“虚拟电厂大家谈” | 变“现”困难 虚拟电厂商业运营该如何推进？

编者按

随着能源结构的持续优化与电力市场的深化改革，虚拟电厂作为智慧能源管理的新模式，正在以前所未有的速度走进我们的视野。

2023年开年之际，朗新研究院捕捉到了这一趋势，推出了【“虚拟电厂大家谈”】系列稿件，受到了广泛关注和热烈讨论。一年来，朗新研究院持续深耕该领域，紧密跟踪行业动态，力求为大家提供更加前沿和专业的洞见。

如今，我们再次策划了全新的“虚拟电厂大家谈”系列，旨在更全面、更深入地剖析虚拟电厂的最新发展态势、政策走向、商业模式创新及市场机遇，欢迎大家的持续关注，系列稿件将陆续与您见面。

朗新研究院真诚地期待您的关注、分享、留言和评论，希望通过大家的共同参与和互动交流，能够汇聚更多的智慧和力量，共同推动虚拟电厂领域的持续创新与发展。

导语

国内多地开展虚拟电厂项目试点，并取得一定成效，但暂未实现真正的商业化落地且经验推广不易，让更多地区的虚拟电厂走入“现实”仍存在困难。在这背后，笔者认为最重要的因素不是技术瓶颈，而是虚拟电厂参与电力市场的机制不够健全，运营商和用户“变现”难。

基于此，本文聚焦于虚拟电厂商业运营，提出“三化”机制解决方案，并以某地为例展示分析思路和建议措施，而各省（市）资源禀赋、用电特点、产业结构等不尽相同，实施过程中需一省（市）一策，因地制宜。

核心理念

（一）虚拟电厂商业运营道路曲折但未来可期

国家层面虽暂未出台虚拟电厂专项政策标准，电力市场中也缺乏对虚拟电厂的顶层设计，但截至目前已有31个省市出台虚拟电厂相关政策、公开投融资事件达81起，数据表明其发展已进入到窗口期，而商业运营也成为能否破局的关键。

一方面我国直购电交易市场从国情和区域特征出发，正进行试错式渐进性改革，逐步完善辅助服务和现货市场，未来也将从交易公平问题深化到深层次的服务性匹配问题，虚拟电厂由于其聚合资源特性和所带来的经济效益，或能在直购电交易市场的新土壤中获得长远发展。

但另一方面，随着越来越多省市出台虚拟电厂建设运营相关政策，虚拟电厂的平台建设与商业运营诉求不断增多，如何将示范项目的经验总结凝练加以推广显得愈发重要，而各地需求侧资源特性、电力市场机制、对虚拟电厂的理解不同，经验总结和复用都不是一件易事，需从多个维度共同发力探索出一套合理的解决方案。

（二）“三化”需合力才能破解商业运营难题

我国虚拟电厂商业运营的收入来源主要是参与邀约型需求响应、辅助服务中的调峰市场来赚取补贴和价差，但对运营商和资源主体来说很难盈利并且该种模式很难常态化标准化进行，虚拟电厂商业运营的关键就在于能否实现持续高效盈利，而同时运用市场化、常态化、生态化的机制建设或能破题。

要说明的是，三者之间并不是完全割裂开来，而是相辅相成、互相作用，市场化是常态化的基础，常态化是生态化的基石，生态化又可以赋能于市场化。

从市场化角度来看，冀北是全国首个市场化运营的虚拟电厂示范工程，其协同调度冀北五市需求侧资源参与华北调峰辅助服务市场出清，并纳入电网调度计划和AGC闭环调控，在实际运营中，实现从社会效益向经济效益的有效过渡；深圳市虚拟电厂的激励机制较为完善，可享受深圳本地固定补贴、广东需求响应补贴、南网辅助服务固定补贴等三级补贴。

从常态化角度来看，山西虚拟电厂位于国内前列。一方面其是电力现货市场环境下国内首个省级虚拟电厂，其中“负荷类”虚拟电厂入市交易，以售电公司的高级形态按照“负发电”模式报量报价参与现货电能量市场，虚拟电厂被赋予影响价格的权力，为其常态化运行持续获利奠定基础；另一方面明确了用户和虚拟电厂运营商之间的红利传导机制，提升市场主体持续参与动力。

从生态化角度来看，上海电力组织市场主体开展虚拟电厂运营体系深化应用工作，在调度控制、商业模式等方面持续推进，并与政府部门开展多轮讨论，初步明确虚拟电厂参与调节所获收益的疏导方式；深圳虚拟电厂深化政企协同攻关，建设深圳虚拟电厂管理中心实体机构，由市发展改革委管理、深圳供电局落实人员及工作，并下设5个专项工作组。

总的来说，我国虚拟电厂商业运营还处于摸索阶段，虽在市场化、常态化、生态化上分别积累了一定成功经验，但还未有哪个虚拟电厂真正实现商业化成功落地并可被复制。

案例分析

A地在极端天气和冬夏用电高峰时电网安全稳定运行易受到冲击，但当地分布式电源、新型储能、工业负荷等需求侧资源丰富，建设虚拟电厂能够聚合海量需求侧资源参与电力系统调节平抑电网波动并给各方带来收益，下文将深入剖析A地基础情况。

