网讯：在电力需求持续攀升、能源结构转型加速的背景下，虚拟电厂作为新兴的电力调控与管理模式，正逐渐从概念走向现实，参与需求侧管理，聚合分布式电源，成为新型电力系统向“源网荷储”一体化转变中的重要一环。
今年以来，国家层面支持政策频频发力，各省市也正加速在虚拟电厂领域的布局，各种类型的项目也正在加速投建。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024 年1-10月全国共11个参与虚拟电厂调度的储能电站项目新增并网，总规模19.375MW/40.487MWh，主要分布在浙江、江苏、广东、安徽、吉林等省份。
其中规模最大的是中广核浙江宁波东方电缆园区虚拟电厂储能系统，该项目也是国内首个全绿电供应虚拟电厂项目，通过整合光伏、储能、充电桩等灵活性资源，可解决园区80%的日常用电需求。
多个国家重磅政策出台
虚拟电厂并非传统意义上真实存在的电厂，而是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、充电桩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，实现电力供需平衡，提高电网运行效率和可靠性。
随着“双碳”目标的持续推进以新能源为主体的新型电力系统迅速发展，清洁能源发电比例持续提升，电力系统“双高”(指高比例可再生能源和高比“双峰”(指电力网络例电力电子装备)夏、冬季负荷高峰)特征愈发凸显，无论是供给侧的电力生产，还是用电侧的电力需求都有着越来越大的随机性，电网运行中的不确定因素大幅增加。
通过虚拟电厂，可以破解绿色能源消纳难题，释放分布式资源可调节潜力，打造“源-网-荷-储'高效互动的新型电力系统，减少电网负荷高峰时段压力。
作为一种新兴模式，虚拟电厂在我国目前尚处于初步发展阶段，近年来，国家及地方政府相继出台了一系列政策措施，以推动虚拟电厂的建设与发展。
入2024年以后，国家层面对于虚拟电厂方面的政策支持力度明显加大。
1月，国家能源局《2024年能源监管工作要点》明确，将虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体引入电力市场，引导虚拟电厂等新型主体参与系统调节；《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》要求，源网荷各侧调节资源和风光储联合单元、负荷聚合商、虚拟电厂等主体的独立市场地位，建立虚拟电厂等主体涉网及运行调度技术标准。
3月，国家能源局发布的《2024年能源工作指导意见》要求，探索推广虚拟电厂等新技术，推动能源新技术应用示范，加强能源数字化智能化核心技术攻关和应用示范。
5月，国务院印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》要求，积极发展抽水蓄能、新型储能，大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。
6月起施行的《电力市场监管办法》，明确新增虚拟电厂作为电力交易主体，这将为可控负荷、新型储能、分布式新能源等灵活性资源提供进入市场的机会，充分激发和释放用户侧灵活调节能力，促进电力市场的多元化和效率提升。
7月，国家发改委等印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》明确，结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂，建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则，常态化参与系统调节，提升电力保供和新能源就地消纳能力。
9月，国家能源局组织编制的《电力市场注册基本规则》（以下简称《注册规则》）中，明确虚拟电厂可作为经营主体参与电力市场交易，确立了虚拟电厂在电力市场中的合法地位，也为虚拟电厂在市场准入、运营管理、技术创新、盈利空间等方面提供了明确的方向和规范指引。
十余个省份加快布局
