自 2002 年 5 号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。站在当前时点，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。
2023 年 7 月 11 日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（以下简称《意见》）等文件，会议强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障国家能源安全。此次《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。
新型电力系统含义及特征：根据《新型电力系统发展蓝皮书》，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大基本特征。
安全高效：煤电为保障电力安全的“压舱石”，新能源发电通过可靠支撑能力提升转变为主体电源，多时间尺度储能协同运行为电力系统动态平衡提供支撑。
清洁低碳：以风光新能源为主的可再生能源将逐步成为主体电源，终端能源消费主体将逐步向电能转变，逐步完善绿电消费激励约束机制，扩大绿电、绿证交易规模，体现绿电环境价值。
柔性灵活：灵活发电技术、灵活储能技术、柔性交直流等新型输电技术广泛应用，骨干网架柔性灵活性提高，为高比例新能源接入系统和外送消纳提供支撑；用户侧主体具有源、荷双重属性，终端负荷特性转变为柔性、产销属性兼具，提升源网荷储灵活互动和需求侧响应能力；辅助服务市场、现货市场、容量市场持续完善并衔接融合，灵活调节性资源市场价值得到体现。
智慧融合：在电力系统各环节，广泛应用“云大物移智链边”等信息技术，逐步实现电力系统数字化、智慧化和网络化发展。
根据新型电力系统的内涵及特征，我们认为新型电力系统相较于以化石能源为主的传统电力系统的变化主要体现在：一是电源端风光可再生能源发电成为主体电源；二是电网端形态将向多元双向结构层次转变；三是负荷端转变为柔性、源荷属性兼具方向发展；四是运行特性由“源随荷动”向“源网荷储”互动转变。整体来看，新型电力系统带来的变化在新能源发展、安全、柔性灵活、智能化等方面对电力系统建设提出了新要求。
《新型电力系统发展蓝皮书》提出，新型电力系统建设分为加速转型期（当前-2030年）、总体形成期（2030-2045 年）、巩固完善期（2045-2060 年）三个阶段，根据《新型电力系统发展蓝皮书》，对新型电力系统建设三个阶段的主要路径整理如下：
加速转型期（当前-2030 年）：电源侧非化石能源发电快速发展，新能源逐步成为发电量增量主体，同时煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型；电网侧以西电东送为代表的跨省跨区通道规模进一步扩大，配电网有源化发展以及分布式智能电网快速发展；用户侧终端用能电气化水平持续增长，灵活调节和响应能力提升；储能侧多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。此外，全国统一电力市场体系基本形成，促进新能源发展，并激发各类灵活性资源调节能力。
总体形成期（2030-2045 年）：电源侧新能源逐渐成为主体电源，煤电加快清洁低碳转型；电网侧柔性化、智能化、数字化发展转型，常规直流柔性化改造、柔性交直流输电、直流组网等新型输电技术广泛应用，大电网、分布式智能电网等融合发展；用户侧低碳化、电气化、灵活化、智能化变革，全社会各领域电能替代广泛普及，虚拟电厂等用户侧优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；储能侧规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。
巩固完善期（2045-2060 年）：电源侧新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合利用，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，新一代先进核电技术实现规模化应用；电网侧低频输电、超导直流输电等新型技术实现规模化发展，交直流互联的大电网与主动平衡区域电力供需、支撑能源综合利用的分布式智能电网等多种电网形态广泛并存，打造出输电—输气一体化的“超导能源管道”；用户侧构建以电氢协同为主的终端用能形态，与电力系统高度灵活互动；储能侧储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，大幅提升能源系统运行灵活性。
预计未来新型电力系统成型后，电源侧以新能源为主体、多种电源协同互补发展，电网侧柔性化、智能化、大电网与分布式电网并存融合发展，用电侧负荷柔性、绿电消费比例高及灵活调节能力强，储能侧多时间尺度、多类型储能协同运行，保障电力系统动态平衡。
新型电力系统建设加快推进，灵活调节性资源需求释放
风光新能源装机规模持续增长。“双碳”目标政策推进，国内风光新能源装规模不断增长，国家能源局数据显示，截至 2023 年 6 月，国内风光新能源装机容量合计 85988 万千瓦，占国内发电装机容量的比例为 31.76%；从发电量数据来看，2023H1 国内风光发电量为 0.73 万亿 kwh，占全社会用电量的16.9%，较2022年底增加 3.1pct。展望未来，“双碳”目标政策驱动下，风光新能源装机规模将持续增长并成为主体电源，根据《2030 年前碳达峰行动方案》，到2030 年国内风电和太阳能发电总装机容量达 12 亿千瓦以上，非化石能源消费比重达到25%左右。
为适应新能源逐步成为主体电源，新型电力系统建设提速。由于新能源具有波动性、随机性特征，高比例新能源电量接入电网后，将导致电力系统转动惯量减小、频率调节能力降低等问题，快速消耗电力系统灵活调节资源，且新能源发电设备易产生脱网问题，电力系统平衡和安全问题更加突出，影响新能源消纳。