（一）电网平稳运行存在困难——有需求

一是由于受到气候影响，A地用电需求呈现出明显的冬、夏“双峰”特征，加上极端天气频发，用电高峰时电力供需紧张，对电网安全稳定运行提出更高要求；

二是缺少常规水电、燃气轮机等传统灵活性调节电源，调节能力先天不足，难以平抑电网波动；

三是光伏、风电等新能源装机规模位居全国前列，新能源的随机性、波动性、间接性等特征冲击电力系统稳定性，加上新能源大发时段和电力需求尖高峰时段错开，新能源消纳困难。

（二）需求侧资源优势明显——有基础

A地集聚大量需求侧资源，除了大规模的光伏、风电外，以电化学储能为主的新型储能规模也走在全国前列，储能建设能为新能源消纳提供有力支撑，弥补新能源的波动性。此外，A地还具有丰富的工业可调负荷，调节潜力较大。

（三）各类市场具备入市基础——有机会

虽暂未出台明确的虚拟电厂入市细则，但是A地虚拟电厂在电能量市场、辅助服务市场、需求响应、绿电绿证市场中都具备一定的入市基础，各类市场中情况各异的套利为运营商和资源主体的接入提供机会。

一是A地峰谷价差大，电力现货市场出清价格存在地板价；二是参与电力现货市场的发电机组可获得容量补偿费用，实施电能量与容量相结合的“双市场”补偿机制；三是A地绿电绿证和碳排放权交易市场利好，绿色环境权益需求旺盛。

（四）商业运营处于起步阶段——有难点

在准入机制上，A地虽已出台相关政策明确虚拟电厂可参与需求响应和辅助服务市场，但暂时还未落实相关实施、交易细则；在平台建设上，A地下属多个市正在推进试点建设，但尚未入市运营，且暂未建设省级虚拟电厂平台；在相关补贴上，参与需求响应可按3档获得相应的能量补偿和容量补偿，但除此之外，暂无早期建设一次性补助等其他专项补贴。

相关建议

A地虚拟电厂商业运营打法可按照时间、市场主体、优先级等维度进行问题拆解并制定相关策略，而本文侧重于“三化”分析，将基于对A地的剖析和对虚拟电厂商业运营的理解，从市场化、常态化、生态化角度出发，提出一些思路建议。

（一）放开市场准入和补贴探索盈利模式

建立全市场多品种虚拟电厂参与机制。以开展盈利模式探索和能力构建为近期工作主要内容，不断完善各类市场准入机制。参照电能量市场、辅助服务市场、绿电绿证市场的优先级顺序，为虚拟电厂运营商打开尽可能多的潜在盈利通道，逐步形成各方按需参与、模式百花齐放的格局。

结合收益测算制定相应补贴机制。一是以5年回收，内部报酬率8%计算出相应预期收益，并相应提高容量补偿标准；二是结合虚拟电厂实际投资额制定一次性建设及运营补贴，降低运营商的初期投入门槛。

（二）常态化机制建设实现可持续盈利

健全以现货为中心的虚拟电厂交易机制。一是推动现货机制更趋市场化，一方面在保障民生的基础上进一步扩大峰谷电价差，提高持续盈利上下限；另一方面逐步推动用户侧参与日前市场报价，使其更能结合市场供需变化调节充放策略来增加收益。二是推动虚拟电厂参与方式主动适应现货机制，从目前的单独序列、单独场次，过渡到单独序列、合并场次，再逐步演进到合并序列、合并场次。

明确运营商与用户间红利分享机制。从批发侧市场红利传导角度，推动虚拟电厂运营商与用户之间的利润分享激励机制建设，并确定出有吸引力的利益返还形式。以机制设计作为软性引导，并给各市场主体间分润留出自主分配的空间。

（三）推动形成虚拟电厂生态共同体

政府搭台推动。一是加大政府主导力度。组织成立省级虚拟电厂管理中心，统筹负责全省虚拟电厂的建设和运营，统一开展虚拟电厂用户注册、资源接入、调试管理等工作。

二是细化建设运营方案。推动发改委、能源局等政府部委加快出台实施方案级文件，纳入并网运行、运营管理、组织申报等具体规范要求。

三是打造虚拟电厂特色名片。加快政府实施工程落地，总结典型商业运营模式，形成虚拟电厂案例库，引导产业链龙头企业集聚。

电网主动赋能。一是规划并提供虚拟电厂公共服务+市场化服务。搭建虚拟电厂运营服务平台，参照能效服务策略，并规划虚拟电厂公共服务（免费提供，包括入市辅导、规划咨询等）、虚拟电厂市场化服务（SaaS租赁，零售侧供需撮合、交易策略建议等）。

二是强化交易能力支撑。开展资源普查、可调潜力挖掘及调节特性评估，推进智慧能源单元等新型终端部署。

三是建立关键技术规范。积极承接虚拟电厂国家标准修编工作，摸索虚拟电厂聚合范围、调节能力、运营监控等技术要求，提出明确的功能规范。

结语

本文基于对电力市场、新型电力系统、虚拟电厂的理解，提出虚拟电厂商业运营“三化”阶段性解决方案，由于虚拟电厂接入资源、参与市场等动态变化，未来也会衍生出不同的需求，对虚拟电厂商业运营的研究也会动态调整。

作者：魏欢欢

部门：朗新科技集团业务研究部