虚拟电厂龙头企业

南方财经全媒体记者 林典驰 深圳报道

过去几年，受极端高温天气影响，全国多省市出现电力供应短缺，尖峰负荷不断创出新高，能源保供面临巨大压力，同时，新型电力系统新能源高比例并网也给电网稳定运行带来巨大挑战，电力系统韧性亟待提升。

虚拟电厂在当下被寄予厚望，进入大众视野。

3月20日，广东省人民政府办公厅印发《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见的通知》，其中提到在广州、深圳等地开展虚拟电厂建设试点，促进源网荷储高效互动。建设省级虚拟电厂聚合、交易和协同控制平台，形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。

事实上，早在1997年，国外专家首次在其著作提出了“虚拟电厂”的概念。直到2013年，国内各省市才开展了电力需求侧响应及虚拟电厂项目试点工作。

2022年8月，国内首家虚拟电厂管理中心在深圳挂牌成立。该中心将加快推动分布式光伏、用户侧储能、V2G （新能源汽车与电网能量互动）等分布式能源接入虚拟电厂集中管理等工作。

没有厂房、没有机组、不占用土地资源、不烧煤烧气，还能促进可再生能源消纳和有效利用，这是虚拟电厂的神奇之处。

在成本上，虚拟电厂仅为传统电厂的1/10，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4000亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需400-570亿元。

在深圳，此前预计，2025年深圳将建成具备100万千瓦级可调节能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷5%左右的稳定调节能力。

短期内参与调频比较困难

东吴证券研报指出，电这种资源具有瞬时性，发电、供电、用电在同一时间内完成，而风电光伏的发电高峰与用电高峰是不匹配的，近两年频发的电荒事件很大程度是由于新能源发电和用电的供需错配，而不是发电量的绝对量，及时响应的稳定能源是不足的。因此在风电光伏大发展的过程中，用电发电的供需矛盾、电网的调峰调频问题也会愈发严峻。

简言之，“中国不缺电量，缺的是电力”。能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥此前受访时表示。

香港中文大学（深圳）高等金融研究院能源市场与能源金融实验室主任、理工学院副教授赵俊华在接受南方财经全媒体记者采访时表示，虚拟电厂大体可以理解为将闲散可调节的电力负荷及分布式能源，如分布式光伏、储能、充电桩、5G基站等，利用计算机网络通信技术聚合成虚拟的电源，为电网提供多种不同类别的能量与辅助服务。

业内人士介绍，当供电用电出现缺口时，虚拟电厂可起到灵活削峰填谷的作用，调用用电端各种分布式能源和可控负荷，如电动汽车、分布式光伏、储能等。当用电大于供电时，虚拟电厂作为“正电厂”调用上述闲散支援向系统供电，起到助推电力爬坡的作用；当供电大于用电时，作为“负电厂”激励负荷端多用电，消纳系统电力，起到刹车的作用。

以深圳虚拟电厂管理中心为例，数据显示，管理中心已与36家虚拟电厂聚合商企业签约，当中既有国电投、中广核等大型负荷聚合商企业，也有像南网电动、特来电、星星充电、普天新能源等大型充电企业。

现如今，深圳虚拟电厂管理中心已是国内数据采集密度最高、接入负荷类型最全、直控资源最多、应用场景最全的虚拟电厂，累计接入资源规模超过100万千瓦，其中包括充电桩、建筑楼宇空调、储能系统等可调节负荷资源约80万千瓦，分布式光伏约20万千瓦，实时最大可调节负荷能力约18万千瓦。

然而，当前虚拟电厂建设运行仍面临一系列挑战。“虚拟电厂定位尚未明晰。国家层面虚拟电厂的顶层设计和指导意见尚未出台，虚拟电厂具体功能范围定位并不清晰。”广东高科技产业商会会长王理宗在今年的两会提案中提到。

赵俊华表示，国内尚未形成成熟的虚拟电厂，包括深圳在内，多个省市已开展部分示范项目，本质上还处于一个试点的阶段，尚未实现真正的商业化落地。

当前，已经开展的虚拟电厂业务主要以邀约型响应为主，盈利来源于响应电网需求获取补贴。需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，交易频次并不确定。

