底，英国虚拟电厂项目数量已超过32个，总容量达到616万千瓦； 法国虚拟电厂项目主要由法国电力公司开发实施，项目数量累计超17个，总容量超150万千瓦； 德国虚拟电厂项目已基本实现商业化，项目参与方主要为独立运营商、售电公司，其中规模最大的运营商Next Kraftwerke是欧洲最大的虚拟电厂运营商之一。 目前，虚拟电厂主要有两种商业模式， 一种 是通过参与电力交易来获取收益； 另一种 是通过提供辅助服务来获取收益。 第一种商业模式在欧洲较为普遍，该模式收入来源主要有两种：
1）为发电企业提供技术支持，降低成本，根据节省的成本收取一定比例费用； 2）帮助发电单位接入电网，完成电力交易后，从交易中抽成。 最具代表性的是德国的Next Kraftwerke。 截至2018年，Next Kraftwerke管理了超过6854个客户资产，包括生物质发电装置、水电站、风能和太阳能光伏电站等。 Next Kraftwerke管理容量超5987MW，但客户平均仅0.87MW，普遍规模偏小且零散，如果不是Next Kraftwerke在背后发挥“聚沙成塔”的作用，将面临交易难度大、成本高等难题。 资料显示，Next Kraftwerke业务主要分为三块：
一是帮助新能源发电企业实时监测发电情况，节省不必要的成本； 二是向电网侧提供短期柔性储能服务，并向其收取费用； 三是根据电网状况调整用电侧的需求，收取辅助费用。 Next Kraftwerke提供的服务 图源：开源证券 过去几年，在美国政府的大力扶持下，美国光伏发电快速发展。 巨大的光伏装机容量，使用户在满足需求之余还可以在必要时输入电网进行售电，这个过程中，虚拟电厂就成了一个必不可少的关键角色。 特斯拉在电动汽车业务取得突破后，开始进军储能项目开发、光伏和储能设备制造、光伏发电运营等领域，并发展虚拟电厂智能平台Autobidder，实现了在交易端与公用电网的连接。 Autobidder可以在车辆、电池、光伏设备等特斯拉生态系统、甚至电网中自动调度能源电力，以实现高效的资源分配和最大的商业效益。 2022年，特斯拉与加州公用事业公司合作开展了名为“紧急负荷削减计划”的虚拟电厂项目，用户可以自愿通过特斯拉的应用程序注册加入该项目。 在电网面临需求压力时，项目参与者可按每千瓦时2美元的价格向电网供电，当地每千瓦时电价仅25美分。 除了能为用户获得收益，这个项目也能为公用事业单位解决问题。 在过去电网面临压力时，公用事业单位不得不以更高的价格向其他电厂购入电力，有时甚至还会因为购不到电而导致断电。 当然，在这个用户和公用事业单位各取所需的过程中，特斯拉也获得了服务费用。 与欧美相比，中国的虚拟电厂起步时间较晚， 但近年来地位不断提升。
我国虚拟电厂处于研究和示范为主的起步探索阶段，已有江苏、冀北、上海、浙江、天津、深圳等地结合区域特点开展了虚拟电厂的试点应用，其中江苏虚拟电厂可提供快速可中断的负荷控制服务；上海虚拟电厂建设以聚合商场、楼宇等需求响应为主，积极推进负荷集成商为主体运营的商业运营模式；冀北虚拟电厂提出了“云管边端”技术架构，并将虚拟电厂纳入电力辅助服务范围；2022年8月26日，深圳成立了国内首个城市级虚拟电厂管理中心，以负荷型、储能型资源聚合为主。
不过相比于国外，目前中国的虚拟电厂整体仍处于发展初期，项目以研究示范为主，普遍由政府主导、电网实施，还没有可行的虚拟电厂商业模式。 作为一种新兴模式，虚拟电厂在我国目前尚处于初步发展阶段，大范围推广还面临诸多挑战。 首先是技术问题， 如何攻破计量和通信两大技术难点。虚拟电厂系统由大量设备互联构成，而多点计量难度大、效率低、难以把控采集频率，极大地影响了系统效率。此外，系统中的每个设备都可能成为被攻击的目标，防范难度大。如何防止信息被窃取、篡改，如何防止调度系统遭受网络攻击，都是亟待解决的问题。 其次是技术标准不统一。 目前，虚拟电厂各类示范项目已建设不少，但还没有形成国家级的技术标准。这既不利于统一管理，也不利于市场推广。 三是商业模式不健全， 这与政策标准体系不完善、用户侧负荷及发电侧资源参与意愿不强、技术和平台还有待进一步完善等有关。 四是成本问题。 目前虚拟电厂平台、终端成本还是很高的，自控、信息设备都很花钱，如何优化成本，对于案例的市场化复制也至关重要。 对于新技术和新产业的成长而言，苦练内功、厚积薄发，才是符合产业发展规律的长久之计。
当虚拟电厂的发展走向成熟，或许风光电的消纳将不再是难题，每一度电都会被充分的调度、利用，做到真正的用电有序。让我们期待那样一个未来。
责编：岳青植
文章参考：
1.《虚拟电厂：新机遇与新挑战》经济观察报
2.《虚拟电厂能解电力之“渴”吗？》人民政协报
3.《“法规、市场和技术”：虚拟电厂国外成功的三板斧》能源杂志
4.《虚拟电厂仍需政策加持》中国能源报
5.《虚拟电厂或将开启千亿市场》中国电子报