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近年来，各地虚拟电厂纷纷落地。虚拟电厂并不是一个新鲜概念，2022年，其作为一种可以有效降低用电负荷的手段为公众所知。虚拟电厂虽然名为“电厂”，但是并无实体电厂，而是在现有用电设备上加装控制器、感应器等硬件设备，再通过软件系统，针对需求侧用户分散的负荷、储能、分布式电源等可调节资源，进行集中管理、优化控制，可以被视为聚合分散资源的平台。
今年4月11日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（下称《指导意见》）被认为是针对虚拟电厂的“顶层设计”。《指导意见》除去明确提出虚拟电厂的定义与功能定位，也被业内认为确定了虚拟电厂的发展路径，“市场化”成为加快推进虚拟电厂发展的关键。
进行需求响应
《指导意见》将虚拟电厂的功能描述为“对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用”。作为一种聚合分散资源的平台，虚拟电厂可以被理解为“网约车平台”，风光等分布式电源、储能、可调负荷等用户侧资源可被视为“社会车辆”，平台通过算法匹配供需，提高效率。
近年来，由政府牵头的虚拟电厂频频落地。2024年，重庆、成都、青岛、芜湖等多个省级、城市级虚拟电厂上线，这些虚拟电厂往往在“缺电”时通过参与需求响应发挥保供作用。所谓“需求响应”，是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励措施，引导电力用户自愿调整用电行为，实现削峰填谷。在国内，需求响应通常是为了应对季节性、临时性电力需求高峰，也就是“削峰”。
能源基金会清洁电力项目主任张永平表示，地方政府希望虚拟电厂发挥需求侧调节，也就是保供功能的诉求占据多数。“对于电力系统而言，始终面临如迎峰度夏等时段性缺电的挑战，电力系统有不同的保供选项，一方面可以新建电源，如上马煤电项目，另一方面就是挖掘需求侧潜力，也就是减少用电负荷，从减碳、经济性等角度考虑，后者是更优选项。”
特别是像深圳这样的特大城市，每年需要应对不断增长的尖峰负荷。2024年7月25日中午，南方电网数据显示，深圳电网用电负荷达2313.4万千瓦，历史首次突破2300万千瓦，较上年最高负荷增长4.8%。但是一般而言，5%以内的尖峰负荷在一年内不超过100小时，为此新增发电装机容量并不经济，如何保障充足电力供应已经成为城市电力系统运营管理的一大挑战。
深圳是国内最早上线虚拟电厂的城市之一，于2022年8月成立了全国首家虚拟电厂管理中心，由南方电网深圳供电局设立、深圳市发展改革委管理。截至2024年底，深圳虚拟电厂管理中心已累计接入59家虚拟电厂运营商，接入容量达到380万千瓦，最大可调节能力为84万千瓦，相当于1台大型火电机组。通过组织开展精准响应超过百次，累计调节电量达560.3万千瓦时，按照燃煤与电网排放因子差额计算，可实现减排二氧化碳约100万吨。
能源基金会清洁电力项目主管周锋表示，当前一般地市级虚拟电厂可调负荷量为几十万到几百万千瓦，如果出现短时电力供需不平衡，基本可以通过虚拟电厂参与需求响应填补缺口，也能避免新增火电机组。
《指导意见》提出目标，到2027年，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。
整合用户资源
虚拟电厂的调节能力在很大程度上取决于聚合资源的情况，运营商需要聚合更多用户侧资源，这是虚拟电厂运营商能力的重要表现。“如果只为单个用户搭建对接虚拟电厂管理中心的平台，成本较高，所以虚拟电厂运营商也需要聚合更多资源，分摊成本。”深圳市科中云技术有限公司董事长饶亦然表示。