为有效支撑新能源发展，预计源网荷储一体化发展的新型电力系统建设进程有望加快。从新型电力系统建设目标、任务、支撑因素来看，我们认为，为有效提升电力系统的安全性以及为电力系统提供柔性灵活支撑，推动源网荷储灵活互动和需求侧响应能力不断提升具有必要性和迫切性，因而加快建设灵活调节性资源对于建设新型电力系统意义重大。
电力系统灵活性有助于实现电力系统供需平衡。根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，电力系统灵活性指的是电力系统的各类资源快速改变自身发用电特性以维持系统有功功率平衡的能力。常见的灵活性调节资源包括灵活性改造后的火电机组、燃气发电机组、抽水蓄能、储能、需求侧响应等，灵活性资源通过提供供给向上/需求向下、供给向下/需求向上的调节实现电力系统供需平衡，保障电网安全稳定运行。
新能源装机持续增加释放灵活调节资源需求。随着新能源接入电网比例不断提升，灵活性调节资源容量逐步短缺，灵活调节资源需求有望加快释放，推动灵活调节资源市场规模扩张。当前，国内已有地区出现电力系统调节能力不能满足实际需求的情况，如《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则编制说明》指出，当前系统的调节能力已不能满足实际需求，在现货市场运行中，部分时段已出现系统调节能力不足的情况，2022 年实时市场共出现爬坡能力不足219 次，时段占比0.625%，其中顶峰爬坡 179 次，主要集中在 1-5 月份，调峰爬坡（新能源弃电后仍不平衡）40 次，发生在 2 月份。
市场机制调整可释放系统的灵活性潜力，促进电力系统灵活性提升。通过持续完善辅助服务市场、电力现货市场、容量市场体制机制，为灵活性资源参与电力系统调节提供补偿、激励和保障合理收益，激发不同时间尺度的灵活性资源潜力充分释放。我们认为，通过完善电力市场体制机制，充分挖潜用户侧灵活性资源，亦是本轮电改的应有之意。
虚拟电厂：聚合多种灵活性资源，经济性、灵活性优势突出
虚拟电厂的定义：根据 IEC 虚拟电厂标准及山西省《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来，形成可调控、可交易单元，采用信息通信技术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。
虚拟电厂聚合的资源包括电源、负荷、储能三类资源。其中，电源侧资源为并网运行的光伏、风电、生物质发电等，负荷侧资源为商业楼宇、工业负荷中的可调节负荷，储能侧资源为电源侧、电网侧、用户侧等各类储能系统资源。根据虚拟电厂聚合的资源不同，可将虚拟电厂分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂以及混合型虚拟电厂（源网荷储一体化虚拟电厂）四大类别。
虚拟电厂发展可分为邀约型、市场型、自主调度型3 个阶段，不同阶段的参与的灵活性性资源、可参与的市场类别以及收益来源存在差异。当前，我国虚拟电厂主要以邀约型阶段为主，主要由政府机构或电力调度机构发出邀约信号，负荷聚合商、虚拟电厂组织灵活性调节资源进行削峰、填谷等需求响应，获得补贴激励。但同时应看到的是，部分虚拟电厂发展模式已逐步向市场型虚拟电厂进行转型，如国网冀北虚拟电厂、深圳虚拟电厂等。
虚拟电厂主要技术：虚拟电厂采用“云、管、边、端”架构体系，“云侧”为虚拟电厂管控平台，“管侧”运营商通信网络，“边侧”为边缘智能网关，“端侧”为分布式光伏、可调负荷、储能等用户侧终端。根据虚拟电厂架构体系，虚拟电厂发展所需的主要技术为协调控制技术、智能计量技术、智能通信技术、信息预测与容量估计技术等。当前，虚拟电厂发展相关技术较为成熟，未来随着人工智能技术发展，将有助于处理虚拟电厂系统中的海量异构数据资源，提升对电价、负荷、功率等关键要素的预测能力，为调度策略和市场交易策略制定提供有效支撑，实现资源调度优化和运营效率提升。
虚拟电厂相较于其他灵活性调节资源，主要优势体系在灵活性、经济性两个方面。
灵活性：虚拟发电厂的各可调节资源多样且可自由组合，容量可依据调节需求进行供应，而其他灵活调节资源的装机容量固定；同时，从响应速度来看，虚拟电厂功率爬坡速率较快，未来可做到分钟级、秒级响应，而其他灵活调节资源多数从启动到达到要求的功率时间较长，响应速度相对较慢。
经济性：根据国家电网 2020 年的测算结果，通过火电厂实现削峰填谷、满足5%的峰值负荷需要投资 4000 亿；同时，尖峰负荷时间短、频次低，以南方电网为例，2016-2019 年 5%尖峰负荷单次持续时间最长为 3-6 小时，全年出现频次10-40次，为满足几次尖峰而建设的煤电机组实际上利用率较低；通过建设虚拟电厂，在建设、运营等环节投资仅需 400-570 亿元，成本仅为火电的1/7-1/10。虚拟电厂通过对存量资产的再开发利用，实现需求侧灵活性资源挖潜增效，经济性优势突出。
虚拟电厂发展提升用户侧灵活性资源利用水平，有助于保障电网安全稳定运行、降低工商业企业用电用能成本、缓解极端天气下电力供需紧张、促进新能源消纳水平提升以及节约电源、电网投资，对于建设以新能源为主体电源的新型电力系统和实现电力系统动态平衡具有重大意义。
国内多地探索发展虚拟电厂，支撑虚拟电厂规模化发展。当前，国内已有多地开始探索虚拟电厂项目发展，有代表性的项目有国网冀北虚拟电厂、上海黄浦商业建筑虚拟电厂示范项目、深圳虚拟电厂管理中心、华能浙江虚拟电厂等。整体来看，目前国内虚拟电厂项目已聚合了分布式光伏、工商业可调负荷、充电桩、储能等多种灵活性资源，可实现对调度指令的快速响应，应用于需求侧响应、辅助服务、电力现货交易等场景中，且部分项目实现盈利，各地虚拟电厂示范项目建设为后续虚拟电厂规模化发展积累了大量经验，助力未来虚拟电厂行业快速落地。
