国内外侧重点有所不同，国内仍然处于初级阶段。
虚拟电厂是一套以物联网为基础，高度智能的能源管理系统。虚拟电厂通过将不 同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚 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”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负 荷消纳，配合填谷，是我国解决能源变革的重要手段。
目前虚拟电厂在国内发展不断加速有如下原因：（一）全国电力系统调节需求增加。 （1）电力供给不稳定对电力系统运行提出挑战。随着风光发电装机容量占比越 来越高，风光发电不稳定、波动性大问题凸显。其中，风电受季节影响较大，光伏受 光照时长影响，风光发电出力曲线与负荷曲线不匹配，这就导致了我国用电尖峰时段 保供难，低谷时段消纳难的问题，电网需要采取必要措施调节负荷实现“削峰填谷”， 以保证电力系统稳定和运行效率。
（2）极端天气频发对国内用电负荷提出挑战。中电联数据，2024 年盛夏全国大 部地区气温偏高，拉动夏季全国用电负荷增加至 4.2 亿千瓦至 4.5 亿千瓦。与此同时， 全国平均高温日数也呈现增加的趋势。
（二）国家的支持政策出台，虚拟电厂发展得到有力保障。2021 年以来我国不 断发布支持虚拟电厂建设各项政策，2023 年 5 月，国家发改委发布《电力需求侧管 理办法（征求意见稿）》，提出“重点推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等 技术的创新和应用”。根据该政策，到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷 的 3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到5%或以上；到 2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电 网区域内可调节资源共享互济。
（三）调节负荷方面虚拟电厂更具有经济性。由于电力系统需要更快速、频繁地 匹配供需平衡。而煤电灵活性改造方式不适宜提供短时间尺度（15 分钟）的灵活性， 频繁的出力调节和启停还会导致煤电机组设备受损、寿命缩短；抽水蓄能和电化学储 能调节存在建设周期长和运行成本高等问题。因此电力系统需要更优质的快速调节资 源来满足短时灵活性需求。同时根据国家电网推算，通过火电厂满足经营区内 5%的 峰值负荷，需要投资 4000 亿元，并且尖峰负荷一年内可能仅会遇到有限的几次，为 满足几次尖峰而建设的煤电机组实际上利用率会比较低，而通过虚拟电厂的建设、运 营与激励，大约仅需煤电投资的 1/10，优势明显。
虚拟电厂产业链由上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方构成。上游基 础资源主要包括可调负荷、分布式电源和储能设备。中游资源聚合商主要依靠物联网、 大数据等技术，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，实现虚拟电厂协调 控制的核心功能，是虚拟电厂产业链的关键环节，也是目前大量公司布局的关键环节。 下游电力需求方由电网公司、售电公司和大用户构成。
以内部资源形态组成来分类，虚拟电厂主要分为需求侧资源型（发电企业主导模 式，可控负荷以及用户侧储能、DDG 等资源为主）、供给侧资源型（电网企业主导模 式，PDG、电网侧和发电侧储能等资源为主）、混合资源型（分布式发电、储能和可 控负荷等资源共同组成）。 以发展阶段/应用模式来分类，虚拟电厂主要分为合约型（通过专项资金、特定 合同、激励政策等引导）、市场型（建立电量现货、辅助服务市场，VPP 参与市场获 得收益）、自主型（ 虚拟电力系统，将能实现跨空间自主调度）。
各国的项目不同、应用场景不同，因此对虚拟电厂的研究侧重点也不一样。由于 欧洲发电资源较为分散，欧洲虚拟电厂以聚合分布式发电资源为主要目标，这些虚拟 电厂主要通过参与电力交易来获取收益。在这种模式下，虚拟电厂主要通过提供技术 支持，优化发电成本，降低不必要损失，从而收取佣金；或是辅助发电单位接入电网， 完成电力交易，获取服务费及溢价部分分成。 其中德国的虚拟电厂已经完全实现了商业化。以 Next Kraftwerke 虚拟电厂为例： Next Kraftwerke 成立于 2009 年，专注虚拟电厂平台运营和技术开发，提供虚拟电 厂全套解决方案。截至 2022 年底，Next Kraftwerke 共聚合 15346 台机组，管理容 量达 12294 兆瓦，是欧洲最大的虚拟电厂运营商之一。 Next Kraftwerke 虚拟电厂有三类盈利模式： （1）向可再生能源发电企业提供服务。由于德国《可再生能源法》明确规定， 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销售，因此很多分布 式新能源发电项目倾向于选择交由虚拟电厂运营参与电力市场交易。公司将随机波动 不可控的发电资源整合，提供参与电力市场交易的服务并获得一定的利润分成。 （2）参与电力交易套利。即利用每 15minー次，每天 96 次的电力市场价格波 动，调节虚拟电厂出力。实现低谷用电、高峰发电，获取最大利润。 （3）参与电网辅助服务获利。即通过控制需求侧的用电量来服务电网侧，根据 电网状况调整用电侧的需求，收取辅助费用。