目前，虚拟电厂在我国主要处于邀约型阶段，电力市场化改革为虚拟电厂提供了广阔的盈利空间，现货市场和辅助服务市场将成为虚拟电厂的主要盈利点。
作为第一批电力现货试点省份，山西已“转正”运行，虚拟电厂也参与其中，进入现货市场意味着中长期、现货、辅助服务等需求响应模式替代了山西省虚拟电厂原本单一的需求响应模式，价格信号市场引导替代了原有的政府补贴激励方式，为虚拟电厂商业模式可持续、多元化开辟了道路。
目前，国网山西电力公司现已完成23家虚拟电厂的建设方案评审，14家虚拟电厂接入虚拟电厂管理服务平台，其中3家支持现货结算。
在我国目前的三大电力现货市场中，山西、广东、山东近年来的现货市场中经常出现0电价甚至负电价的情况，其中，风光资源丰富的山东最为突出，也因此，为加速解决新能源消纳的难题，山东省在今年加快完善虚拟电厂方面的政策措施。
1月，山东电力市场规则征求意见，对虚拟电厂的概念和规则进行了明确的论述；3月，国网山东公司上线虚拟电厂运营服务平台，可为全省虚拟电厂运营商提供接入服务、运行监测（数据）服务、需求响应服务，为运营商参与需求响应及市场交易等提供支撑；4月，山东电力市场试行规则正式印发，对聚合资源类型、聚合方式提出了相关要求，明确了虚拟电厂的交易模式和计量结算方式，为山东探索开展虚拟电厂建设提供了规则制度依据；6月，山东交易中心公示了8家虚拟电厂，标志着虚拟电厂从概念走向了应用阶段。
除此之外，四川、湖南、重庆、湖北、安徽、宁夏、浙江、北京、江苏苏州、南京等十余个省市也在积极推动虚拟电厂的发展，其中一些省市的布局具有里程碑式的意义。
比如，1月份成都市经信局印发文件，明确，到2025年虚拟电厂市场化运作模式基本形成，基本实现对分布式电源、储能设施、可调用电负荷等能源资源的“应接尽接。
5月，湖北黄石市大冶特钢等8家企业在磁湖电厂市场化交易发布会上签订负荷聚合协议，正式开启虚拟电厂市场化交易运营。磁湖电厂是湖北省首家实体化运营、率先踏入省内电力市场的虚拟电厂。
6月，湖南湘江新区虚拟电厂上线运行，这是湖南省首家实体运行的虚拟电厂。
11月，甘肃省工信厅印发《甘肃省虚拟电厂建设与运营管理实施方案》（简称《方案》），作为全国首个省级层面囊括全交易品种的虚拟电厂专项政策，在高质量助推虚拟电厂在甘快速发展具有重要意义。
《方案》明确了虚拟电厂、虚拟电厂运营商和聚合发、用电户这三者的概念与关系，从方案申报、方案评审、项目公示、建设管理、测试准入、接入管理几个方面对虚拟电厂建设全过程相关要求进行详细阐述，为指导和培育虚拟电厂规范化、常态化、规模化、市场化发展提供政策依据。
已经上线全国首个网地一体虚拟电厂运营管理平台、国内首家虚拟电厂管理中心、全国首套自动化虚拟电厂系统的广东省在山西、山东等省份试点的基础上，于11月重磅出台《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》，对虚拟电厂参与各类市场的场景进行了系统的思考，形成了较为完善的规则体系，对虚拟电厂的发展具有指引作用。
其中明确，参与电能量市场的虚拟电厂，需大于1MW/1h。参与现货市场交易时，虚拟电厂按所在节点报量报价，全电量参与现货电能量交易出清。
参与需求响应的电厂，需大于5MW/1h。在全省启动日前邀约求响应期间，负荷类虚拟电厂需优先参与需求响应。
发展面临6个挑战
随着分布式能源和可控负荷的不断增加、新型电力市场加快建设、技术的不断进步，虚拟电厂将迎来更加广阔的发展前景，机构预计我国虚拟电厂2030年有望触达1320亿元潜在市场空间。
但这个欣欣向荣的新兴技术领域发展也面临着一些挑战。
技术平台研发成本高，虚拟电厂需整合多种类型的分布式能源和可控负荷，技术平台研发成本高、难度大，一些企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小，另外，许多工业生产装备数字化、智能化程度不高，信息交互接口和标准不统一，难以建立精确的模型，灵活性潜力难以准确评估，这就使得大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。
因此，如何不断提升虚拟电厂的技术水平和创新能力，将是未来发展的关键。