多重因素催化，虚拟电厂发展提速
当前，虚拟电厂主要技术、软件系统、主要硬件设备制造水平较为成熟，产业发展基础条件已具备，而电力系统变化、政策、极端气温频现、电价波动等因素或将驱动虚拟电厂产业发展提速，虚拟电厂产业有望迎来快速发展机遇期。
催化因素一：净负荷峰谷差拉大，电力需求将呈“鸭型曲线”
净负荷峰谷差呈拉大趋势。一方面，受国内经济结构变化和第三产业及居民用电特性影响，国内负荷呈现日负荷峰谷差拉大、负荷冬夏季双峰特征明显等新特点；另一方面，随着新能源装机规模持续增长，电力系统净负荷短时变化加剧，净负荷呈“鸭型曲线”走势。整体而言，随着用电结构变化和新能源装机占比提高，全国电力负荷峰谷差不断拉大，电力系统调节需求增加。
催化因素二：支持政策持续出台，驱动商业模式落地
新型电力系统建设背景下，支持虚拟电厂的政策持续出台。近年来，国家发改委、国家能源局陆续出台相关政策支持虚拟电厂发展，明确虚拟电厂的并网主体地位，可参加需求侧响应、辅助服务、电力现货市场交易等获取收益，并对未来发展目标提出要求，推动虚拟电厂建设发展。根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，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。
多地政府出台虚拟电厂支持政策，助力产业落地。各地政府、发改委、能源管理部门根据当地电力供需、灵活性资源、电力市场建设情况，制定出台相关支持虚拟电厂发展的政策，引导用户侧灵活资源参与电力市场提升电力系统灵活性。目前，山西、宁夏、广州、深圳等省市出台了支持推动虚拟电厂发展的专项政策，预计未来或有更多地方政府出台建设虚拟电厂的工作方案，虚拟电厂在各地有望持续落地。
催化因素三：极端天气频发，加快发掘需求侧响应潜力
极端天气事件发生频次呈增长趋势。根据《中国气候变化蓝皮书（2023）》，中国升温速率高于同期全球水平，1961-2022 年中国极端高温事件发生频次呈显著增加趋势。2023 年，受厄尔尼诺现象影响，全国多地夏季出现高温天气，致使用电尖峰负荷大幅提升。据中电联预计，2023 年夏季中国高峰用电需求将达到13.7亿千瓦，比 2022 年增加约 8000 万千瓦，若出现极端高温天气，中国的最大电力负荷预计还将增加约 2000 万千瓦。
发掘用户侧灵活性资源，有效满足尖峰负荷需求。尖峰负荷持续时间较短，从多年电力运行情况看，国内每年用电负荷高于 95%的尖峰负荷发生时间仅有几十小时，通过新增电源来满足尖峰负荷不具备经济性。通过发掘用户侧灵活性资源，压降用电负荷需求，有助于缓解极端高温天气下电力供需偏紧的问题，保障电力系统平衡稳定。
催化因素四：充电桩保有量和新型储能装机容量增长，可聚合资源快速增加
充电桩保有量和新型储能装机容量持续增加，为虚拟电厂提供丰富的可聚合资源。随着新能源汽车销量快速增加，国内充电桩保有量快速增长，截至2023H1，国内充电基础设施保有量达到 665.2 万台，同比增长69.8%，其中公共充电基础设施保有量达到 214.9 万台，同比增长 40.6%；同时，新型储能装机容量亦快速增加，CNESA 数据显示，2023H1，国内新增投运新型储能规模8.0GW/16.7GWh，累计投运新型储能累计装机 21.1GW/44.6GWh。整体而言，充电桩、储能等灵活性资源快速增加，为虚拟电厂运营商提供了更多的可聚合灵活性资源来源，助力虚拟电厂运营商聚合资源规模扩张。
新能源汽车保有量持续增加。中汽协数据显示，2023H1，国内新能源汽车产销量分别为 378.8、374.7 万辆，分别同比增长 42.4%和44.1%，新能源汽车新车销量达汽车新车总销量的 28.3%。同时，截至 2023 年 6 月，全国新能源汽车保有量达1620 万辆，占汽车总量的 4.9%。其中，纯电动汽车保有量1259.4 万辆，占新能源汽车总量的 77.8%。随着“双碳”目标政策推进，预计未来新能源汽车产销量、保有量将持续增加。
V2G 有望逐步落地。新能源汽车保有量持续增加的情况下，新能源汽车无序充电将增大电网压力。若新能源汽车可在用电低谷充电，在用电高峰放电，可减少电网增容压力，V2G 则是实现新能源汽车低谷充电、高峰放电过程的主要举措。车辆和电网互动（Vehicle-to-grid，V2G）是将电动汽车车载电池作为分布式储能单元，实现车辆和电网之间能量与信息双向传递，V2G 具备削峰填谷、调节频率、旋转备用等功能，有助于保障电网平衡，同时更高效地利用新能源汽车车载电池。未来 V2G 逐步落地后，将会为虚拟电厂带来大量灵活性调节资源。
催化因素五：峰谷电价拉大及电价上浮致工商业企业节能需求增加，负电价提供套利空间
政策持续完善分时电价机制，峰谷价差持续拉大。2021 年7 月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格〔2021〕1093 号）》（以下简称“1093 号文”），1093 号文提出，合理确定峰谷电价价差和建立尖峰电价机制，从而更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况和促进新能源消纳。1093号文执行以来，各地政府部门陆续出台完善分时电价机制的政策，调整峰谷时段设置及峰谷电价，工商业峰谷电价差呈增长态势。
第三监管周期省级电网输配电价政策出台，多数省份输配环节电价上浮。2023年5 月，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知（发改价格〔2023〕526 号）》，规定工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，在工商业用户电价构成中新增系统运行费用。第三监管周期省级电网输配电价自 6 月1 日执行以来，多数省份综合输配电价有所上浮，工商业企业用电成本有所抬升。
