怎么簡單理解虛擬電廠？
虛擬電廠（VPP, Virtual Power Plant）是一種新型電源協調管理系統，虛擬電廠通過信息技術和軟件系統，實現分布式電源、儲能、可調負荷等多種分布式資源的聚合和協同優(yōu)化。作為一個特殊的電廠，它既可以作為“正電廠”向系統供電調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納配合系統填谷。
可以說，虛擬電廠是一種電力能源新生態(tài)。
電力的核心目標是實現平衡，最佳狀態(tài)是，所發(fā)的電能夠滿足下游的用電需求，不浪費且剛好夠用。電網端需要構建以新能源為主體的“新型電力系統”——發(fā)電端跳動了，用電端也需要更靈活，否則，發(fā)電端要么發(fā)出來的電沒辦法上網，棄風棄光，要么造成電網堵塞等。想要彌合雙邊的失衡，用電端需要補充更多的“靈活可調節(jié)資源“，虛擬電廠（VPP，Virtual Power Plant）就是其中的一項關鍵解決方案。（另外三項為：火電機組調節(jié)、抽水蓄能和儲能。）
2006年，特斯拉創(chuàng)始人馬斯克創(chuàng)立了屋頂光伏公司SolarCity，2015年，特斯拉公司又推出了家用儲能產品PowerWall。2022年7月，特斯拉公司在加利福尼亞州推出一項虛擬電廠試點計劃，邀請兩萬五千戶安裝有屋頂光伏、電池體系的家庭，組建一個局部的虛擬電廠能源網絡。
這些在屋頂上的光伏板就成了“大號電池”，它們將根據電網統一要求，在電網用電緊急的時候，統一減少用電；而在用電低谷，則將電池里面存儲的電量，反向賣回給電網。特斯拉并沒有成立一個可觸摸的實體電廠，只是聚合了用戶端“沉睡”的屋頂光伏資產，構造了一套和電廠功能一樣的系統，還參與到了電網的調度中。
參與的用戶不僅降低了電費，而且每為電網增加1千瓦時的電力，他們的屋頂就能賺取2美元收入。同時，解決當地在連日高溫炙烤下，發(fā)電量供不應求而頻繁停電的情況。
虛擬電廠有哪些分類？
虛擬電廠由可控機組、不可控機組，如風、光等分布式能源、儲能、可控負荷、電動汽車、通信設備等聚合而成， 并進一步考慮需求響應、不確定性等要素，通過與控制中心、云中心、電力交易中心等進行信息通信，實現與大電網的能量互換。
根據虛擬電廠對外特征，不同類型特征的虛擬電廠具有不同的服務能力，虛擬電廠可以分為電源型虛擬電廠、負荷型虛擬電廠、儲能型虛擬電廠、混合型虛擬電廠等類型。
虛擬電廠關鍵技術之一：聚合建模技術
聚合建模技術可以對所有可調資源進行處理，在處理過程中不是對資源進行簡單相加，而是考慮網絡約束、設備運行約束以及經濟特性下聚合的響應能力。聚合時不同聚合方式、資源容量將得到不同的功率范圍以及成本函數。通過聚合建模技術選擇適當容量比率可以發(fā)揮虛擬電廠的經濟性和靈活性。
虛擬電廠關鍵技術之二：數據驅動技術
數據驅動技術是虛擬電廠關鍵技術，根據具體功能不同，虛擬電廠分為商業(yè)型虛擬電廠（CVPP, Commercial Virtual Power Plant）和技術型虛擬電廠（TVPP, Technical Virtual Power Plant）。
CVPP通過獲取分布式能源的運行參數、邊際成本、 量測及預測結果，結合電價預測結果等市場信息， 實現內部聚合分布式能源的投資組合，并參與 市場競標，獲取授權后制定合同提供系統平衡、輔助服務等市場服務，并向TVPP提供分布式可再生能源 (DER, Distributed Energy Resource)的調度計劃及成本信息。
TVPP側重系統管理角度，結合獲取信息，計算內部資源聚合整體的技術特性，關注DER聚合后對本地網絡的影響，為配電網運營商 (DSO, Distribution Network Operator) 提供可視化信息，獲取滿足配網安全穩(wěn)定的調控指令，制定內部調控方案，實現所聚合的配電網資源主動管理。
物美價廉的虛擬電廠的作用原理
用戶端的負荷各有特點，可大致分為儲能式電源、可中斷負荷、可削峰式負荷、可時移式負荷等。
具體而言，比如用電過高的時段，發(fā)電端承壓，虛擬電廠平臺可以讓用戶端的“可削峰負荷”（比如充電樁）降低頻率，或者讓“可時移負荷”晚數小時開始工作，或者是直接停止掉“可中斷式負荷”的使用。通過種種動作，去削弱區(qū)域內的用電峰值，迎合發(fā)電端。
一方面，虛擬電廠可以通過“削峰填谷”，保障電網的平穩(wěn)運行，同時促進新能源的消納；另一方面還可以讓參與其中的用電端企業(yè)用戶通過參與電網互動，調節(jié)用電習慣，從而節(jié)省電費支出。
