随着碳达峰、碳中和目标的持续推进，新型电力系统的发展成为未来趋势。可再生能源、分布式发电的开发得到前所未有的重视，传统“源随荷动”的运行模式亟须向“源荷互动”转变，这也让原有的电力系统变得更加复杂，对电力系统灵活调节能力提出了更高的要求。在发电、输电、配电、用电各环节的新态势下，虚拟电厂应运而生。虚拟电厂能够提升能源服务，实现对分布式能源的响应分配、灵活潜力挖掘、实时协调控制，参与电力交易市场和需求响应，在破解清洁源消纳难题、绿色能源转型方面将发挥重要作用。
国内虚拟电厂发展刚刚起步，还达不到参与电网调峰调频的程度。可以预见，在政策、技术、商业模式等方面日趋成熟的基础上，虚拟电厂将成为未来解决能源变革问题的重要手段，可能迈入快速增长期。
国内外虚拟电厂发展现状
欧美国家的虚拟电厂发展比中国早十年左右，目前已较为成熟。早在2001年，德国、英国、法国、西班牙等国家开始兴起以集成中小型分布式发电单元为主的虚拟电厂项目，同期，北美推进相同内涵的“电力需求响应”，澳大利亚、日本等国家近年来也逐步加入研究、部署行列。各国发展各有侧重，欧洲虚拟电厂以聚合分布式电源为主；美国虚拟电厂则以负荷型的灵活性资源为主，美国许多州都在尝试家庭虚拟电厂；日本以聚合用户侧储能和分布式电源为主；澳大利亚以聚合用户侧储能为主，特斯拉公司在南澳建成了号称世界上最大的电池虚拟电厂。国外主要虚拟电厂工程如表所示。国际上，欧洲是虚拟电厂最集中、最成熟的市场，据Guidehouse Insights预测，到2028年，欧洲虚拟电厂市场收入预计每年超过30亿美元。其中，德国已完全实现商业化，德国的能源聚合市场和灵活性市场规模为75吉瓦，预计2030年将翻一番。
国内虚拟电厂处于起步阶段，尚未形成成熟的成套解决方案，仍以试点示范为主。从2016年前后开始，上海、广东、冀北、山东等地的示范项目逐步落地，如上海主要以聚合商业楼宇空调资源为主开展虚拟电厂试点；广东主要以点对点项目测试为主；山东试点开展了日前现货交易；冀北主要以参与华北辅助服务市场为主。其中，冀北虚拟电厂是国内少有的完全市场化运营模式。公开资料显示，冀北虚拟电厂一期主要覆盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市，实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇等11类可调资源，自2019年12月投运至次年4月供热季结束，其虚拟电厂参与调峰总收益约160.4万元。
国内虚拟电厂与国外相比仍有较大差距，主要体现在以下四个方面：一是聚合资源类型不同，国外聚合资源类型丰富，包括源、荷、储等各类资源（如德国Next Kraftwerke公司分布式资源占比达97%），而国内以负荷侧资源为主，类型单一，难以形成规模效益；二是市场成熟度不同，国外辅助服务市场和电力现货市场已经较为成熟，相关配套机制较为健全，而国内仍未形成稳定的电力市场机制，配套机制仍不完善；三是核心技术发展程度不同，国外核心技术更加成熟，尤其是虚拟电厂中核心的协调控制技术，已经可以实现大规模资源的协调优化控制，而国内对发电侧分布式能源尚不可控，协调控制技术有待完善；四是商业模式成熟度不同，国外虚拟电厂商业化已较成熟，通过电力市场交易、参与调峰调频、配置储能等获得收益，而国内虚拟电厂的商业模式不清晰，仍处于探索阶段。
国内虚拟电厂面临的难题
当前我国虚拟电厂仍面临政策、技术、商业模式等多方面难题。
政策方面，管理体系和市场激励机制不完善。近年来，国家、地方层面已发布系列规划文件，将虚拟电厂作为电力系统重要的研究方向，如2015年国家发改委、国家能源局发布的《关于促进智能电网发展的指导意见》，提出研究推广虚拟电厂技术，2022年国家发改委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》提到开展可调节负荷、楼宇空调负荷、用户侧储能等各类资源聚合的虚拟电厂示范。但国家还未出台专项政策，国家和地方层面对虚拟电厂的规划、设计、建设、运行、监管等管理职能未能作出统一部署。同时，市场激励机制和补偿机制也存在空白，相关用户、发电商参与积极性不高，亟待出台相关政策。
技术方面，分布式能源的协调控制和精准预测能力有待提高。分布式能源、储能系统及可控负荷等的协调控制是虚拟电厂的关键和难点。目前，国内虚拟电厂试点实现了初步用户用能监测，但在资源的优化调度方面还有较大不足，同时由于用电设备精细化数据采集能力不足，数据积累量不够，在大容量、资源分布广的可再生能源的精准预测方面也存在较大差距。
