我国虚拟电厂发展加快推进 2030年调节能力达5000万千瓦以上

时间：2025/4/17 8:00:40 来源：打印

随着新能源装机占比不断增加，电力系统对于调节能力的需求越来越迫切。虚拟电厂的出现，为提升电力市场调节能提供了更为高效、经济和可持续性的解决方案。虚拟电厂不是真的电厂，它更像是一个“神经中枢”，把海量分布式的风电、光伏、储能以及可调节负荷等资源聚合起来，进行智能调度，从而促进新能源消纳和保障电力安全供应。

4月11日，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）印发，这是我国首份针对虚拟电厂的国家级专项政策。《指导意见》提出到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。

前期试点研究相继开展

当前，我国新型电力系统建设进入新阶段。截至2024年底，电力系统中新能源装机占比超过40%、发电量占比20%左右。

2024年11月能源局发布《支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，肯定了虚拟电厂作为新型经营主体，在提高电力系统调节能力方面具有显著作用，有助于促进新能源消纳和保障电力安全供应。

2024年12月能源局发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027）》提出，电力系统调节能力要显著提升，以支撑2025-2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用。

自然资源保护协会中国清洁电力项目副主任刘明明在接受中国工业报记者采访时坦言，对比煤电的提升空间有限、气电和抽蓄的资源制约较强、新型储能的经济性欠佳，虚拟电厂的出现提供了更为高效、经济和可持续的解决方案。“《指导意见》的出台对虚拟电厂的定义和定位予以明确和规范，即虚拟电厂作为新型经营主体，通过聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，提供调峰、调频、备用等多种调节服务，从而为虚拟电厂与传统电厂同台竞技奠定了基础。”

目前，虚拟电厂正处于从邀约型向市场型过渡的阶段。

根据《长三角虚拟电厂发展现状分析报告》，虚拟电厂在不同的发展阶段和应用模式下，可以分为邀约型、市场型和自主调度型虚拟电厂。

第一阶段是邀约型虚拟电厂，由各省政府部门牵头组织。在这一阶段，各聚合商共同完成邀约、响应和激励领取。虚拟电厂主要聚合可控负荷资源参与电力需求响应，盈利主要来自响应补贴，市场化程度较低。

第二阶段是市场型虚拟电厂，虚拟电厂与电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场的衔接机制成熟。在这一阶段，虚拟电厂聚合商以实体电厂模式参加不同电力市场，获取多样化的收益。虚拟电厂将作为市场主体被纳入各类电力交易市场，其盈利模式更加清晰和多样化。

第三阶段是自主调度型虚拟电厂，虚拟电厂能够实现跨空间自主调度。在这一阶段，虚拟电厂的资源聚合进一步扩大，具有更大的自主调度能力和资源整合能力。

《面向双碳的虚拟电厂技术支撑体系与商业模式研究》显示，从实施模式看，我国尚未形成成熟的成套解决方案，虚拟电厂项目基本处于前期试点研究阶段。

“十三五”期间，我国江苏、上海、河北、广东等地相继开展了虚拟电厂的试点。江苏省于2016年投运首套针对可再生能源大规模消纳的“源网荷智能电网”虚拟电厂系统；上海于2017年建成世界首个商业建筑虚拟电厂，即黄浦区商业建筑虚拟电厂示范工程；冀北2019年建成直接参与华北辅助服务市场的虚拟电厂示范项目，并参与了多项虚拟电厂国际标准制定。

目前国内虚拟电厂的主要投资与参与方包括：政府、电网企业、发电企业与资源聚合商。政府部门主要牵头虚拟电厂管理平台的建设，例如深圳虚拟电厂管理中心；电网与发电企业投资建设虚拟电厂运营平台，例如：国网的冀北虚拟电厂、南网的“粤能投”虚拟电厂、国电投保定综合智慧零碳电厂；资源聚合商种类较多，主要为综合能源服务公司，售电公司，与车桩企业等直接对接用户资源的公司。

深圳、冀北和上海已经建设发展了具有一定规模和调节能力的虚拟电厂示范项目和市场实践。

在深圳，已建设有虚拟电厂聚合商接入平台。该平台已接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商14家，接入容量达87万千瓦，接近一座大型煤电厂的装机容量。预计到2025年，深圳将建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷5%左右的稳定调节能力。

在冀北，按照“云管边端”体系架构建设了虚拟电厂平台。冀北虚拟电厂资源覆盖范围包括张家口、秦皇岛、承德、廊坊、唐山，资源类型涵盖可调节工商业负荷、蓄热式电锅炉、空气源热泵、储能、分布式光伏、电动汽车充电站、智能楼宇、制雪设施等泛在弹性资源。