但是在各地虚拟电厂的热潮之下，用户，特别是企业由于不了解虚拟电厂，参与的意愿比较低。数据显示，2024年工业用电量约占全社会用电量的65%。周锋坦言，哪怕只是部署负荷接入系统，也需要投入5万到10万元，部署能源管理系统、改造生产工序等同样需要投入，成本达到每千瓦几百元至上千元。企业在不了解虚拟电厂的情况下，可能不愿意做出投资，而且企业也会根据自身可调节负荷情况评估投入产出。
江苏华工新能源技术有限公司副总经理张强告诉记者，目前企业对于虚拟电厂了解不足，企业可能想过如何节能降费，但是没有想过通过在电力市场交易的方式进行，而且目前电力市场机制尚不健全，即便运营商与企业签订协议，协议中的收益更多的也是估算结果，目前有限的收益难以吸引企业。
虚拟电厂是一种资源聚合方式，并非一种技术，但是其实现却依赖技术。比如能否清晰了解当前企业负荷情况，甚至具体到某个高耗能设备，这就需要安装高精度的物联网采集终端，将负荷情况实时上传至虚拟电厂平台，这需要前期投入。前期投入之后，虚拟电厂收益仍有不确定性，这也成为部分用户积极性不高的重要原因。
盈利难题待解
能源基金会清洁电力项目高级顾问周勤表示，虚拟电厂在国内处于示范阶段，尚未进入商业化阶段。国内虚拟电厂获得收益的主要途径还是参与需求响应，获得政府补贴，因此获利渠道有限。
业内普遍认为，《指导意见》提出“持续丰富虚拟电厂商业模式”，正是看到了虚拟电厂当前的盈利挑战，仅仅依靠参与需求响应获得政府补贴，难以让虚拟电厂盈利。
根据浙江省发展改革委公布的2022年夏季电力需求响应情况，7月16日至8月7日间，浙江省共开展电力需求响应16次，合计参与43.83万户次，累计降低电网高峰负荷5200万千瓦，总补贴约5.46亿元，补贴金额4元/千瓦时封顶。“以一家企业情况来看，如果有1到2兆瓦可调负荷，一年收入可能不足10万元，可能仅仅覆盖负荷接入虚拟电厂的成本。”周锋说。
针对虚拟电厂，深圳市2023年补贴450万元，2024年曾公布的预计补贴额为1400万元，深圳目前约有60家虚拟电厂运营商，每家运营商获得的补贴收益比较有限。
另外，虚拟电厂参与需求响应具有较大的不确定性。“保供需求由电力供需缺口决定，主要出现在迎峰度夏、度冬时段。以2024年为例，长三角地区并未出现明显电力供应缺口，江苏这样的负荷大省只启动了一天的需求响应。可见保供需求并不稳定，虚拟电厂难以通过参与需求响应获得常态化收益。”周锋表示。
张强也坦言，如果虚拟电厂只依靠参与需求响应获得收益，可能一年下来也没有多少收益。因此目前参与需求响应获利较好的是充换电站、储能电站等，以及具备较好储能能力的楼宇、企业等。其除去参与需求响应，同时可以利用峰谷电价套利，获取不止一份收益。这也是为什么虚拟电厂运营商通常联合储能供应商，鼓励用户安装用户侧储能提升调节能力。
哪怕是在保供需求出现时，目前虚拟电厂相比其他可调节资源也可能并不占据优势。“新建一个百万千瓦级煤电机组，需要30亿-40亿元，相比之下，新建一个调节能力与之相当的虚拟电厂，投资要小得多，但是关键在于新建虚拟电厂的调节或者备用成本能否有效疏导。”周锋表示，煤电机组对于地方GDP的贡献，以及较低的调度难度，都让煤电机组成为保供时的第一选择。
“面对电力缺口，建议未来省级电力市场能给予虚拟电厂等新型主体更多参与空间、更优先的调度顺位。”周勤表示，从电网调度的角度来看，需求响应本质是减负荷，但是在能够调度供给侧的情况下，不会优先减负荷。“从调度效率与难度角度考虑，调度煤电、独立储能电站等资源要比调度聚合用户侧资源的虚拟电厂更容易。比如调度煤电，一通电话就可以实现，但是在虚拟电厂被调度后，其执行情况的确认比传统电源复杂。因此从同台竞争的角度来看，虚拟电厂并不具备优势。”张永平也坦言：“如何把虚拟电厂收益的蛋糕做大，让参与方获得相应收益，跑通商业模式，这是虚拟电厂面临的核心问题。”虚拟电厂从需求响应型过渡到市场型已是必然。
（《中国新闻周刊》2025年第18期 陈惟杉）
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