虚拟电厂（Virtual Power Plant），是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。自2017年上海黄浦区商业建筑虚拟电厂示范工程建成以来，我国各地电网均因地制宜开展了虚拟电厂建设和运行；最广为人知的一次实践，是国家电网冀北电力公司建设、维护、优化的虚拟电厂服务保障了2022北京冬奥会的电力绿色、安全供应。近日，国内虚拟电厂建设再次迎来突破。南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。

区域虚拟电厂实现能力

和接入规模的飞跃

2019年以来，南方电网公司经营区内虚拟电网聚合范围不断扩大、管理技术不断革新、调节能力不断增强、应用场景不断丰富。

2019年起，依托已有的理论探索和国际上的实践经验，南方电网开始规模化考虑虚拟电厂对电网的影响。2020年10月，全国首套自动化虚拟电厂系统在深圳试运行。2021年8—12月，广州市、中山市虚拟电厂的运行标志着城市级虚拟电厂的成功尝试；截至2021年底，广东省聚合的283家虚拟电厂，平均总响应容量约40兆瓦；2021年11月，国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台在深圳试运行。2022年3—4月，《南方电网电力并网运行管理实施细则》等3份文件引入了有资源聚合管理能力的负荷聚合商参与市场的相关规定；8月，国内首家虚拟电厂管理中心在深圳挂牌成立；12月，深圳虚拟电厂管理中心签订了虚拟电厂建设六方合作协议，签约36家聚合商；截止2022年底，聚合资源规模达7392兆瓦，最大可调节能力达到101万千瓦。

2023年5月，深圳虚拟电厂管理中心对接虚拟电厂运营商累计66家，接入管理超30家，接入资源规模超过1500兆瓦，其中分布式光伏容量超400兆瓦，实时最大可调节负荷能力超300兆瓦；6月29日，深圳虚拟电厂管理平台2.0上线试运行。依托三年多来累计聚合的资源，7月初，我国首个区域级虚拟电厂终于投入运行，是全国范围内虚拟电厂建设的一次大的进步。

从响应能力和负荷类型上看，该虚拟电网平台已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，相较于南方电网区域内过往的实践，此次区域级虚拟电厂实现了响应能力的新突破：实现了大范围、多资源参与直控型需求响应、车网互动调节、二次调频辅助服务等新突破，直控资源在30秒内“闻令而动”，响应能力已基本接近实体电厂。同时还面向用户提供数字代维、智慧能管、市场交易等用能服务。

从接入规模上看，该虚拟电网平台聚合分布式资源规模10751兆瓦，其中可调节能力1532兆瓦，相当于投产7座220千伏变电站。相比之下，现存国内其他区域的单个虚拟电网试点规模均在500兆瓦以下，可调节能力均在100兆瓦以下。例如，浙江金华金华供电公司“全域”虚拟电已聚合资源容量286.9兆瓦，可调节容量66.1兆瓦（2023年6月）；合肥电网虚拟电厂共接入光伏电站、电动汽车充换电站(桩)、储能站、商业楼宇等多种负荷类型220兆瓦（2023年5月）；厦门虚拟电厂项目聚合社会可调节负荷资源366.1兆瓦（2023年5月）；山西首批9家售电主体申报的15家虚拟电厂平均聚合容量为123.16兆瓦，可调节平均容量26.13兆瓦（2023年2月）。南方电网建设的区域虚拟电网，在接入规模和响应规模上实现了单个虚拟电厂数量级的巨大提升。

建设区域虚拟电厂

具有广泛的福利效应

从公开信息来看，本次区域虚拟电厂参与调度的主要途径有两种：一是替代部分备用机组，直接参与调峰，有效削峰填谷；二是替代部分发电机组、变电站参与一次、二次调频等电力辅助服务，增强电网安全性。这些途径能有效节约容量投资，降低发电成本、阻塞成本和辅助服务成本，降低电力系统碳排放，促进新能源消纳，形成合力赋能新型电力市场的建设。具体来讲：

第一，区域虚拟电厂能降低容量投资成本。在传统的电力系统中，为了保证系统的可靠性，各区域必须各自进行发电能力投资，以满足电力需求，为保证响应的可靠性，这一投资实际上是对化石燃料电厂投资。虚拟电厂通过储能、柔性负荷等接入负荷降低高峰负荷，进而降低维持可靠性所需的容量投资（建造、运营和管理化石燃料发电厂的投资），由此产生的代价是虚拟电网的并网成本、管理系统的建设成本等。根据国家电网的测算，如果通过火电厂实现电力系统的削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂实现这一目标仅需投资500亿~600亿元，即火电厂成本的1/8~1/7。由此可见，虚拟电厂提供了一个成本更低的可靠性建设替代方案。

