今年是“十四五”能源规划编制之年，关于煤炭和煤电如何考虑成为关注的焦点。今年疫情之后，多个煤电建设开闸放水的消息见诸报端，更有人主张“十四五”要新建高达2亿千瓦煤电项目。同时，也有一股强大呼声，呼吁控制发展煤电的惯性冲动，主张通过充分发展可再生能源和挖掘需求侧资源来满足电力负荷增量，大力发展虚拟电厂，替代煤电调峰，并进一步推动能源革命。

那么，究竟什么是虚拟电厂？其资源状况、未来发展空间如何？如何理解虚拟电厂在能源革命和现代能源体系建设中的意义和作用？当前在我国推进虚拟电厂新业态还存在哪些突出问题？如何有效克服这些问题？在这里简要梳理如下。

一、什么是虚拟电厂

从现有的研究和实践来看，虚拟电厂可以理解为：是将不同空间的可调节（可中断）负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷；既可快速响应指令配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。

虚拟电厂自本世纪初在德国、英国、西班牙、法国、丹麦等欧洲国家开始兴起，同期北美推进相同内涵的“电力需求响应”。我国同时采用这两个概念，一般认为虚拟电厂的概念包含需求响应。目前虚拟电厂理论和实践在发达国家已成熟，各国各有侧重，其中美国以可控负荷为主，规模已超3千万千瓦，占尖峰负荷的4%以上；以德国为代表的欧洲国家则以分布式电源为主；日本以用户侧储能和分布式电源为主，计划到2030年超过2500万千瓦；澳大利亚以用户侧储能为主，特斯拉公司在南澳建成了号称世界上最大的以电池组为支撑的虚拟电厂。“十三五 ”期间，我国江苏、上海、河北、广东等地也相继开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点。如江苏省于2016年开展了全球单次规模最大的需求响应。国网冀北电力有限公司高标准建设需求响应支撑平台，优化创新虚拟电厂运营模式，高质量服务绿色冬奥，并参与了多个虚拟电厂国际标准制定。

二、虚拟电厂的三类资源

虚拟电厂赖以发展起来是以三类资源的发展为前提的。一是可调（可中断）负荷，二是分布式电源，三是储能。这是三类基础资源，在现实中，这三类资源往往会糅合在一起，特别是可调负荷中间越来越多地包含自用型分布式能源和储能，或者再往上发展出微网、局域能源互联网等形态，同样可以作为虚拟电厂下的一个控制单元。

相应，虚拟电厂按照主体资源的不同，可以分为需求侧资源型、供给侧资源型和混合资源型三种。需求侧资源型虚拟电厂以可调负荷以及用户侧储能、自用型分布式电源等资源为主。供给侧资源型以公用型分布式发电、电网侧和发电侧储能等资源为主。混合资源型由分布式发电、储能和可调负荷等资源共同组成，通过能量管理系统的优化控制，实现能源利用的最大化和供用电整体效益的最大化。

可调（可中断）负荷

可调负荷资源的重点领域主要包括工业、建筑和交通等。其中工业分连续性工业和非连续性工业；建筑包括公共、商业和居民等，建筑领域中空调负荷最为重要；交通有岸电、公共交通和私家电动车等。可调负荷资源在质和量两个方面都存在较大的差别。在质的方面，可以从调节意愿、调节能力和调节及聚合成本性价比几个维度来评判。总的来说，非连续工业是意愿、能力、可聚合性“三高”的首选优质资源，其次是电动交通和建筑空调。在量的方面，调节、聚合技术的发展和成本的下降都在不断提升可调负荷资源量。从国家电网等企业和江苏、上海等省市的调查情况看，当前我国可调负荷资源经济可开发量保守估计在5000万千瓦以上。

分布式电源

分布式电源（分布式发电）指的是在用户现场或靠近用电现场配置较小的发电机组，包括小型燃机、小型光伏和小型风电、水电、生物质、燃料电池等或者这些发电的组合。

当前我国对分布式电源（发电）的界定和统计还处在不够严谨的状态。据初步统计，截至2018年底，我国分布式电源装机约为6000万千瓦，其中，分布式光伏约5000万千瓦，分布式天然气发电约为300万千瓦，分散式风电约为400万千瓦。一些符合条件的小水电未被纳入，小型背压式热电也因争议大暂未被作为分布式发电。而站在虚拟电厂的角度，对分布式发电资源的界定在于调度关系，凡是调度关系不在现有公用系统的，或者可以从公用系统脱离的发电资源，都可以纳入虚拟发电资源。从这个意义上说，所有自备电厂都是虚拟电厂潜在的资源。