在上海，虚拟电厂平台架构涵盖了调度-交易-运营一体化虚拟电厂运营体系和分布自治、层级间规约异构适配技术架构，实现了虚拟电厂直接参与电力市场交易和调度系统优化调控以及海量散布异质资源分层分群控制需求，促进海量多元负荷资源友好高效接入。目前，上海已有12家虚拟电厂接入上海虚拟电厂运行管理与监控平台，虚拟电厂初步形成1000MW发电能力，接入资源类型包括工商业楼宇、冷热电三联供、电动汽车、动力照明、铁塔基站等。按照分钟级、秒级响应能力区分资源参与的交易品种。

因地制宜推动发展

虚拟电厂稳步发展的同时，也应看到其面临的现实挑战。当前，我国不同地区的资源条件、负荷水平、调节需求等差异较大，对不同特点的虚拟电厂需求存在较大差别。同时，当前大多数虚拟电厂仅通过需求响应获取收益，商业模式较为单一。《意见》要求各地结合实际制定虚拟电厂发展方案，加快培育虚拟电厂主体，加快推动虚拟电厂通过公平参与电力市场或需求响应，开展综合能源服务，拓宽收益渠道。

虚拟电厂未来可行的商业模式有哪些？刘明明指出，在邀约阶段，虚拟电厂的商业模式主要以参与需求响应获得补贴为主；随着虚拟电厂向市场阶段过渡，现有政策对虚拟电厂开放中长期、现货、辅助服务等市场，虚拟电厂的商业模式将更为多样化，作为新兴经营主体，虚拟电厂可以全面参与到电力市场交易中。

刘明明进一步分析，从商业模式来看，需求响应属于偶发交易，在电网供需紧张、调节困难时触发，具有交易频次不确定、收益预期不持续的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。为实现虚拟电厂的规模化、常态化运行，更为可行的商业模式是参与到电力市场交易中，基于市场的建设和规则的完善，平等参与市场获得收益。例如对于现货市场，虚拟电厂可聚合长时间、大容量的需求侧资源，包括可控负荷、储能和充电桩等设备；对于辅助服务市场的调频服务，虚拟电厂可聚合风光储等分布式电源，或通过控制策略安排电动汽车参与。

“为通过参与电力市场交易实现盈利，最为关键的是，虚拟电厂针对所开发的分布式发电、用电负荷、电动车等资源，分析其时空互补特性和调节能力，确定合理的聚合策略，从而在满足市场交易规则的前提下，参与相应的市场交易获得收益。”刘明明强调。

针对目前部分地区在虚拟电厂项目建设、接入管理、系统调试等方面的管理流程不清晰，对接入调用、资源聚合的要求还需要进一步明确等问题。《意见》要求各地建立健全建设运行管理机制，制定本地区建设运行管理办法。针对接入调用和资源聚合。

市场机制和交易规则的完善，对于虚拟电厂的发展具有至关重要的意义。刘明明建议，在准入门槛方面，各地结合实际需求适当放宽市场准入门槛，扩大用户参与的覆盖面；在市场准入方面，对虚拟电厂开放所有的交易品种，鼓励虚拟电厂根据聚合资源特点确定交易策略，在符合规则的前提下平等地提供服务；在收益结算方面，在偏差考核方面给予建设初期的虚拟电厂适当的支持，例如当下部分地方尚未规定对虚拟电厂的偏差考核，或者适当放宽偏差电量的考核范围。

《意见》提出，在虚拟电厂资源聚合、调节能力、智慧调控等领域开展技术攻关，推进智能量测与通信技术的研发应用，建立健全虚拟电厂全环节标准体系，有力支撑虚拟电厂发展。

在技术创新方面，虚拟电厂重点要突破技术标准体系的建设瓶颈，从技术上实现虚拟电厂与传统电厂的媲美，即具备“可观、可测、可可调、可控”的特征。为实现这个目的，刘明明认为应从五个方面入手：一是制定区域内统一的虚拟电厂资源通信协议与数据接口标准，建立终端监控设备、通信接口、聚合控制管理等技术标准。二是打通采集终端、虚拟电厂运营平台、电网调度系统、交易系统之间的数据和控制通道。三是支持虚拟电厂并网，建议加快推动调度、交易主管部门出台虚拟电厂并网调度运行规程，确保虚拟电厂的高效接入。四是加快推动虚拟电厂资源感知、系统交互、网络安全防护、入网测试等技术标准体系建设。五是推动国家层面统一智能电表计量标准，促进售电公司、虚拟电厂、聚合商和用户等市场主体的协调发展。

刘明明提出，从目前虚拟电厂发展现状来看，试点示范遍地开花、层出不穷，资本市场广泛关注且颇有雄心，然而，终端用户却意兴阑珊且动力不足。“从被动到主动，从示范到常态化，有很长的一段路要走，有很多细致工作要做，包括预期收益的可持续、商业模式的创新、聚合能力的提升、响应意识的建设、市场标准的规范等等，都需要结合地方资源禀赋和社会发展阶段，因地制宜、因时施策的确定地方虚拟电厂建设和发展路径。”