第二，区域虚拟电厂能降低发电成本。在一个完全竞争的电力市场中，不考虑技术约束时，调度发电机组出力的顺序与各类边际机组的成本升序一致，在这样的市场中，保持可再生能源发电不变，电力供应的边际成本预计将随着负荷的增加而增加。换句话说，峰时电力的边际成本预期大于非峰时电力的边际成本。

因此，虚拟电厂通过聚合新型储能、电动汽车充换电设施、非生产性空调、分布式光伏等风光储充微电网等各类分布式资源，在用电谷时做“用电负荷”，用电网的电并储存起来；在用电峰时做“电源”，降低用电需求或者向电网放电；将负荷从峰时转移到谷时，降低发电总成本。

第三，区域虚拟电厂能降低传输阻塞成本。第二点中的理想市场同时因为传输和发电的约束而产生变化。一方面，当没有足够的传输容量来支持所有传输服务请求时，传输拥塞就发生了。为了保证可靠性，传输系统运营商必须重新调度发电，或者在受限制的情况下拒绝其中的一些请求，以防止传输线过载。阻塞成本是由于输电拥塞造成的社会福利损失。

具体来说，电力需求的高峰时段更容易出现输电能力约束和发电容量约束；电力需求从谷时到峰时快速爬升时，容易出现爬坡约束。峰时，由于虚拟电厂聚合的发电/储能/用电设备具有地理上分布广泛的特征，既能缓解传输和发电的容量约束，又能降低约束发生的可能性。从谷时到峰时变化时，虚拟电厂一方面可以分担调度机组的瞬时发电压力，另一方面可以平抑峰谷需求差异，降低爬坡约束发生的可能性。总而言之，虚拟电厂空间上分布广泛，时间上调度迅速，机制上“源荷互动”的特征能有效降低传输阻塞成本。

第四，区域虚拟电厂能降低碳排放和减少排放权购入成本。一方面，虚拟电厂可以通过调度分布式新能源削峰填谷，减少总排放量和排放权购入成本。另一方面，如果峰时的边际机组比谷时的边际机组具有更高的发电成本和更低的排放率，除了上述途径外，虚拟电网还可以通过调度独立储能、充电桩，将峰时的低排放的电“存”起来，转移到谷时使用，替代本来谷时需要以高排放为代价才能发出的火电。两者均能降低碳排放和减少排放权购入成本。

第五，区域虚拟电厂能降低辅助服务成本。辅助业务是指通过平衡电力供需、调节频率和电压水平，以及在发生干扰时恢复系统，保证电网可靠稳定运行的业务。区域虚拟电厂通过“源荷互动”的特性平抑负荷需求曲线波动，通过直接调度海量分散的充电桩、空调、储能等用电资源，降低用电功率，直接提供调频服务，使得电网更容易平衡，从而降低辅助服务成本。

第六，区域虚拟电厂可以通过促进新能源消纳，降低新能源发电的影子成本。新能源具有典型的间歇性特征，出力随机波动性强，供需在时空维度的巨大差异，弃风、弃光现象频发。虚拟电厂可以通过对分散的新能源资源进行集成和管理，实现对新能源的接入和有效利用，降低新能源并网运行成本，加速新能源容量投资回收速度。

面向未来：如何建立

激励相容的发展模式

随着区域虚拟电厂的投运，为了真正让上述社会福利得以实现，一个面向未来的核心问题是如何设计一个可持续的“虚拟电厂参与电力市场”的机制，使得各利益相关方——接入虚拟电厂的“分布式资源”、具备规模用电负荷集合和控制能力的“负荷聚合商”、进行管理调度的电网，三方依据自身目标最大化制定的决策，正好与社会最优化目标吻合，避免系统外部的政府监管部门不得不干预市场，在经济学中，这种机制就是“激励相容”的。

为了实现这一目标，首先应当明确社会的最优目标是什么。答案是显而易见的，那就是习近平总书记在2021年3月中央财经委员会第九次会议上提出的“构建以新能源为主体的新型电力系统”，接下来要考虑各利益相关方有差别的目标，设计能使各方做出有利于新型电力系统建设的决策，具体来说：

第一类利益相关方是各种分布式资源。作为虚拟电厂系统中最基础、最核心、最关键的一环，它们既有共同点，又有显著区别，因此在市场实际中要坚持既有共同点、又有区分的设计原则。从共同点来说，由于聚合资源不受地理位置等条件制约，因此虚拟电厂参与辅助服务市场有一定优势，相较之下，由于电能量市场通过价格信号引导市场主体参与调节，对虚拟电厂被聚合对象的价格敏感性、地理属性和出清结果的可执行性要求更高，虚拟电厂参与电能量市场的难度更大。