储能

储能是电力能源行业中最具革命性的要素。储能技术经济性的快速提升，使电能突破了不可大规模经济储存的限制，也改变了行业控制优化机制。按照存储形式的区别，储能设备大致可分为四类：一是机械储能，如抽水蓄能、飞轮储能等；二是化学储能，如铅酸电池、钠硫电池等；三是电磁储能，如超级电容、超导储能等；四是相变储能。据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2019年12月，全球已投运电化学储能累计装机为809万千瓦，我国171万千瓦，初步形成电源侧、电网侧、用户侧“三足鼎立”新格局。

三、虚拟电厂发展的三个阶段

虚拟电厂的三类基础资源都在快速发展，所以虚拟电厂自身的发展空间也在快速拓宽。但并不是有了资源虚拟电厂就自然发展出来了，而是要有系列必要的体制机制条件为前提。依据外围条件的不同，我们把虚拟电厂的发展分为三个阶段。第一个阶段我们称之为邀约型阶段。这是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。第二个阶段是市场型阶段。这是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。第三个阶段是未来的虚拟电厂，我们称之为跨空间自主调度型虚拟电厂。随着虚拟电厂聚合的资源种类越来越多，数量越来越大，空间越来越广，实际上可称之为“虚拟电力系统”，其中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。

第一阶段：邀约型虚拟电厂

在电力市场包括电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场到位之前，即可通过政府部门或调度机构（系统运行机构）发出邀约信号，有虚拟电厂（聚合商）组织资源（以可调负荷为主）进行响应。当前我国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主，其中以江苏、上海、广东等省市开展得较好。

2015年，江苏在全国率先出台了季节性尖峰电价政策，明确所有尖峰电价增收资金用于需求响应激励，构建了需求响应激励资金池，为江苏地区需求响应快速发展奠定基础；同年，江苏省工信厅、物价局出台了《江苏省电力需求响应实施细则》，明确了需求响应申报、邀约、响应、评估、兑现等业务流程。根据历年来实践经验和市场主体的意见，江苏省电力公司会同相关主管部门不断优化激励模式和价格机制，按照响应负荷容量、速率、时长明确差异化激励标准。首创“填谷”响应自主竞价机制，实现用电负荷双向调节，资源主体参照标杆价格向下竞价出清，有效促进资源优化配置，提升了清洁能源消纳水平。2016年，江苏省开展了全球单次规模最大的需求响应，削减负荷352万千瓦。2019年再次刷新纪录，削峰规模达到402万千瓦，削峰能力基本达到最高负荷的3%～5%。为促进新能源消纳，2018年以来在国庆、春节负荷低谷时段创新开展填谷需求响应，最大规模257万千瓦，共计促进新能源消纳3.38亿千瓦时。

近年来，江苏省需求响应参与覆盖面不断扩大。从2015年主要以工业企业参与需求响应开始，逐步引入楼宇空调负荷、居民家电负荷、储能、充电桩负荷等，不断汇聚各类可中断负荷资源。截至目前，已经累计汇聚3309幢楼宇空调负荷，最大可控超过30万千瓦，与海尔、美的等家电厂商合作，依托家电厂商云平台对居民空调、热水器等负荷进行实时调控。2020年，首次开展5户客户侧储能负荷参与实时需求响应，与万邦合作，首次将江苏地区1万余台充电桩负荷纳入需求响应资源池。截至目前，江苏地区累计实施响应18次，累计响应负荷量达到2369万千瓦，实践规模、次数、品种等均位居国内前列。

第二阶段：市场型虚拟电厂

当前在我国，属于市场型虚拟电厂的只有冀北电力交易中心开展的虚拟电厂试点。冀北虚拟电厂一期接入蓄热式电采暖、可调节工商业、智慧楼宇、智能家居、用户侧储能等11类可调资源，容量约16万千瓦，分布在张家口、秦皇岛、廊坊三个地市。初期参与试点运营报装总容量约8.0万千瓦，主要为蓄热式电采暖、可调节工商业和智慧楼宇。在服务“新基建”方面，率先在张家口试点采用5G技术，实现蓄热式电锅炉资源与虚拟电厂平台之间大并发量、低时延的信息快速双向安全传输。目前冀北虚拟电厂商业运营主要参与华北调峰辅助服务市场，根据系统调峰需求，实时聚合调节接入资源用电负荷，在新能源大发期间增加用电需求（填谷），减少火电厂不经济的深调状态，获得与调峰贡献相匹配的市场化收益。截至2020年3月底，虚拟电厂累计调节里程757.86万千瓦时，实际最大调节功率达到3.93万千瓦，投运以来虚拟电厂总收益约157.46万元，日最大收益为87092.95元。