负电价现象产生以及现货市场上电价波动增加，提供套利机会。2023 年5月1日-3 日期间，由于风光新能源大发而电力需求不足，山东电力现货实时市场出现连续 21 小时负电价，预计未来随着新能源装机增加，电力现货市场出现负电价可能成为常态，电力现货市场出现负电价反映出系统缺乏灵活性；同时，电力现货市场价格波动加剧，相关主体可根据价格信号自动调节用户可调节负荷，在保证用户正常生产的情况下，将用户负荷从现货高价转移至现货低价时段，节约用户用电成本的同时实现套利。
虚拟电厂产业链、市场竞争格局及市场规模测算
虚拟电厂产业链：上游包括分布式电源、可调负荷、储能、充电桩等灵活性资源，中游为智能计量设备、信息通信设备、控制终端、运营和交易系统软件等软硬件构成的虚拟电厂平台，下游主要是有电网、售电公司以及工商业用户等需求主体构成。
当前，国内虚拟电厂产业处于发展初期，项目多以示范性项目为主，未出现规模较大的虚拟电厂运营商，市场格局较为分散。虚拟电厂行业主体可分三类：一是虚拟电厂设备、软件、运营平台供应商，如东方电子、国电南瑞、远光软件等公司；二是聚合灵活性调节资源参与虚拟电厂调度的运营商，如朗新科技、南网能源等公司；三是供应虚拟电厂硬件设备/软件的同时发展虚拟电厂运营业务，如恒实科技、国网信通等。
虚拟电厂主体及运营模式：虚拟电厂产业的主体主要包括电网公司、虚拟电厂平台、负荷聚合商、灵活性资源的业主四类，在虚拟电厂运营过程中，电网公司负责调度指令发布以及引导虚拟电厂平台上的负荷聚合商参与电力市场交易，而虚拟电厂平台则根据自身聚合的资源情况对电网调度指令进行响应，提供服务并参与电力市场交易获取相应收益。
虚拟电厂盈利模式：虚拟电厂可通过提供削峰填谷、辅助服务、能效管理、偏差考核补偿服务等服务和参与电力现货市场交易、绿电绿证交易、CCER 交易、容量市场实现盈利，盈利来源较为多元。未来电力体制机制改革持续推进背景下，预计虚拟电厂盈利方式将逐步落地。
从虚拟电厂产业链构成、运营模式、盈利模式及产业发展状况来看，我们认为虚拟电厂行业竞争的关键要素在于聚合资源、信息预测能力、交易运营能力等。
聚合资源：一是聚合资源规模的大小、类型多元程度等，拥有多元类型的虚拟电厂运营商可根据响应能力构建覆盖毫秒级、秒级、分钟级等多时间尺度调控产品；二是不同资源响应速度和特性、补贴价格有所差异，不同市场所需的优质资源类型也有所不同，拥有优质资源的虚拟电厂运营商市场竞争力或更为突出；三是资源的可调、可控潜力，由于可调负荷通过自主调节负荷行为来响应，可能会受负荷主体或企业主体行为影响，同时各地区当地主要用电产业不同，受上述因素影响，各类资源的可调、可控潜力会产生差异，进而影响虚拟电厂运营水平。
信息预测能力：虚拟电厂参与电力市场是实现收益的重要来源，而电力市场交易要求报量报价出清，而报价报量交易策略在很大程度上取决于对电价、发电功率、负荷等预测的结果。因而，为提升虚拟电厂运营效益，对虚拟电厂运营商的预测能力提出更高要求，相应具备更强的电价、发电功率、负荷预测能力的虚拟电厂运营商市场竞争优势更为突出，同时较强的信息预测能力也将为虚拟电厂运营商交易能力提供有效支撑。
交易运营能力：一是虚拟电厂作为一个整体，需在满足调控范围、响应时间、调节速率等指标的前提下，对灵活性资源制定相对较优的调度策略；二是虚拟电厂在对价格、负荷变化趋势预测基础上进行调控，需根据不同交易场景、不同时间调节尺度、不同收益水平制定交易、调度策略；三是虚拟电厂响应速度要求“秒级”，需考虑控制模式（直控、非直控）、资源类型、环境现状、调控层级和资源设备条件等因素来参与响应，实现资源优化配置；四是由于在计算虚拟电厂需求侧响应补贴收益时要考虑补贴系数，而补贴系数跟实际响应情况相关，虚拟电厂运营商需根据工商业可调负荷主体用电规律，结合可调可控资源将响应系数控制在合理区间内，从而达到预期收益水平。虚拟电厂需要基于对接入各类资源的运行特性分析及对市场的判断，寻找较优交易策略，从而获取更高的交易回报。
虚拟市场规模测算：虚拟电厂市场空间测算可从投资端、运营端来进行测算。
到 2025 年，虚拟电厂投资端累计市场规模为 131-220 亿元。参考中国电科院《新型电力系统背景下虚拟电厂实践》，对投资端市场空间测算的主要假设如下：
（1）以 200 万千瓦容量的虚拟电厂建设为例，接入日前级资源150 万，小时级资源 30 万千瓦，分钟级资源 15 万千瓦，秒级资源 5 万千瓦；
（2）虚拟电厂平台建设费 500 万元/套；
（3）工业企业日前级资源接入与监测单价为 0.01 万元/千瓦；
（4）工业企业小时级资源接入与监测单价为 0.02 万元/千瓦；
（5）商业分钟级资源接入与监测单价为 0.05 万元/千瓦；
（6）储能建设成本为 0.18 万元/千瓦时；
（7）根据中电联预测，到 2025 年，国内最大负荷为16.3 亿千瓦；同时，根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%。
综合以上假设，200 万千瓦容量的虚拟电厂建设投资成本为5.36 亿元，单位投资成本为 268 元/千瓦；同时，到 2025 年，预计国内需求响应能力对应容量为0.49-0.82 亿千瓦，对应虚拟电厂投资端的市场规模为131-220 亿元。
2025 年，虚拟电厂运营端市场规模（仅考虑需求侧响应、调峰调频辅助服务）为129-216 亿元。参考中国电科院《新型电力系统背景下虚拟电厂实践》，对运营端市场空间测算的主要假设如下：
（1）虚拟电厂容量为 200 万千瓦，其中日前级资源响应容量为150 万千瓦，小时前级资源响应容量为 30 万千瓦，分钟级资源响应容量为15 万千瓦，基于调峰辅助服务市场互动响应容量 60 万千瓦，调频服务响应容量5 万千瓦；
（2）日前级资源响应单价为 4 元/kwh，小时前级资源响应单价为8 元/kwh，分钟级资源响应单价为15元/kwh，基于调峰辅助服务市场互动服务单价为0.2元/kwh，调频服务单价为 0.5 元/kwh；