“虛擬電廠”真正的價值，就是提供一個滿足電網需求的資源池，去盡可能迎合發(fā)電端發(fā)電的頻率特點，在用戶端模擬調節(jié)出一條符合電網需求的曲線。
虛擬電廠解決了新能源行業(yè)哪些痛點？
能源需求轉型，用電供需矛盾突出，是虛擬電網當下的發(fā)展背景。
圍繞電力的產生和消耗，大體分為發(fā)電側、電網側和用電側。電網對運行安全有嚴格要求，電網安全的首要目標就是保證發(fā)用電的實時平衡，需要發(fā)電側的不斷調節(jié)去擬合負荷曲線。新能源發(fā)電嚴重依賴于自然資源（光照強度、風力強度）， 具有隨機性、間歇性和波動性的特點，對負荷的支撐能力不足。若規(guī)模化直接并入電網發(fā)電，將會對電網造成巨大沖擊，威脅電力系統安全以及供電的穩(wěn)定性。
另外，由于小型分布式新能源發(fā)電設施、儲能設施、可控制用電設備、電動汽車等的持續(xù)發(fā)展普及，在用電側，很多電力用戶也從單一的消費者轉變?yōu)榛旌闲螒B(tài)的產銷者，并且各類激增的大功率用電設備（如充電樁）“吃”起電來，也是讓電網直呼壓力山大， 顯然不能任由其“胃口大開”一哄而上。因而，新的發(fā)用電勢態(tài)下，“虛擬電廠”應運而生。
供給側：火力發(fā)電仍占主導，水力、風能發(fā)電量不穩(wěn)定
光伏發(fā)電裝機量分布不均：2022年一季度，全國光伏新增并網裝機1321萬千瓦，同比提高138%。新增裝機規(guī)模較大的省份包括河北180萬千瓦、 浙江164萬千瓦、山東150萬千瓦。受地理位置和自然條件影響，光能資源分布不均勻，各省份裝機量差異較大。風電裝機量分布不均：2022年一季度，全國風電新增并網790萬千瓦，同比增加16.7%。新增并網規(guī)模較大的省區(qū)主要有吉林163萬千瓦、甘肅90 萬千瓦、山西68萬千瓦。截至3月底，全國風電累計并網3.37億千瓦，同比增加17.6%。一季度海上風電新增并網36萬千瓦，受2021年底海上風 電國家補貼到期影響，海上風電新增裝機規(guī)模放緩，同比下降79%。
需求側：用電側總量與結構變化提高負荷峰值
用電負荷總量屢創(chuàng)新高：當前社會用電短期峰值負荷不斷攀升，加之極端天氣的沖擊，2022年夏季我國部分地區(qū)區(qū)域電力供需緊張，國家電網5個區(qū)域電網和19個省級電網負荷屢創(chuàng)新高，四川等省份啟動了限電措施。用電需求結構變化，電力負荷特性惡化：近年第三產業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電的增長形成了“日內雙峰”的特征，同時拉大了用電負荷峰谷 差，使能源電力保供形勢更為復雜嚴峻。以上海為例，2020年夏季的最大峰谷差率高達43%，導致本地發(fā)電機組頻繁啟停，對機組安全性造成了負面影響。
虛擬電廠兼具靈活性和經濟性
（1）靈活性：把負荷側的這些資源，包括用電負荷、儲能，以及分布式的資源，通過信息化手段和技術自動化手段集合起來，使其具備一個電廠的特性。它既可作為“正電廠”向系統供電或控制可調負荷調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納，配合填谷，能夠實現配電網側新能源的聚合管理、就地消納及靈活運行。
（2）經濟性：投入成本約為火電廠的1/8。我國東西部電力供需關系趨緊，電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負荷95%以上峰值負荷累計不足50小 時。峰谷差問題可以依靠多種手段緩解，但總體來看，隨著虛擬電廠技術的日漸成熟，虛擬電廠將成為削峰填谷投資成本最低的手段。根據國家電 網測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足其經營區(qū)5%的峰值負荷需要投資4000億，而通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環(huán)節(jié)投資僅 需500-600億元，既滿足環(huán)保要求，又能夠降低投入成本。
虛擬電廠在各國如何落地？
德國：虛擬電廠已實現商業(yè)化