从区别来说，按照能否自主发电、能否储能、自身是否有负荷，可以大致把分布式资源分为四类，一是具有“不能发电，能储能放，无需负荷”特点的各类独立储能；二是具有“不能发电，能储能放，自身负荷”特点的电动汽车充换电设施、风光储充微电网；三是具有“能够发电，不能储只能放，无需负荷”特点的“分布式光伏”；四是具有“不能发电，不能储只能放，自身负荷”特点的“非生产经营性空调”。

以第一类储能为例进行分析，储能的价值实现的途径主要是共享租赁赚取租金，直接接受政府的各种补贴或减免政策（一次性容量补贴、市场参与补贴、免除输配电价和政府性基金及附加等），通过电能量现货市场峰谷价差套利，参与调峰、调频（包括一次调频、二次调频）等辅助服务市场赚取充电补偿，执行备用火电的功能获取兜底容量电价这几类。在市场设计中，应当明确希望此类分布式资源发挥的具体作用，从而在适当的市场上，给予其独立的主体地位，引导其以特定的方式实现盈利。

例如，前文提及的《南方电网电力并网运行管理实施细则》等3份文件，将独立储能电站作为新主体纳入管理，进一步提升独立储能补偿标准，借此引导独立储能参与辅助服务市场盈利；《广州市黄埔区、广州开发区促进新型储能产业发展办法》通过有上限的容量补贴、放电量补贴，在市场机制尚不完善的时候，内部化储能的正外部性收益，形成正向激励；与之相反，为了更好促进储能参与市场，作为兜底性手段的容量电价并没有被广泛应用。

此外，在实际中，不同种类的分布式资源的特征可能融于一身，比如“光储充”一体化充电等，此时，更需要良好的市场设计为这种资源提供参与电力市场的激励。

第二类利益相关方是负荷聚合商。其对于电力系统的贡献是通过电价信号参与需求侧响应，将充电负荷曲线和电网负荷曲线叠加，从而显著缩小峰谷差，保持电网平衡。在实践中，聚合商也经常由售电企业和电网担任。其盈利方式主要包括：预测可再生能源发电，直接控制特定分布式能源发电的交易从而盈利；需求响应聚合，依据“优序原则”调配分布式能源，降低发电成本从而盈利；参与电力辅助服务市场竞标，通过调度负荷用电功率参与调频市场。

可以看出，聚合商和分布式资源的盈利首先是相辅相成的，只有更多地参与到电力市场中，才能获得更大利润；之后就涉及到利益分配问题。垄断竞争理论指出，随着聚合市场的市场化程度提高，聚合商的市场势力会逐渐消失，聚合商的数量会逐渐增多，其超额利润率会逐渐降低并最终趋于零。然而，与传统理论相悖的是，随着聚合商数量的增加，可能出现单个聚合商资源不足的情况，这对于邀约型的需求反应是不利的，会出现总聚合可调负荷超过邀约规模，但是却无“人”应邀的尴尬局面。

要破解这一问题，可以通过“技术聚合”、市场调节等手段。“技术聚合”也就是依托5G+通信技术，实现更大范围内负荷的直接调动，拒绝中间商赚差价，实现管理平台和柔性负荷的直接对接，南方电网本次区域虚拟电厂的建设就是走的这条路径。另一个可能的路径是从“邀约型”虚拟电厂完全“进化”成交易型、自治型虚拟电厂，以市场化手段解决这一问题，由于聚合商具有的网络特征，此时社会最优的聚合商规模，应当考虑科斯所讲的企业最优边界和可能的网络效应，在一定水平上动态波动。

第三类利益相关方是电网公司。由于电网公司同时经营售电业务，有条件聚合分布式资源建设虚拟电厂。因此，可能出现电网优先调度自身或自身的子公司建设的虚拟电厂，而非按照“优序原则”调度或给与其他虚拟电厂平等的市场参与机会，这会降低市场效率。

要破解这一问题，要持续推动电力系统深化改革，通过设计虚拟电厂参与需求侧响应的调度顺序机制，明确参与调频市场的独立平等主体地位，加强电网系统各项工作之间的独立性。

总而言之，要实现虚拟电厂参与电力市场可持续发展，就要锚定新型电力市场建设的总目标，通过机制设计而非直接干预的手段，厘清、协调各方利益诉求，用良好的制度设计引导各利益主体参与市场竞争，在市场“看不见的手”的作用下，促使虚拟电厂赋能新型电力市场建设。