（3）日前级资源响应时长为 4 小时，小时前级资源响应时长为2 小时，分钟级资源响应时长为 1 小时，基于调峰辅助服务市场互动响应时长为8 小时；
（4）日前级资源响应次数为 10 次，小时前级资源响应次数为10 次，分钟级资源响应次数为 10 次，基于调峰辅助服务市场互动响应次数为200 次；
综合以上假设，在不考虑分成比例的情况下，测算得出该虚拟电厂的年收益为5.275 亿元，对应单位收入为 264 元/千瓦；预计到2025 年国内需求响应容量需求为 0.49-0.82 亿千瓦，对应 2025 年虚拟电厂运营市场规模为129-216亿元。
在欧洲、北美、澳大利亚等国家和地区，虚拟电厂实现了商业化发展。欧洲侧重于电源侧，主要考虑分布式发电的可靠并网和电力市场运营。北美侧重于负荷侧，将“需求响应”纳入能源批发市场，兼顾可再生能源利用。澳大利亚侧重于储能侧，以储能为主体的虚拟电厂项目占比高。
欧洲：聚焦电源侧，平衡责任向下分派，激发灵活性资源需求
欧洲各国自 2000 年开始组织实施虚拟电厂研究项目。欧洲近年虚拟电厂发展迅猛，据 Guidehouse Insights 预测，欧洲是世界上虚拟电厂最集中的市场，到2028年，市场收入预计每年将超过 30 亿美元。
欧盟首个虚拟电厂项目为虚拟燃料电池电厂项目，是由来自德国、荷兰等5个国家的 11 家公司，于 2001-2005 年间实施的虚拟研究与试点项目，其聚合的资源是31 个分散且独立的居民燃料电池热电联产系统，该项目可协调控制每个机组的供热和供电,并实时跟踪负荷曲线，在负荷变化或需求达到峰值时优化各机组生产，从而降低生产成本和峰值负荷对配电网的压力。
2005-2009 年间，欧洲 8 国 19 个研究组织实施了欧盟FENIX 项目。该项目包含两类虚拟电厂，一类是商业型虚拟电厂（CVPP），另一类是技术型虚拟电厂（TVPP），商业型虚拟电厂将分布式电源整合后共同参与电力市场，并将发电计划实时传递给技术型虚拟电厂，由技术型虚拟电厂响应输配电系统调度指令，提供系统平衡和辅助服务。
2012 年，德国菜茵集团开始运营第一家商用规模的虚拟电厂，对可再生能源发电机组进行组合管理，所发电量可进行能源交易，并获得政府补贴。从这些欧洲早期的虚拟电厂项目案例可以看出，欧洲虚拟电厂主要集中在分布式能源的接入与管理，这主要是由于欧洲发电资源较为分散，通过集中管理可提高绿电消纳、保障电网安全稳定运行。
德国可再生能源供电比例高，促进虚拟电厂建设。德国的绿色能源计划中可再生能源发展目标较大，2020 年修订的《可再生能源法》计划到2030 年由可再生能源提供 65%的电力，2022 年该目标提高至 80%。2022 年，可再生能源发电占德国总用电量的 46.9%，可再生能源装机容量 161.6GW（含抽水蓄能和电池储能14GW），占总装机容量的 66.7%。高比例的新能源装机对电网稳定性带来冲击，因此德国政府鼓励发展虚拟电厂来聚合分散的新能源机组、调用灵活性资源保障电网平衡。
德国虚拟电厂已实现商业化。盈利途径主要有三类：一是在批发市场直接销售100千瓦及以上中型可再生能源电厂生产的电量，在日前市场优化其售电；二是在日间市场，利用灵活性较高的机组在电价高时出力；三是在平衡市场提供调频辅助服务。
德国电力市场高度自由化，为虚拟电厂提供运营空间。德国的电网、发电、输电、配电、售电业务互相拆分，形成零售竞争模式。1998 年《德国能源经济法》规定，所有客户超过 10 万家的能源公司必须将其电网运营业务从竞争性的发电或供电业务中剥离，规模较小的公司必须为发售电和输电业务分别设立独立账户。德国电力市场的高度开放为新兴市场主体进入市场、并发展成为可持续运营且获利的新型商业模式提供了重要前提条件。德国虚拟电厂运营商可以是独立运营商，也可以是拥有发电资源的大型电力公司，或是小型分布式能源运营商。
德国利用平衡基团维护电网平衡，驱动虚拟电厂发展。德国电力市场设计了平衡基团机制，也叫电力供需平衡责任方。德国共有四个输电网运行区域，各有约100个平衡基团，一定范围内的电力用户和电力生产者都属于一个平衡基团。平衡基团内的发用电量、输入输出电量必须达到平衡。一个平衡基团内有多个平衡责任方，平衡责任方（BRP）负责预测自己管理区域内的每日发用电情况、在现货市场相应地买卖电力以达到平衡，并且受到区域输电网公司的管理。当预测和实际发生偏差时，平衡责任方（BRP）将通过备用市场（也称平衡市场）结算，承担不平衡偏差成本。
虚拟电厂可帮助平衡责任方维持内平衡、提供现货交易决策。备用市场的电价一般高于现货市场，两者差异称为不平衡价差，典型的年平均价差最高值可达到132欧元/MWh。不平衡价差提供了有效经济激励，引导平衡责任方（BRP）积极进行现货交易、利用灵活性资源缩小不平衡偏差。虚拟电厂可为BRP 提供此类服务，帮助管理分散的资源、提供现货交易决策。因此，目前德国很多虚拟电厂运营商和平衡基团之间是合作关系，平衡责任方（BRP）也可以运营虚拟电厂。在德国，任何一个参与电力交易的能源公司，必须至少成为一个平衡基团的平衡责任方。平衡责任方可以是大型发电厂，也可以是聚合商等新型主体。
虚拟电厂为输电公司提供灵活性平衡资源。输电公司负责处理区域内所有平衡基团产生的不平衡量，也需要灵活性资源来提供调频服务。这类“平衡资源提供方”可以是机组、负荷、虚拟电厂等。因此，平衡基团机制是德国电力市场设计的核心，保证了电力市场的活跃和维护电网平衡，也促进了虚拟电厂发展。
德国的平衡基团机制扩展到欧洲多个国家。现已有24 个欧洲国家实行了平衡基团机制，组成了 IGCC（国际电网控制合作组织），并按照“平衡基团内平衡→输电网控制区内平衡→国内跨区域平衡→IGCC 成员国内平衡”的层级，若上一级无法实现内平衡，则调用下一级的平衡资源。根据 IGCC 发布的2023Q1 社会福利报告，成员国净不平衡电量较高，为此付出的平衡费用呈走高趋势，2022 年最高的月份（3 月）达 0.78 亿欧元。