德國的虛擬電廠已實現商業(yè)化。其主要業(yè)務是在批發(fā)市場銷售 100kW以上中型可再生能源電廠生產的電量，在日前市場優(yōu)化其 售電，使這些電廠成為虛擬電廠資源。虛擬電廠有利于靈活性較高的機組獲利。除可再生能源電廠外， 燃氣熱電聯產、電池儲能、應急發(fā)電機和需求響應等都可作為虛 擬電廠資源。其主要應用場景是通過電力市場的靈活電價，引導電廠管轄內系 統優(yōu)化發(fā)用電成本，優(yōu)化交易收益。
歐洲：產業(yè)鏈分工明確，商業(yè)模式聚焦發(fā)電側
歐洲虛擬電廠通常由獨立虛擬電廠運營商、發(fā)電企業(yè)或部分輸電網運營 商 (TSO, Transmission System Operator) 提供服務。從產業(yè)鏈角度：歐洲的電力系統分為發(fā)電、輸電、配電和售用電環(huán)節(jié)， 而電網運營主體可以劃分為輸電網運營商和配電網運營商 (DSO, Distribution Network Operator) 。輸電網運營商負責控制和運行輸電網，包括監(jiān)測和控制電網內斷路器、 開關以及輸電網的電壓。配電網運營商負責將能源進行分配和管理，并輸送給終端消費者，屬于競爭性業(yè)務。歐洲各國根據區(qū)域劃分輸電網運營商的管轄范圍，并依靠跨國電網鏈接，屬于區(qū)域性壟斷業(yè)務。
美國：虛擬電廠發(fā)展早
美國目前是世界上實施需求響應（DR, Demand Response）項目最多、種類最齊全的國家，也是較早開展需求側管理的國家之一。約有28GW的需求側資源參與其中，約占高峰需求的6%。家庭虛擬電廠技術興起，有助于整合更多的屋頂光伏和儲能，同時擴大基于 時間的費率試點。美國虛擬電廠通過控制電力價格、電力政策的動態(tài)變化降低用電負 荷或獲取電力用戶手中的儲能來保證電網系統穩(wěn)定性。
中國：虛擬電廠發(fā)展處于初級階段
目前，國家層面還沒有出臺專項的虛擬電廠政策，省級層面僅有上海、廣東、山西分別出臺了《關于同意進一步開展上海市電力需求響應和虛 擬電廠工作的批復》（2020.9.16）、《廣州市虛擬電廠實施細則（征求意見稿）》（2021.6.30）和《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》 （2022.6.23）。與虛擬電廠相關的政策主要涉及需求響應、輔助服務等。為調動用戶側資源響應電力系統積極性，在2013年需求側試點基礎上，上海、江蘇、 廣東、浙江、山東、河南等14個省區(qū)出臺了需求響應新政策；江蘇、湖北、遼寧、湖南、河南、安徽、福建、貴州、江西等省區(qū)，以及東北、 華東等五大區(qū)域出臺或對電力輔助服務政策進行了修訂；華北、華中、浙江、江蘇等地能源主管部門開放了虛擬電廠等第三方主體和用戶資源 參與調峰輔助服務身份。
虛擬電廠的盈利能力如何測算？
盈利能力影響因素1：電價機制改革
電價是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：峰谷電價差越大，用戶購買輔助服務和需求側響應的激勵也就越大；電價 平均水平越高，用戶購買能效優(yōu)化服務、虛擬電廠進行現貨 交易的收益也就越大。因此，電價機制改革進程是虛擬電廠 盈利能力的重要影響因素。
分時電價機制進一步完善，拉大峰谷價差：2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，合理確定峰谷電價價差，系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷 電價原則上不低于4：1，其他地方原則上不低于3：1；建立 尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價的基礎上上浮比例原則上不低于20%。在《通知》發(fā)布后，多省市相應政策，制定出臺了相應的峰谷電價政策 。電價機制改革推高電價：自2021年7月推進分時電價機制與2021年10月燃煤上網電價政策的調整以來，電力生產工業(yè)生 產者出廠價格指數不斷走高，這體現了上網電價的提高。我們預計，隨著市場化電價機制改革的不斷深入，我國上網電價上漲的趨勢仍將持續(xù)。
盈利能力影響因素2：電力市場改革推進，電力現貨市場建設推進
