我们如何定义虚拟电厂？

什么是虚拟电厂：“通信”和“聚合”构建电力能源新生态

虚拟电厂（VPP, Virtual Power Plant）是一种新型电源协调管理系统，虚拟电厂通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷 等多种分布式资源的聚合和协同优化。

作为一个特殊的电厂，参与电力市场和电网运行的协调管理系统。它既可以作为“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。在电网运行方式向源网荷储灵活互动转型和结构向清洁低碳转型的背景下，大力发展虚拟电厂对促进电网供需平衡，实现分布式 能源低成本并网，充分消纳清洁能源发电量，推动绿色能源转型具有重大的现实意义。

虚拟电厂分类：电源型、负荷型、储能型、混合型

虚拟电厂由可控机组、不可控机组，如风、光等分布式能源、储能、可控负荷、电动汽车、通信设备等聚合而成， 并进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与控制中心、云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电 网的能量互换。 根据虚拟电厂对外特征，不同类型特征的虚拟电厂具有不同的服务能力，虚拟电厂可以分为电源型虚拟电厂、负荷 型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。

虚拟电厂关键技术：聚合建模技术

虚拟电厂关键技术：数据驱动技术

数据驱动技术是虚拟电厂关键技术，根据具体功能不同，虚拟电厂分为商业型虚拟电厂（CVPP, Commercial Virtual Power Plant）和技术型虚拟电 厂（TVPP, Technical Virtual Power Plant）。

CVPP通过获取分布式能源的运行参数、边际成本、 量测及预测结果，结合电价预测结果等市场信息， 实现内部聚合分布式能源的投资组合，并参与市场竞标，获取授权后制定合同提供系统平衡、辅助服务等市场服务，并向TVPP提供分布式可再生能源 (DER, Distributed Energy Resource)的调度 计划及成本信息。

TVPP侧重系统管理角度，结合获取信息，计算内部资源聚合整体的技术特性，关注DER聚合后对本地网络的影响，为配电网运营商 (DSO, Distribution Network Operator) 提供可视化信息，获取满足配网安全稳定的调控指令，制定内部调控方案，实现所聚合的配电网资源主动管理。

虚拟电厂发展趋势：储能、分布式光伏加速推进

虚拟电厂的兴起回应了新能源行业的什么痛点？

虚拟电网发展背景：能源需求转型，用电供需矛盾突出

围绕电力的产生和消耗，大体分为发电测、电网侧和用电 测。 • 电网对运行安全有严格要求，电网安全的首要目标就是保证 发用电的实时平衡，需要发电侧的不断调节去拟合负荷曲 线。 新能源发电严重依赖于自然资源（光照强度、风力强度）， 具有随机性、间歇性和波动性的特点，对负荷的支撑能力不足。 若规模化直接并入电网发电，将会对电网造成巨大冲击，威 胁电力系统安全以及供电的稳定性。另外，由于小型分布式 新能源发电设施、储能设施、可控制用电设备、电动汽车等 的持续发展普及，在用电侧，很多电力用户也从单一的消费 者转变为混合形态的产销者，并且各类激增的大功率用电设备（如充电桩）“吃”起电来，也是让电网直呼压力山大， 显然不能任由其“胃口大开”一哄而上。因而，新的发用电 势态下，“虚拟电厂”应运而生。

供给侧：火力发电仍占主导，水力、风能发电量不稳定

光伏发电装机量分布不均：2022年一季度，全国光伏新增并网装机1321万千瓦，同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、 浙江164万千瓦、山东150万千瓦。受地理位置和自然条件影响，光能资源分布不均匀，各省份装机量差异较大。 风电装机量分布不均：2022年一季度，全国风电新增并网790万千瓦，同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90 万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底，全国风电累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦，受2021年底海上风电国家补贴到期影响，海上风电新增装机规模放缓，同比下降79%。

需求侧：用电侧总量与结构变化提高负荷峰值

用电负荷总量屡创新高：当前社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的冲击，2022年夏季我国部分地区区域电力供需紧张，国 家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高，四川等省份启动了限电措施。用电需求结构变化，电力负荷特性恶化：近年第三产业及城乡居民用电的增长形成了“日内双峰”的特征，同时拉大了用电负荷峰谷 差，使能源电力保供形势更为复杂严峻。以上海为例，2020年夏季的最大峰谷差率高达43%，导致本地发电机组频繁启停，对机组安全 性造成了负面影响。

虚拟电厂兼具灵活性和经济性

灵活性：把负荷侧的这些资源，包括用电负荷、储能，以及分布式的资源，通过信息化手段和技术自动化手段集合起来，使其具备一个电厂的特性。 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，能够实现配电网侧新能源的聚合管理、就 地消纳及灵活运行。