在政策方面，德国为虚拟电厂发展提供支持与保护。2014 年《可再生能源法》修订案规定，100 千瓦以上的新增可再生能源机组均必须进行直接销售，从而鼓励中型可再生能源发电机组聚合形成虚拟电厂，在批发市场上售电、优化发电收入，使虚拟电厂拥有足够发展空间。2019 年，欧盟委员会发布政策规定聚合商可参与所有平衡市场，并要求成员国确保输电系统运营商和配电系统运营商在采购辅助服务时，不得歧视需求响应的聚合商。2021 年，德国政府对聚合商的角色、市场机会和义务进行了法律界定，虚拟电厂可自由确定其资源组合，包括分布式能源资源的数量和类型，降低了市场准入门槛。
Next Kraftwerke（以下简称 NK）是德国以及欧洲最大的虚拟电厂运营商。NK公司成立于 2009 年，2021 年被壳牌收购。公司在五个主要业务领域开展业务：①直销可再生能源；②平衡服务；③灵活供电；④提供电力交易服务、电力证书以及平衡基团管理；⑤提供虚拟电厂建设方案和服务。2021 年公司营收18.8亿欧元（+216.5%），收入高增的原因为经济复苏、天然气价格和碳价高企导致电价上涨；净利润-1044 万欧元，主要是由于电价上涨导致风险损失准备金上涨，扣除此影响后，净利润为 646.5 万欧元（+139%）。直销业务贡献主要营收，2021年为 13.4 亿欧元，占比 71%。
NK 公司本身并不投资、建设或运营发电机组，而是将沼气、太阳能或风能等分散式电源和工业用户聚合起来，形成了自营的虚拟电厂Next Pool。截至2022Q4，Next Pool 共有 15346 个聚合单元，12.3GW 装机容量，是德国乃至欧洲最大的虚拟电厂。
NK 公司主要业务介绍如下：
（1）直销。2014 年，德国修订的《可再生能源法》要求，100 千瓦以上的新增可再生能源机组都必须进行直接销售，并鼓励中型可再生能源发电机组接入到虚拟电厂,在批发市场上（含中长期、现货、衍生品）销售电量。NK 公司凭借其聚合的共计约 5GW 的光伏发电资源，成为德国最大的光伏发电直销商。NK 公司的主要交易场所是电力现货交易所 EPEX SPOT（欧洲）、Nord Pool（欧洲），EXAA（奥地利）和 TGE（波兰）。NK 在被壳牌收购之前，也活跃于欧洲能源交易所（EEX）和 TGE（波兰）的中长期交易市场。
（2）平衡服务。辅助服务市场由输电系统运营商管理，NK 公司利用NextPool的灵活性资源（主要是响应速度快的生物质发电和水电）为欧洲的五个国家，共七个输电系统运营商提供辅助服务，收取平衡费用。
（3）灵活供电。利用 Next Pool 中的发电资源，为年用电量10 万千瓦时以上的工业用户提供电力输送，结合电力市场价格波动曲线，为客户降低用电成本。
（4）提供电力交易服务、电力证书以及平衡基团管理。在电力市场价格波动的情形下，NK 公司帮助客户在电力市场进行交易，尽可能增加收益、降低成本。电力证书与我国绿证类似，NK 公司帮助 Next Pool 中的发电资源出售其电力证书。平衡基团管理指帮助平衡责任方管理区域内的电源和负荷，更精确地预测发用电量，做出相应的现货交易决策，减少平衡偏差，节省平衡费用。
（5）利用 NEMOCS 软件为第三方（能源供应商、输电公司）提供建立虚拟电厂的解决方案。NEMOCS 系统是 NK 公司研发的软件，可以帮助客户管理灵活性资源，包括提供电力市场交易决策使收益最大化、为输电系统运营商提供备用服务。NEMOCS 系统可实时显示并记录资产的负荷、备用状态等信息，来自交易所的价格信号和来自输电系统运营商的网络信号可迅速处理，并向联网的分散式资源传达命令。NK 公司也会为客户提供系统远程控制服务和售后服务。NK 公司通过该软件为欧洲、亚洲和北美的客户提供灵活性资源管理、可再生能源发电消纳和预测。
德国虚拟电厂实现商业化发展，或者说 NK 公司的成功得益于以下几点：一是高度竞争的电力市场，使虚拟电厂能充分参与，发挥灵活性资源的优势。二是政策支持，中型可再生能源机组必须直销，为虚拟电厂提供大量可整合的资源，同时多了一种可观的获利方式。三是平衡基团的设定，将电网平衡任务层层分派，所有能源供应商都必须承担平衡责任，激励其充分挖掘灵活性资源，为虚拟电厂的发展提供空间。
美国：聚焦负荷侧，挖潜居民端灵活性资源
美国自 2010 年开始研究和实践虚拟电厂项目。由于美国电价较高、极端天气较频繁、电力供应不稳定，而太阳能资源较丰富，在政府的补贴激励下，许多居民选择投资建设户用光伏系统，并搭配户用储能，以节省电费开支和保护用电安全。随着新能源装机容量增长，电网稳定性面临挑战凸显，美国开始实行需求侧响应以应对高峰负荷，需求侧响应逐渐演化为虚拟电厂。
可再生能源装机容量增加导致电网不稳定性提升，美国虚拟电厂发展空间扩大。美国政府的可再生能源发电目标是：到 2030 年实现80%的零碳电力、到2035年实现 100%的零碳电力。根据 EIA（美国能源信息署）数据，2022 年，美国可再生能源发电量 9128.7 亿 kWh，占总发电量的 21.51%。截至2023 年4 月，美国可再生能源夏季净容量（在夏季需求高峰通过多小时测试证明，发电设备可向系统负载提供的最大输出）314.5GW，占总容量的 26.95%，其中光伏76.1GW，风电143.3GW。美国国家可再生能源实验室的研究发现，为实现 2035 年100%零碳电力，风电和光伏在美国电力结构中的占比需提升至 2035 年的 60%-75%，可再生能源发电量占比需达到 70%-85%。未来随着美国新能源装机容量持续提升，将会释放大量灵活性调节需求，驱动美国虚拟电厂发展。
美国加州虚拟电厂案例：
美国本土有七大独立系统运营商/区域输电组织（ISO/RTO），负责调度、发电、输电规划以及系统的运行安全和发电端-输配电端（批发市场）、输配电端-零售端（零售市场）市场运行管理，为美国 2/3 的电力用户提供服务。
