随着新能源渗透率在供需两侧的快速提高，电网实时平衡调节难度加大，电力系统“双高”“双随机”特征明显，亟需开拓新的调节资源对新型电力系统提供支撑，虚拟电厂作为极具经济性的调节手段，其成本只有火电的12%~15%，受到了国家、地方与市场的高度重视。2021年10月，在国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》中提出了需求响应要在2030年前达到尖峰负荷5%以上的目标。2022年1月29日，国家发展改革委和国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》中鼓励开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。另外，全国十余省区已经出台明确的虚拟电厂或需求响应运行指导细则。相关机构预测，2025年、2030年虚拟电厂投资规模将分别达到718亿元、998亿元，运营市场规模将分别达到932.19亿元、1283.10亿元。
虚拟电厂的价值
虚拟电厂对整个电力系统有很高的综合价值。新型电力系统的重要支柱包括新能源、能源物联网、分布式能源、V2G和电碳氢等，虚拟电厂可以通过智能通信与聚合将它们有效连接起来，具体包括：在电网侧，提供调峰、调频、备用等辅助服务，缓解电网阻塞，延缓设备升级，服务电网稳定运行；在发电侧，促进新能源消纳，加强分布式能源管理，协调区域能源优化；在用户侧，协助用户参与电力市场并获利，提供能效管理服务、应急电源服务、分布式能源服务等；其他方面，加速电力市场多元化转型、竞争，帮助电力系统安全、稳定运行，便利电力系统的监管，促进5G、区块链、云计算等数字经济的发展。
虚拟电厂试点项目现状
我国华南、华北、华东、华中地区均有典型虚拟电厂项目落地，但总体上都处于试点阶段。现阶段虚拟电厂的主要赢利模式包括参加需求响应、辅助服务交易和现货市场。另外，广义上的综合虚拟电厂可通过混合参与以上多种业务，并提供能效管理等综合能源服务来赢利。目前国内虚拟电厂的主流赢利模式是邀约型需求响应和调峰，总体现状如下：
市场层面，虚拟电厂市场相对割裂，不利于虚拟电厂规模化发展，具体表现为：一是需求响应、辅助服务和现货市场分别归属于不同的管理系统，客观导致虚拟电厂功能单一，用户参与虚拟电厂的渠道受限，虚拟电厂赢利能力较弱，用户参与度不高；二是虚拟电厂市场通常与其他电力市场相对隔离，无法与其他电厂在同一平台上共同参与新能源消纳、辅助服务，并分享补贴费用。另外，虚拟电厂以日前邀约为主，价格多为固定或阶梯单价，运营商无法灵活地优化激励补偿方式，发挥价格杠杆的作用。最后，虚拟电厂的关键节点如电力调度、预测、通信、计量等都是电网企业管控的领域，所以当前虚拟电厂的上层设计、需求发布和宏观运行由两网主导，为业内树立了良好的标杆与示范，但也出现了电网既是裁判员又是运动员的状态，客观上阻碍了虚拟电厂的市场化进程。
政策层面，国家层面尚未出台针对虚拟电厂的专项政策，虚拟电厂的定位、发展路线和边界较为模糊，多数试点项目需要政府与电网的联合支持；各地虚拟电厂的准入规则、运行方式差异性较大，导致虚拟电厂建设定制化程度过高、规模化建设运营困难，即便试点成功，其推广应用难度较大；虚拟电厂业务管理层级众多，用户接入虚拟电厂需要实现与多个运行、管控、交易平台的交互，客观上增加了建设难度与运营成本；缺乏安全有效的智能电表数据共享、利用机制，导致虚拟电厂的建设者需要在用户侧重复安装昂贵的智能计量和通信设施，造成资源的极大浪费，并将众多中小用户挡在虚拟电厂的大门之外；电力统一大市场建设处于起步阶段，此情况与各地虚拟电厂政策的割裂性相叠加，导致虚拟电厂的跨区域调度难以实现。