第三阶段：跨空间自主调度型虚拟电厂

虚拟电厂发展的高级阶段将能实现跨空间自主调度。当前国际上有两个典型案例：一个是德国Next Kraftwerke公司。该公司早在2009年就启动了虚拟电厂商业模式，至2017年实现对4200多个分布式发电设备的管理，包括热电联产、生物质能发电、小水电以及风电、光伏，也包括一部分可控负荷，总规模达到280万千瓦。一方面对风电、光伏等可控性差的发电资源安装远程控制装置，通过虚拟电厂平台聚合参与电力市场交易，获取利润分成；另一方面，对水电、生物质发电等调节性好的电源，通过平台聚合参与调频市场获取附加收益，目前该公司占德国二次调频市场10%的份额。据最近的信息，该公司至2019年底已经实现对跨5个国家7000多个分布式能源和可调负荷的管理。

案例二是日本正在进行的一个虚拟电厂试验项目，该项目由日本经济贸易产业省资助，关西电力公司、富士电机等14家公司联合实施，共同建立一个新的能量管理系统，通过物联网将散布在整个电网的终端用电设备整合起来，以调节可用容量，平衡电力供需，促进可再生能源的有效利用。该项目一旦实施成功，也是一个典型的跨空间自主调度型虚拟电厂。

四、理解虚拟电厂的五个视角

第一，从需求侧管理到需求响应的角度。这是很自然的进化视角。目前开展需求响应和邀约型虚拟电厂，基本都是在原有需求侧管理的基础上进行，无论是管理部门、人员，还是技术支持系统，遵循的管理制度，都与需求侧管理工作一脉相承。

需求响应和需求侧管理有一定的相关和重叠。一般而言需求响应包括系统导向和市场导向两种形式。系统导向的需求响应由系统运营者、服务集成者或购电代理商向消费者发出需要削减或转移负荷的信号，通常基于系统可靠性程序，负荷削减或转移的补偿价格由系统运营者或市场确定。而市场导向的需求响应则是让消费者直接对市场价格信号作出反应，产生行为或系统的消费方式改变，价格是由批发市场和零售市场之间互动的市场机制形成。

其中系统导向的需求响应和需求侧管理具有较大的相关性。一般我们将需求侧管理中影响消费行为的项目称为负荷管理项目，而把影响消费方式的项目称为能源效率项目。负荷管理项目可以看作市场改革之前的需求响应项目，这些项目在市场改革后发展为系统导向的需求响应。在传统电力工业结构下，负荷管理项目可作为电力公司削减峰荷容量投资和推迟网络升级投资的一种工具。这些项目包括直接的负荷控制和调整、高峰期电价、分时电价等。需要指出的是，在市场改革前作为负荷管理工具的高峰期电价和分时电价，虽然在市场改革后仍然是需求侧响应的重要工具，但前后存在着本质的区别：前者是作为电力公司的负荷管理手段，消费者只能被动接受而无选择权；后者则是消费者的一个电价选择，消费者可以自主决定是否参与。

简而言之，从需求侧管理到需求响应虽然有相关继承性，但其区别是本质性的，在需求侧管理中，用户是刚性的“无机体”，是管理和控制的对象，而在需求响应中，用户是弹性的“有机体”，是被激励有响应的对象。

第二，从电力市场建设和电力市场运营稳定的角度。从加州电力危机之后，大家统一了一个理念，就是一定要把用户引入电力市场，这是从市场稳定的角度出发。关于市场稳定有一个判据，即市场中最大发电商的均衡市场份额不能大于其面对的需求侧弹性。所以，要维持电力市场的稳定，途径有两条：一是控制最大发电商的市场份额，二是提高需求侧价格弹性，也就是增加需求侧响应的能力。很明显，将供应侧的集中度减少一半和将需求侧的价格弹性增加1倍，对价格即市场稳定性的影响是一样的，但后者可能更容易做到。

第三，从综合资源规划的角度。今年是“十四五”规划之年，现在围绕的核心焦点问题是关于煤电是不是开闸的问题，争论非常激烈。目前全国各地3%～5%的尖峰负荷分布基本都在50个小时之内，如果用供应侧投资，尤其是大量上化石能源电厂的话，光从投资量来讲，至少需要五千亿以上的规模去满足，而如果用需求侧资源，预计在1/7~1/10的投资，主要是智慧能源新基建的投资，起步可以用最基础的需求响应项目就可以实现。

第四，从能源互联网的角度。从2015年电改以来，和改革同时兴起的是能源互联网新技术和新业态的推进。能源互联网和需求响应、虚拟电厂有非常高度的重叠。从局域能源互联网角度来看，其实就是需求响应进化的一种形式，我们讲需求响应首先更多的是狭义地讲可调负荷，但接下来分布式能源的纳入，使得整个需求侧资源内涵又发生质的提升，更多以微网、局域能源互联网的形式来做需求侧资源。再往下发展就是一种广域能源互联网的形式，形成跨空间的源网荷储的集成和协同。