我国的虚拟电厂以负荷侧资源调节为主，正处于第一代邀约型向第二代市场型 转型阶段，盈利模式主要依靠政府补贴。国内虚拟电厂从 2009 年开始试点，各省开 展的虚拟电厂项目以试点为主，引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，测试需求响应能力。江苏、冀北、上海、浙江等地结合区域特点开展了虚拟电厂的试点应用。 目前国内较为成熟的是 2019 年投运的冀北虚拟电厂。该项目已在线连续提供调 峰服务超过 3200 h，累计增发新能源电量 4191 万 kW·h（数据发布时间：2022 年 10 月），实现了可调节资源的感知、聚合、优化、调控与运营，为电力系统提供连续 柔性的调节能力，有效促进了新能源消纳。
从对比上来看，国内与国外虚拟电厂差距主要体现在以下几个方面： （1）聚合资源类型不同，国外聚合资源类型丰富，包括源、荷、储等各类资源， 而国内以负荷侧资源为主，类型较为单一。 （2）市场成熟度不同，国外辅助服务市场和电力现货市场已经较为成熟，相关 配套机制较为健全，而国内仍未形成稳定的电力市场机制，配套机制仍不完善。 （3）核心技术发展程度不同，国外核心技术更加成熟，尤其是虚拟电厂中核心 的协调控制技术，已经可以实现大规模资源的协调优化控制，而国内对发电侧分布式 能源尚不可控，协调控制技术有待完善。 （4）商业模式成熟度不同，国外虚拟电厂商业化已较成熟，通过电力市场交易、 参与调峰调频、配置储能等获得收益，而国内虚拟电厂的商业模式不清晰，仍处于探 索阶段。 我们认为：虽然冀北虚拟电厂提供了一个可以参考的范例，但对比欧洲来看，我 国虚拟电厂目前仍有较大的发展空间。国外提供了两种较为成熟的虚拟电厂商业模 式，其一是侧重于分布式发电单位，通过参与电力交易来获取收益；另一种则是侧重 于用户端的电力资源，通过提供辅助服务来获取收益。国内虚拟电厂的未来发展如果 想参考这些模式需要达到如下条件：首先，在聚合资源方面，需要未来的分布式光伏 的大量使用以及用户侧配储的比例提高，也需要一些提前布局该领域的公司将这些资 源聚合；其次，需要全国统一电力交易市场的落地给虚拟电厂提供参与电力交易的机 会，以此推动虚拟电厂商业模式重心转向参与电力市场交易。
满足同等峰值负荷的前提下，虚拟电厂能有效降低资金投入规模。在需求侧，我 国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾仍亟待解决。在供给侧，技术日渐成熟 促使虚拟电厂成本不断下降。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷， 满足 5%的峰值负荷需要投资 4000 亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等 环节投资仅需 500-600 亿元。
虚拟电厂市场规模发展态势良好，经济价值得到市场印证。根据《2023 中国虚 拟电厂产业发展白皮书》数据，全球虚拟电厂项目累计装机容量在 2022 年达到 21.2GW，同年新增装机 9.9GW，投资规模约 99 亿元（约 14.1 亿美元）。全球电力 需求为 26,779TWh，虚拟电厂参与交易电量约 32.6TWh，虽然只占全球电力需求量 的 1.2‰，但其交易金额约为 128 亿元（约 18.3 亿美元），显示了其可观的市场潜力。 该报告预测，到 2025 年，全球虚拟电厂装机累计规模将达到 58-60GW，到 2030 年更将达到 135-145GW。按照 800 元/千瓦的投资成本测算，2030 年全球虚拟电厂 累计投资规模将接近 1,000 亿元。 国内方面，该报告显示，2022 年，中国发电装机总量 2,564GW，其中可再生能 源发电装机总量达到 1,176GW，占比高达 45.9%。同年，中国虚拟电厂项目累计装 机容量约为 3.7GW，占全球虚拟电厂装机总量的 17.5%。中国虚拟电厂产业展现出 良好发展前景。该报告预测，到 2025 年和 2030 年，中国虚拟电厂累计装机总容量 预计将分别达到 39GW 和 55GW。预计到 2025 年，中国虚拟电厂的投资规模将达 到 300 亿元，到 2030 年，这一数字将提升至 425 亿元。同时，预计 2025 年和 2030 年，中国虚拟电厂参与平抑的用电量将分别达到 37TWh 和 51TWh。