技术层面，虚拟电厂平台是虚拟电厂的中心，但分布式资源才是虚拟电厂真正的落脚点，不然的话，再好的数字化手段和能力也都是空中楼阁。但是，现阶段国内虚拟电厂的研究与建设通常以自上而下的方式开展，通常以虚拟电厂平台、优化调度算法为主，分布式资源接入依靠定制化的方案，总体上缺乏对分布式资源精准控制、便捷接入、边缘计算等研究与实践。另外，各地终端设备、能源聚合商、虚拟电厂管控平台等系统的接口标准和通信协议不统一，增加了分布式资源接入难度，提高了虚拟电厂建设成本。最后，先进的通信、计量及控制技术都已试点成功，但是成套技术、运营模式不成熟，导致虚拟电厂仍然以非直控虚拟电厂为主。
发电集团在虚拟电厂领域的探索
发电集团拥有丰富的发电资源和大用户负荷资源，具备开展虚拟电厂业务的天然优势，能够通过布局虚拟电厂项目，增强其在新能源市场的影响力，有效提高新能源利用率，将电力供应向用户侧延伸，并优化参与电力市场获取额外收益。
大唐集团2021年在河北南网建设了虚拟电厂平台，一期接入308兆瓦容量，调节能力达到125兆瓦，项目投产前4个月帮助消纳新能源2800万千瓦时，减少碳排放2.8万吨。国家电投集团在江苏、山东、深圳分别开展了虚拟电厂项目，试点了“虚拟电厂+电力需求响应”“虚拟电厂+电力辅助服务”“虚拟电厂+电力现货”和“虚拟电厂+大客户”等运行模式。国家电投深圳能源发展有限公司部署的虚拟电厂，已通过参与广东电力现货市场交易而获得盈利，成为我国首个虚拟电厂参与电力现货市场赢利的案例。另外，华能集团也建立了虚拟电厂平台并参与了多个试点项目，但必须看到，在虚拟电厂赢利能力薄弱的现实情况下，发电集团在该领域还没有全面布局。
推广应用虚拟电厂的相关建议
政策层面，建议完善国家层面的顶层设计，对虚拟电厂的建设、运营、监管、参与、数据获取、定价机制、通信标准、评估体系、补贴发放等关键问题做出统筹全局的规划，打破虚拟电厂的区域政策壁垒；推动统一电力市场建设，促进跨空间分布式资源的调控，拓宽虚拟电厂的市场边界；研究制定智能电表数据的安全高效共享机制，为虚拟电厂的运营提供底层支持；建立统一的区域级调度平台，打破割裂的虚拟电厂运营方式，避免虚拟电厂项目的重复研发与建设。
市场机制方面，顺应电力市场“主辅分离”的必然趋势，将虚拟电厂的建设运营与大电网分离，推动其市场化进程；赋予虚拟电厂与其他电厂同等市场主体地位，参与公平的市场竞争；鼓励虚拟电厂从邀约型向市场型转型，以价格的手段去优化虚拟电厂的激励措施，增加虚拟电厂对用户的吸引力；鼓励并培养能源聚合商体系，借助市场的力量，通过小而精的能源聚合商，开发高度分散的分布式资源，将虚拟电厂业务快速下沉到更多的用户。
提升虚拟电厂经济性方面，核心任务是拓宽虚拟电厂的赢利渠道。首先，需要建立统一的交易体系，帮助分布式资源自主优化参与需求响应、辅助服务市场和现货市场；其次，开发虚拟电厂的碳交易市场和绿电交易市场，通过货币化虚拟电厂的绿色综合效益来增加收入来源；最后，借助虚拟电厂点对点交易的能力，鼓励其作为独立市场主体参与隔墙售电。
技术方面，一定要更多地关注虚拟电厂平台建设以外的关键技术，补齐上下游关键技术的短板；聚焦对分布式资源的精细化评估、建模、态势感知和控制等，以多目标优化的形式，在满足电网需求的同时，实现虚拟电厂效益、安全性、稳定性以及客户用能的综合优化；建立统一的虚拟电厂标准体系、接口规范和运行规则，完善虚拟电厂数据、网络安全研究，为规模化虚拟电厂的发展提供底层支持；加大直控型虚拟电厂的研发力度，推动多种形式的储能，如电动车、5G基站、独立储能等优质资源接入虚拟电厂并提供快速响应能力；加快数字基础设施建设，研发标准化、轻量化虚拟电厂终端，为中小型分布式资源的接入提供便利。