美国加州独立系统运营商(CAISO)拥有高比例新能源和储能。CAISO 是世界上最大的独立系统运营商（ISO）之一，服务于加州 80%的电力用户，负责管理加州电力系统、输电线路以及电力市场。加州在太阳能、地热能和生物质资源发电方面排名全美第一，在传统水力发电方面排名全美第四。截至2023 年6 月，CAISO管辖区域内装机容量共计 49.20GW，其中可再生能源装机容量28.25GW，占比57.42%，其中太阳能 16.65GW，风能 8.03GW。截至 2023 年 6 月，CAISO 电网辖区内拥有电池储能容量 5.24GW，为全美第一。
较高的可再生能源装机比例使净负荷呈现“鸭型”曲线。根据CAISO 官网每日实时更新的负荷曲线和机组出力曲线，以 2023 年 8 月1 日（工作日）数据为例，净负荷在日间 8-16 时较低，17 时左右净负荷开始快速攀升，三小时内平均爬升11.06GW，净负荷呈现鸭型曲线形状。从机组出力曲线可以看到，可再生能源在8-17 时大发（主要是光伏），17 时以后快速下落；天然气是应对晚间负荷高峰的主要出力，其次是大型水电和进口电力，储能电池主要在18-22 时释放电力。
加州历年峰值负荷波动上升，2022 年达到 52.06GW，超过总装机容量。为利用灵活性资源，加州政府和公用事业公司积极启动需求响应和虚拟电厂项目。
加州虚拟电厂主要参与电能量市场和备用市场。为解决可再生能源渗透率增加导致的出力不稳、电网频率波动加剧的趋势，CAISO 首先推出代理需求响应资源(PDR)市场机制，推动分布式能源进入市场，在此基础上又提出分布式能源供应商(DERP)市场机制。虚拟电厂可通过上述两种方式参与日前和实时的电能量市场、旋转/非旋转备用市场。
在市场准入方面，分布式能源供应商(DERP)市场机制对聚合的分布式资源种类没有特殊要求，并且允许双向调节，因此相较于代理需求响应资源（PDR）更符合虚拟电厂的概念。两种参与方式均需虚拟电厂通过独立系统运营商的新资源认证流程并寻求调度协调员代理虚拟电厂进行报价与结算。此外，两种参与方式的聚合容量的门槛有所不同：对于 PDR，虚拟电厂参与能量市场竞标容量应达到100kW，参与辅助服务市场竞标容量须达到 500kW 且持续时间应达到30 分钟；对于DERP，虚拟电厂所聚合的最小容量应达到 500kW。
在报价与结算方面，加州虚拟电厂均需通过调度协调员(SC)报价与结算。CAISO根据调度协调员(SC)提交的结算计量数据并考虑配电损耗因子的影响，对虚拟电厂进行结算。虚拟电厂参与备用市场可得到中标容量与调用电量两部分组成的结算费用。当虚拟电厂实际响应量小于中标容量的 90%时，独立系统运营商（ISO）会取消虚拟电厂的容量结算费用并对调度协调员(SC)提出警告。对于分布式能源供应商，当虚拟电厂跨越多个 P-Node（定价节点）时，调度协调员(SC)提交的投标信息还需包含分配因子(DF)，代表虚拟电厂在每个节点的资源比例。CAISO对虚拟电厂发布调度指令，然后由虚拟电厂根据分配因子（DF）将调度指令分解至各节点的分布式能源。
CAISO 自 2015 年开始实施需求响应竞价机制。2022 年，需求响应资源达到1875MW，占夏季备用裕度（resource adequacy capacity，为满足峰值负荷的备用容量）的 3%-4%。根据 CAISO 官网数据，截至 2022 年，已有1332 家代理需求响应运营商、216 家实时响应资源登记。需求响应资源可以参与辅助服务市场（如非旋转备用市场），获得相应收入或抵消其自身的辅助义务。2022 年，CAISO 辖区内的需求响应资源共提供了 554.5GW 非旋转备用服务，总收益17.7 万美元。需求响应资源还可参与实时市场，投标削减自身负荷，2022 年CAISO 实时调度总量62.1GW，需求响应资源业主获得 2078 万美元收益。
2023 年 7 月，加州能源委员会批准了“需求侧电网支撑计划”。该计划将会充分利用加州的户用光储，在电力需求处于尖峰、电网压力最大、电价最高的时间段内，远程调度家庭储能电池，支撑电网容量，进而避免出现停电事故。该计划规划聚合加州约 10 万个家庭的储能电池。需求侧电网支持服务的供应商（包括虚拟电厂）预计最早将于今年夏天加入该计划并开始与客户签约。
2021 年 3 月，加州公共事业委员会创建了紧急减负荷计划（ELRP）。ELRP允许公用事业公司和 CAISO 在负荷高峰时期通过削减负荷的方式来管理电网，该计划可以有效减少分区轮流停电次数、减少建设备用发电机组的成本。ELRP 的第一阶段将从 2021 年持续到 2025 年，拥有光储、热电联产等的非居民用户、虚拟电厂运营商、需求响应运营商均可参与 ELRP。ELRP 项目仅在夏季（5 月初至十月底）每日 16 点至 21 点、当 CAISO 发出紧急调度指令时才会启动，注册用户可以选择自愿参与，不参与也不会受到惩罚，每年最多发起60 小时的调度命令。ELRP项目与 CAISO 的批发市场是分离的，目前参与响应的用户可获得固定额度奖励：2美元/kWh（2021 年为 1 美元/kWh）。
2022 年 5 月，加州公共事业委员会将 ELRP 扩展到居民端，形成PowerSaverRewards（PSR)计划。PSR 计划的目的、发起调度的条件、获得的每度补贴与ELRP相同，不同点在于可参与需求响应的用户从非居民端扩展到居民端（仅限未加入其他需求响应项目的居民）。居民可以通过关闭空调、洗衣机等家用电器、暂停电车充电等，使调度时段的负荷少于自己的基线负荷，就可以获得节电奖励。
加州公用事业公司与居民端充分联结，为 PSR 项目带来充足的响应成员。加州三大公用事业公司帮助居民了解自己的用能情况，并提供节电建议。如PG&E公司的“家庭能源报告”计划，参与的居民每月会得到家庭用能情况的详细说明，以帮助居民自觉节能。三大公用事业公司把各自辖区内符合特定条件的居民自动纳入PSR，同时默认把参与“加州能源优惠计划”、“家庭电价援助计划”的居民纳入PSR，当然居民也可以自愿报名加入 PSR。截至 2022 年9 月，共有405 万家庭加入了 PSR 项目。