第五，从能源革命的角度。我们理解能源革命有两个维度，第一是主力能源品种的更替，就像从化石到非化石，从高碳到低碳，这叫能源革命。第二个维度是整个能源系统的控制和优化方式，这是一种颠覆式变化，是更为深刻的能源革命。从电力工业诞生一百四五十年以来，整个电力行业一直是top-down的控制和优化方式。但是当需求侧资源不断引入之后，在能源互联网中以使用者为中心，将会越来越充分的实现，那时控制和优化的方式就是bottom-up。

所以，在那种情形下，我们将是一种跨空间的、广域的源网荷储的集成商。需求响应刚开始是少量的负荷集成商，而后发展是综合资源集成商，是源网荷储的集成商。再往后发展，整个行业的主力，在市场平台上唱主角的将是这些聚合商。届时，我国电力五级调度体系就会发生根本性变化。

五、总结与建议

首先，发展虚拟电厂意义重大。一是可以提高电网安全保障水平。当前我国中东部地区受电比例上升、大规模新能源接入、电力电子装备增加，对电力系统平衡、调节和支撑能力形成巨大压力。将需求侧分散资源聚沙成塔，发展虚拟电厂，与电网进行灵活、精准、智能化互动响应，有助于平抑电网峰谷差，提升电网安全保障水平。二是可以降低用户用能成本。从江苏等地试点看，参与虚拟电厂后用户用能效率大幅提升，在降低电费的同时，还可以获取需求响应收益。如江苏南京试点项目平均提升用户能效20%；无锡试点项目提高园区整体综合能源利用率约3个百分点，降低用能成本2%，年收益约300万元。三是可以促进新能源消纳。近年来，我国新能源装机快速增长，2019年新增风电、光伏装机5255万千瓦，占全国新增装机的62.8%，但部分地区、部分时段弃风弃光弃水现象仍比较严重。发展虚拟电厂，将大大提升系统调节能力，降低“三弃”电量。四是可以节约电厂和电网投资。我国电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小时。据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区5%的峰值负荷需求，电厂及配套电网投资约4000亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为400～570亿元。

其次，当前发展虚拟电厂还存在以下几个突出问题。一是认识不到位。目前，我国虚拟电厂处于起步阶段，其组织、实施和管理基本上还是沿袭需求侧管理的旧模式，没有树立起将需求侧资源和供给侧资源同等对待的理念，没有形成体系化、常态化工作机制，没有下定持续推进的决心。二是管理部门不明确。虚拟电厂属新业态，目前遵循的是国家发展改革委、工信部、财政部、住建部、国资委、国家能源局等六部门于2017年发布的《电力需求侧管理办法（修订版）》，但牵头部门不明确，管理职能有交叉，协同发力不足。三是规范标准不统一。国家层面没有相关文件，潜力巨大的分布式发电无法进入，限制了虚拟电厂发展空间。没有虚拟电厂的国家、行业标准，各类设备及负荷聚合商的通信协议不统一，数据交互壁垒高、不顺畅，增加了建设难度和成本。四是激励和市场化机制不到位。目前，仅有8省市出台了支持政策，但激励资金盘子小、来源不稳定，难以支撑虚拟电厂规模化发展。各地电力辅助服务市场和现货市场建设中，除华北地区开展小规模试点外，没有将虚拟电厂作为市场主体纳入。

综上，我们应从以下几个方面来推动虚拟电厂发展：

一是尽快启动虚拟电厂顶层设计。建议由国务院层面出台《虚拟电厂建设指导意见》，明确虚拟电厂定义、范围；积极培育“聚合商”市场主体；建立虚拟电厂标准体系；明确能源主管部门牵头建设虚拟电厂。

二是加快实施虚拟电厂“新基建”。政府部门统筹规划，充分引入华为、腾讯、阿里等先进信通和互联网平台企业，搭建虚拟电厂基础平台。聚合商在基础平台上建设各类运营平台，为广大用能企业提供一揽子智慧能源服务。

三是加快完善激励政策和市场化交易机制。丰富虚拟电厂激励资金，来源可包括尖峰电价中增收资金、超发电量结余资金、现货市场电力平衡资金等。加快完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场的衔接机制。

四是推进虚拟电厂高质量规模化发展。应考虑将发展虚拟电厂纳入各级“十四五”能源规划并进行考核。建议在全国范围复制推广虚拟电厂的“江苏模式”。“江苏模式”主要特征有两点：一是政府主导平台建设和运营，提供公平、开放、免费服务；二是社会资本主导虚拟电厂建设和运营，培育了数目众多的市场化“聚合商”，实现了技术快速迭代、成本快速下降。同时支持江苏结合现货市场和辅助服务市场建设，进一步提升虚拟电厂发展水平。

原标题： 我国虚拟电厂发展研究