市场开放程度方面，用户侧负荷及发电侧资源参与意愿不强。当前中国电力行业的产业结构，在负荷侧几乎没有成熟的服务商和市场环境，这也就造成电力市场的开放程度不高。同时，虽然中央在政策层面已经确认了虚拟电厂可以作为独立的市场主体参与辅助服务，但在实际操作过程中，一些地区出于安全运行等方面的考虑，对虚拟电厂设置了“高门槛”，提出安全性、技术规范标准等各种要求，也大大降低了市场主体参与的积极性。如华北地区，目前仅允许虚拟电厂根据日前发电预计划在出清价格最高时段提供调峰服务；上海虽有报价机制，但将虚拟电厂调峰单独划分，不与火电提供的深度调峰共同报价出清。
商业模式方面，虚拟电厂盈利模式不明朗。当前，国内虚拟电厂项目基本由电网公司建设运营，国家层面缺乏总体政策保障和机制驱动，参与主体靠国家补助，整体盈利模式仍处于探索阶段，没有持续性。同时，目前省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台，没有统一标准和接口，各类设备、聚合商间数据交互壁垒高，建设成本和难度较高。
关于虚拟电厂的思考
近年来，虚拟电厂逐步走进大家的视野，已经成为国内相关领域关注的热点。但也有一种言论认为虚拟电厂炒作成分比较大，供电紧张时不能起到缓解的作用。
这种说法有一定道理，国内虚拟电厂起步较晚，又受限于政策、技术、经济等方面因素的影响，目前发展还不成熟，更多是以小规模的试点工程为主，距离参与电网调峰调频、服务电网安全稳定运行仍有很长的路要走。国内虚拟电厂的发展远远跟不上社会对它的需求，技术发展未到能够推广应用的程度，从这个角度来说，这种观点也无可厚非。
虽然虚拟电厂在解决新能源消纳和电力安全方面会起到一定作用，但认为单一依赖虚拟电厂解决电力安全运行的问题却有些夸大其词，还需要源网荷储协调互动和电力市场的健康发展。
我们也该认识到，任何一种新概念、新技术的发展，都会经历这样的过程，技术发展跟不上需求，短时间让人看不到效益，自然会受到质疑，这是正常的，也是一种理性看待热点问题该有的严谨态度。
站在更长远的时间维度来看，虚拟电厂在破解清洁能源消纳难题、绿色能源转型方面具有重要作用，在电网绿色低碳转型和新型电力系统构建的过程中，会有更广阔的空间和市场。道路是曲折的，前途是光明的，我们还应给虚拟电厂更多的包容和期许。
政策机制建议
虚拟电厂作为一种新兴市场主体，可有效促进唤醒海量资源，加速电力系统互动模式的转变。若要充分发挥虚拟电厂对电力系统的支撑作用，实现可调节资源纳入新型电力系统调控运行，还需要在政策制定、关键技术、市场机制及商业模式方面进行突破。
在政策层面，一是加强顶层设计，梳理各方职责，明确虚拟电厂定义、范围、发展定位、发展目标及分步实施策略；二是加快完善管理政策和激励机制，国家层面出台专门针对虚拟电厂的指导性文件，明确虚拟电厂准入条件和补贴政策，鼓励和引导新兴主体参与市场交易，为虚拟电厂商业化运营提供政策保障；三是建立虚拟电厂标准体系，打通各类负荷聚合商间的数据交互壁垒，建立统一、协调的多方协作机制和标准体系。
在技术层面，一是要进一步优化虚拟电厂调控优化、分析预测等方面的核心技术，拓展多样形态的资源动态，完善可调节资源参与电力系统协同优化调控的标准体系，提高信息-物理-社会耦合视角下的动态特性量化分析能力；二是要提高虚拟电厂对不同资源对象的辨识和配置效率，实现海量分布式资源的即插即用及海量信息的高频并发处理，提高异构网络下的通信承载能力；三是研究考虑虚拟电厂接入的安全校核方法和动态评估技术，联合动态全局加密技术，完善信息安全防护体系，提升虚拟电厂运行控制的可靠性及安全性。
在市场机制层面，一是研究考虑边际成本、运行情况等多重因素及复杂目标的虚拟电厂多元主体动态定价技术，实现不同类型可调节资源价值的最优分配；二是要进一步完善适应虚拟电厂参与的多交易品种、多时间尺度的市场交易体系，以政府主导为主，电网公司起到适当引导示范作用，设计符合虚拟电厂灵活调节能力的市场交易机制，为虚拟电厂的市场化运营提供机制保障；三是引入基于区块链的可信交易技术，实现信息流-能量流-资金流的可溯源、可认证，激活虚拟电厂调节资源禀赋的潜力。
在商业模式方面，一是在聚合可调节资源参与电力市场的基础上，虚拟电厂运营商除了要按照市场规则与可调节资源签订代理合同外，还可基于聚合可调节资源类型和参与市场机制的不同，探索开展能源金融、大数据增值等多类型服务，拓展虚拟电厂商业模式；二是进一步考虑不同资源对象的物理特性、用户意愿和响应成本的激励方法，构建涵盖B2B、B2C、C2B、C2C等多种商业运营模式的价值互动模型，提高用户资源响应率；三是要进一步丰富虚拟电厂激励资金，加快完善激励政策，并针对虚拟电厂与灵活资源的价值传导模型缺失问题，进一步完善商业激励模式、资源价值贡献度、用户决策理性的多种合作博弈定价方法，提高用户资源参与虚拟电厂运营的积极性。