2月10日，广州市工信厅公开征求《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》，提出逐步形成最高负荷3%左右的需求响应能力。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。

王理宗表示，盈利途径单一限制用户参与虚拟电厂积极性。目前虚拟电厂的主要收益来源是通过参与需求侧响应获取补偿激励资金，可持续性不足。

“虚拟电厂为电网公司提供相关的辅助服务，电网公司向负荷聚合商支付补贴。客观来讲，参与虚拟电厂并不能实现大规模盈利。”赵俊华谈到。

据介绍，虚拟电厂通过调配可控资源实现对电网的调频和调峰，保证电网的稳定运行，并获取补贴收入，称之为电网辅助服务。

赵俊华谈到，目前来看，尚未有虚拟电厂真正参与调频，调频对于响应速率上有较高的要求，而且本身调频已经涉及对电网的调度系统的数据连接，当中还涉及电网的信息安全。因此，短期之内，虚拟电厂参与调频比较困难，以试点项目形式参与电网调峰更为可行。

电力市场机制卡住了“虚拟电厂”

东吴证券研报显示，在电网自动化智能化领域，国电南瑞、思源电气、泽宇智能均有涉及，东方电子参与多个城市级虚拟电厂建设，朗新科技则是用电端信息化提取龙头，已成功打通充电桩信息化。

而在过去，电力市场由少数玩家参与，形成发电、输电、配电一体化，随着光伏、风电等可再生能源占比逐步提高，原有电力系统并不适应新型能源体系，业界正呼吁电力市场化改革。

“真正制约虚拟电厂发展的并不是技术瓶颈，而是电力市场的相关机制有待完善。”赵俊华提到。

王理宗表示，虚拟电厂运营商参与电力市场的准入门槛仍有待进一步明确，负荷侧各类可调资源有效容量仍没有统一标准。如深圳虚拟电厂的聚合在技术条件许可下能响应每15分钟电力现货市场的信号以提供电能量调节能力，但目前南方区域电力市场交易细则限制了虚拟电厂大部分时段可参与跨省备用市场的机会，并且也降低了虚拟电厂同时在多个市场中获得组合收益的程度。

赵俊华表示，参考国外成熟的商业模式，可行方法是虚拟电厂参与到电网的辅助服务以及电力市场的现货交易。

他山之石，可以攻玉。德国Next Kraftwerke公司是欧洲最大的虚拟电厂运营商，主要通过三种方式实现盈利。

具体来看，Next Kraftwerke将随机波动的分布式光伏、风电整合，参与市场化交易；其次是参与电力交易套利，即利用每15minー次，每天96次的电力市场价格波动，调节虚拟电厂出力，实现低谷用电、高峰售电，以此获取最大利润；再者Next Kraftwerke参与电网到辅助服务获利，即通过控制需求侧的用电量来服务电网侧，根据电网状况调整用电侧的需求，收取辅助费用。

赵俊华表示，虚拟电厂参与现货市场实现盈利并不简单，关键在于峰谷差价是否存在套利空间。欧美等国家电力现货市场更为成熟，峰谷价格差更高，盈利空间显现。现阶段多数试点省份电力市场还未成熟，电价峰谷差不高。

“建议国家发展改革委、国家能源局支持深圳试点依托虚拟电厂建立城市级电力批发市场、零售市场、分布式交易相融合的新型电力市场，明确以虚拟电厂在电力市场体系中的位置，合理评估虚拟电厂聚合负荷侧资源为局部电网、区域电网提供灵活性支撑的贡献。”王理宗提到。

其次，第二个盈利途径是参与电网的辅助服务，当前并未完全开放，用户侧储能借助虚拟电厂参与到电网辅助服务还未跑通。“我国电网调频市场基本上是发电侧在参与，用户侧还未能参与到调频市场。”赵俊华谈到，“未来虚拟电厂的发展还是要看中国电力市场改革情况，在一些试点省份逐步铺开，我觉得起码要有两到三年的时间。”

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