经济性:投入成本约为火电厂的1/8。我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小时。峰谷差问题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术的日渐成熟，虚拟电厂将成为削峰填谷投资成本最低的手段。根据国家电 网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足其经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅 需500-600亿元，既满足环保要求，又能够降低投入成本。

虚拟电厂在各国如何落地？

德国：虚拟电厂已实现商业化

德国的虚拟电厂已实现商业化。其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。 虚拟电厂有利于灵活性较高的机组获利。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。其主要应用场景是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。

欧洲：产业链分工明确，商业模式聚焦发电侧

欧洲虚拟电厂通常由独立虚拟电厂运营商、发电企业或部分输电网运营 商 (TSO, Transmission System Operator) 提供服务。 从产业链角度：欧洲的电力系统分为发电、输电、配电和售用电环节， 而电网运营主体可以划分为输电网运营商和配电网运营商 (DSO, Distribution Network Operator) 。 输电网运营商负责控制和运行输电网，包括监测和控制电网内断路器、 开关以及输电网的电压。 配电网运营商负责将能源进行分配和管理，并输送给终端消费者，属 于竞争性业务。 欧洲各国根据区域划分输电网运营商的管辖范围，并依靠跨国电网链 接，属于区域性垄断业务。

美国：虚拟电厂发展早

美国目前是世界上实施需求响应（DR, Demand Response）项目 最多、种类最齐全的国家，也是较早开展需求侧管理的国家之一。约有28GW的需求侧资源参与其中，约占高峰需求的6%。家庭虚拟 电厂技术兴起，有助于整合更多的屋顶光伏和储能，同时扩大基于 时间的费率试点。美国虚拟电厂通过控制电力价格、电力政策的动态变化降低用电负荷或获取电力用户手中的储能来保证电网系统稳定性。

中国：虚拟电厂发展处于初级阶段

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；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；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。

我们如何测算虚拟电厂的盈利能力？

盈利能力影响因素：电价机制改革

电价是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：峰谷电价差越 大，用户购买辅助服务和需求侧响应的激励也就越大；电价 平均水平越高，用户购买能效优化服务、虚拟电厂进行现货 交易的收益也就越大。因此，电价机制改革进程是虚拟电厂 盈利能力的重要影响因素。

分时电价机制进一步完善，拉大峰谷价差：2021年7月，国 家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷 电价原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1；建立 尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价的基础上上浮比例原则 上不低于20%。在《通知》发布后，多省市相应政策，制定 出台了相应的峰谷电价政策 。电价机制改革推高电价：自2021年7月推进分时电价机制与2021年10月燃煤上网电价政策的调整以来，电力生产工业生产者出厂价格指数不断走高，这体现了上网电价的提高。我 们预计，随着市场化电价机制改革的不断深入，我国上网电价上涨的趋势仍将持续。

盈利能力影响因素：电力市场改革推进，电力现货市场建设推进

现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：电力现货交易与中长期交易互为补充，其中现货市场具有重要的价格发现功能，中长 期市场的电力价格往往根据现货市场价格而定，因此电力现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素。电力现货市场建设加速推进，形成“8+6”试点格局：2017年8月，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通 知》，在南方（以广东起步）、浙江、蒙西、山东、山西、福建、甘肃、四川8地开展电力现货市场试点工作；2021年5月，国家发改委、能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，在上海、安徽、江苏、辽宁、河南、湖北6省市开展第二批电力 现货市场试点工作。

虚拟电厂的市场空间有多大？

虚拟电厂业务场景

虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务交易、需求侧响应、现货交易与能效优化。辅助服务交易：参与电网调峰、调频、备用，通过调配可控资源提供发电容量，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。需求侧响应：虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。 现货交易：代表产销者集群在电力现货市场进行交易，优化电网运行供需，并获取分成收入。能效优化：为大用户提供能源资源优化管理服务，预测电力市场价格波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入。

虚拟电厂投资市场规模测算：预计2030年近千亿元

可调负荷资源库投资成本推算：根据国家电网2020年的测算，若通过建设虚拟电厂满足其经营区5%的峰值负荷需求，建设、运维和激励的资 金规模为400-570亿元，我们假设其中虚拟市场投资规模为400亿元。根据国家电网报消息，2020年国家电网经营区最高负荷为8.75亿千瓦， 满足其经营区5%的峰值负荷需求所需的可调资源库容量为4375万千瓦。由此可推算出，虚拟电厂可调负荷资源库的投资成本约为914元/千瓦。