“聚而不合”僵局，通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议，这使得虚拟电厂难以有效聚合各类资源。
另一方面，用户调整用能习惯所付出的精力、成本，与峰谷价差所带来的收益不对称，又缺乏足够的经济激励机制，使得虚拟电厂陷入“聚而不合”的僵局。
市场机制缺失，这是制约虚拟电厂发展的关键因素之一。目前，虚拟电厂在市场准入、市场监测和供求机制等方面缺乏明确的规定，一定程度上，限制了这项技术的发展步伐。
商业模式单一，虚拟电厂的盈利主要依赖辅助服务、需求响应和电力现货市场，但这些市场尚未完全成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。
另外，各地虚拟电厂目前多为迎峰度夏期间配套有序用电的应急机制，以试点方式在推进，响应总量和补偿标准每年更新，尚未形成成熟稳定的盈利模式，持续盈利能力较差，无法提供稳定的投资信号。
运营权之争，虚拟电厂管理平台需要更高维度的资源整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权。
政策如何有效落地，当前，我国大部分省份虽已出台虚拟电厂的相关政策，但在具体落实上存在差异，比如虚拟电厂资质获取困难等。
随着虚拟电厂市场的不断发展，相关政策法规需要不断完善和调整，以适应市场的新变化和新的需求。
国外经验的启示
虚拟电厂在欧美等电力市场化国家起步较早且初步实现商业化运营，因此，借鉴国外经验对于推动我国虚拟电厂产业发展具有一定的借鉴意义。
从运营模式较为成熟的欧盟、美国、日本等国的经验来看，推动虚拟电厂发展主要从一下几个方面发力。
第一、明确的政策法规。欧美等国不断对虚拟电厂市场角色、准入门槛、运营范围、各方权责利等进行了明确，对促进虚拟电厂商业推广应用起到了关键作用。
比如，欧盟通过的电力能源行业著名的基本法《第三组能源法案》，各国根据自己的国情，修订各国电力能源行业相应的法律法规，电力可以在电力批发和零售市场进行公平、公正和公开交易，平等竞争的市场环境促进各种模式的虚拟电厂蓬勃成长。
其中，德国2014年修订的《可再生能源法》规定所有100千瓦以上可再生能源发电项目必须参与电力市场交易，促使更多分布式项目选择由虚拟电厂运营。
美国2018年发布2222号法令，允许储能和分布式能源聚合体作为竞标实体参与电力批发市场、辅助服务市场和容量市场，确定了虚拟电厂的市场主体地位。
第二、多样化的商业模式。各国基于不同市场条件和发展环境，探索形成了各自多元化的商业模式，比如，美国聚焦负荷资源聚合调配，与现货市场强耦合组织需求响应，虚拟电厂按年获得容量信用价格，实际调用后再获取一笔补贴。
德国虚拟电厂主要聚合分布式电源和储能资源，实现分布式电源可靠并网和电力市场运营，参与现货市场、平衡市场、可中断负荷投标和电网阻塞管理。
澳大利亚、日本主要聚合用户侧电池储能和灵活负荷等资源，重点提供电网支撑、尖峰负荷管理服务。
第三、完善的市场交易机制。欧盟电力交易机构主要有期货、日前现货和日间现货三类电力产品。
虚拟电厂主要活跃在日前和日间市场，日间市场交割期短，偏好短时间内能迅速反应的灵活性电源，而虚拟电厂的灵活性电源恰好符合日间市场的偏好。除了满足日间市场需求外，虚拟电厂还可以为TSO提供电力平衡服务，以解决电力系统可能的即时失衡及其导致的频率偏差。
美国作为全球实施需求响应项目最多、种类最齐全的国家，也是较早开展需求侧管理的国家之一，其需求响应的有关机制已能够全面支撑虚拟电厂商业运营。此外，美国加州还将日前市场从15分钟报价缩短到5分钟，以鼓励虚拟电厂等灵活性资源参与。
第四、实践推动标准形成。欧洲应用IEC 62746客户能源管理系统与电源管理系统之间的系统接口和IEC TS 62939智能电网用户交互等系列标准，提供了关于需求侧和电网之间的智能设备/系统之间信息交换接口的架构。
美国采用了开放式自动需求响应通信规范，提供开放、安全的双向信息交换模型。
澳大利亚采用AS/NZS4755电气产品的需求响应能力和支持技术系列标准，以及能源市场运营机构发布的《虚拟电厂可视化指引》，规范了设备和各级平台接口功能。