現貨市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：電力現貨交易與中長期交易互為補充，其中現貨市場具有重要的價格發(fā)現功能，中長期市場的電力價格往往根據現貨市場價格而定，因此電力現貨市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。電力現貨市場建設加速推進，形成“8+6”試點格局：2017年8月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通 知》，在南方（以廣東起步）、浙江、蒙西、山東、山西、福建、甘肅、四川8地開展電力現貨市場試點工作；2021年5月，國家發(fā)改 委、能源局發(fā)布《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，在上海、安徽、江蘇、遼寧、河南、湖北6省市開展第二批電力 現貨市場試點工作。
未來虛擬電廠的市場空間有多大？
虛擬電廠當前的商業(yè)模式尚在探索中。
虛擬電廠的業(yè)務場景主要有輔助服務交易、需求側響應、現貨交易與能效優(yōu)化。虛擬電廠的商業(yè)模式本質是電力市場市場化交易。當前國內虛擬電廠主要通過輔助服務補貼和需求側響應獲取收益。（注：電力市場輔助服務是指，為電力系統調節(jié)頻率質量等服務；需求側響應是指，根據電網需求，暫停用電側或者是改變使用習慣）
輔助服務交易：參與電網調峰、調頻、備用，通過調配可控資源提供發(fā)電容量，保證電網穩(wěn)定運行，并獲取補貼收入。
需求側響應：虛擬電廠根據合同要求按時按容量切負荷，保障電網供需平衡，并獲取補貼收入。
現貨交易：代表產銷者集群在電力現貨市場進行交易，優(yōu)化電網運行供需，并獲取分成收入。
能效優(yōu)化：為大用戶提供能源資源優(yōu)化管理服務，預測電力市場價格波動，幫助用戶決策可調負荷的用電行為，代理購電業(yè)務，提供智能用電方案，并從客戶獲取分成收入。
能源局數據顯示，全國電力費用中的3%將會流向電力輔助服務市場中，而在發(fā)達國家，這一比例最高能達到10%左右。
隨著中長期市場、 現貨市場、綠電交易市場、輔助服務市場等逐步放開，虛擬電廠可作為一個市場主體全面參與到市場中，極大豐富了虛擬電廠的商業(yè)模式。
2022年3月發(fā)布的《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》就指出，要推動儲能設施、虛擬電廠、用戶可中斷負荷等靈活性資源參與電力輔助服務。此外，北京/上海等多地的十四五規(guī)劃中也都點名提到發(fā)展和建設虛擬電廠。
各地虛擬電廠相關政策 圖源德邦研究所
今年，國電投深圳能源發(fā)展有限公司的虛擬電廠平臺就通過參與電力現貨市場，通過電價價差套利賺取收益，最終獲得0.274元/度電的收益。這也是中國首個調度用戶負荷參與電力現貨市場并盈利的虛擬電廠。電力現貨交易，目前也是部分有售電資質的虛擬電廠創(chuàng)業(yè)。
根據國家電網2020年的測算，若通過建設虛擬電廠滿足其經營區(qū)5%的峰值負荷需求，建設、運維和激勵的資金規(guī)模為400-570億元，我們假設其中虛擬市場投資規(guī)模為400億元。根據國家電網報消息，2020年國家電網經營區(qū)最高負荷為8.75億千瓦，滿足其經營區(qū)5%的峰值負荷需求所需的可調資源庫容量為4375萬千瓦。由此可推算出，虛擬電廠可調負荷資源庫的投資成本約為914元/千瓦。
據預測，2025年、2030年最大負荷則將分別達到15.7、18.2億千瓦。根據國家電網的數據測算，虛擬電廠可調負荷資源庫的投資成本約為914元/千瓦，2025年、2030年虛擬電廠投資規(guī)模將分別達到718億、998億元。
虛擬電廠的核心服務為平抑峰值負荷，因此通過測算虛擬電廠用可調負荷資源庫解決峰值負荷調節(jié)問題所帶來的平抑負荷的價值，作為虛擬電廠運營市場規(guī)模的估計。預計2025年、2030年虛擬電廠的運營市場規(guī)模將分別達到932.19億元、1,283.10億元。
國內市場來看，參與虛擬電廠項目的主要三類：
一是虛擬電廠軟件平臺服務商，為電網公司虛擬電廠搭建軟件平臺的公司。
二是負荷聚合商，聚合長尾需求側資源，提供需求側的電力預測曲線，并參與電網的需求側響應獲取補貼分成。
三是從新能源、新型儲能領域開展虛擬電廠技術研發(fā)和布局的企業(yè)。
目前行業(yè)面臨的最大挑戰(zhàn)：
首先，廠商如何把虛擬電廠的能力推銷出去，讓用戶愿意配合；其次，是要對用戶端的負荷特性、生產計劃和用電設備足夠了解，協調好用戶光伏、儲能等多類資源，準確挖掘出用戶的可調能力；最后才是，考慮如何對負荷進行分類/組合/優(yōu)化/運營，把收益最大化。