加州三大公用事业公司负责各自辖区内非居民端和居民端的ELRP 管理，包括用户注册、发放奖励、转达紧急调度命令。一些第三方，如OhmConnect、SunRun、Leap、Autogrid、Voltus、Tesla 等也参与到各公用事业公司的ELRP 管理中。
特斯拉加州虚拟电厂：
2022 年，三大加州公用事业公司之一的 PG&E 与特斯拉合作推进ELRP 计划。特斯拉向居民销售户用储能产品 PowerWall，帮助用户在谷时储存电量，在削峰时段放电，使客户收益最大化。PG&E 保证每年发起调度命令不少于20 小时，不超过60 小时。由于加州极端天气（如暴风雪、热浪）较频繁，停电频率相对较高，因此对于居民而言，户储也是保障用电安全的一种方式。特斯拉通过虚拟电厂项目促进光储产品销售。
特斯拉不仅在PG&E 辖区内发展虚拟电厂项目，也在加州的另一家公用事业公司 SCE 辖区内销售PowerWall、扩大特斯拉虚拟电厂资源池。接入特斯拉虚拟电厂的软硬件必须按照其技术体系进行开发，因此当地部门若与特斯拉合作开发虚拟电厂意味着必须使用特斯拉Autobidder 和户储产品。通过虚拟电厂资源的高进入壁垒，特斯拉的储能和发电产品的需求量得到提升，同时获得未来售电差价及虚拟电厂服务费用。Lastbulb数据显示，截至 2023 年 7 月，PG&E 和 SCE 辖区内参与ELRP 项目的PowerWall用户分别达到 5681、2046 个。
特斯拉切入光储行业，建立高度垂直的新能源产业生态。除户储Power Wall，特斯拉的光储产品还包括：大储 Powerpack 和 Megapack、“太阳能屋顶”SolarPanel（BAPV 形式）和 Solar Roof（BIPV 形式）。2017 年，特斯拉推出智慧能源管理平台 Autobidder，该平台与虚拟电厂功能类似，可实现价格预测、负荷预测、发电量预测、智能竞价及优化调度等服务。特斯拉在新能源行业布局的新能源汽车、充电桩以及光储产品均可搭载 Autobidder，构建起“车+桩+光+储+荷+智”的新能源闭环生态，实现“发电-储能-用电-交易”的闭环。据特斯拉测算，通过使用光储系统+Autobidder，用户有望实现每月 130 美元的收益。特斯拉在2023年Q2业绩交流会上表示，目前特斯拉安装的 Power Wall 已超过50 万台。Autobidder订单持续增长，预计明年特斯拉调度电量将超过 6GWh。
除 Autobidder 外，特斯拉开发了多款软件支持能源硬件产品。其能源软件不仅能支持虚拟电厂的 Power Wall 和大储 Mega Pack 等储能产品，也能管理光伏、电动汽车充电、微电网、公用事业公司的发电厂，可帮助客户减少公用事业费用、参与需求响应、微电网控制和电力批发市场竞价。
特斯拉计划或将业务拓展至 V2G 领域。在 2023 年 3 月1 日的投资者交流日上，特斯拉公司高管表示目前特斯拉电动汽车并不具备双向充电功能，预计在两年内可以实现 V2G，但并不是目前的首要业务拓展方向。
美国加州和特斯拉公司虚拟电厂发展带来的启示是：一、借助自然条件优势和政策激励，布局户端光储资源，加州小型电池容量占全美71%，为虚拟电厂提供大量可聚合资源。二、对居民端的用电情况有充足的了解，并通过多种激励，调动居民参与到节电的行动当中，降低居民夏季高峰负荷。三、构建能源软硬件生态，单独的硬件只具备发电和储能功能，搭载软件后，可激发硬件的灵活性功能，参与电力市场获得额外收益。
澳大利亚：聚焦储能侧，户用光储规模大，调频服务交易品种多
澳大利亚政府可再生能源发展目标是 2030 年可再生能源发电份额达82%，未来增长空间大。根据澳洲气候变化局于 2023 年 6 月发布的统计预报，2022 年澳洲可再生能源发电量估计为 2733 亿千瓦时，占发电总量的32%（同比+3pct）。可再生能源发电中份额最大的是太阳能（占总发电量的14%），其次是风能（11%）和水电（6%）。
澳大利亚国家电力市场（NEM）拥有 14GW 屋顶光伏，风光容量总计占比40.33%。澳洲分为三大电网区域，三大电网互不相连。其中NEM 管辖区域最大，供应澳洲约 80%的电力消耗。根据 2022 年 9 月澳洲能源监管局发布的报告，NEM在2021年底装机总量 70.51GW，其中屋顶光伏 14.23GW，地面光伏6.16GW，风电8.05GW，电池储能 0.48GW，风光装机占比 40.33%。2021 年 NEM 可再生能源发电量占比25%。
澳洲户用屋顶光伏和家庭储能增长迅速，为虚拟电厂提供大量可聚合资源。澳大利亚国家电力市场（NEM）拥有的 14.23GW 屋顶光伏中，有超过3GW 来自户用屋顶光伏，其中超过 2.7GW 已并网，超过 33%的澳洲住宅装有屋顶光伏。澳洲光伏协会的数据显示，小型光伏系统的安装数量近年来增长较多。国际能源经济与金融分析研究所（IEEFA）于 2022 年发布的报告认为，澳洲户用屋顶光伏系统的回收期目前约为四年，到 2024 年屋顶光伏的成本将降低一半，将大大提升屋顶光伏的安装率。配有屋顶光伏的家庭选择安装户储的比例也在升高。2021 年，澳大利亚国家电力市场（NEM）小型电池（户储和电动汽车）的容量同比上升33%。
澳洲电力市场改革早，成熟度较高。澳大利亚不具有独立的调峰市场，而是通过预出清与实时市场解决调峰问题。澳大利亚电力市场的辅助服务可分为频率控制辅助服务(FCAS)、网络支持控制辅助服务和黑启动辅助服务，其中FCAS共分为8种辅助服务市场。
澳大利亚能源市场委员会(AEMC)发布多项政策推动分布式能源参与市场交易。在AEMC 推动下，虚拟电厂可参与频率控制辅助服务（FCAS）中的6 种应急调频服务市场，也可在电力批发市场参与需求响应服务投标，或参与澳大利亚国家电力市场（NEM）的需求侧资源集中调用。同时，AEMC 将NEM 交易结算周期从30分钟改为 5 分钟，进一步推动了基于快速响应技术的市场主体(如电池、天然气调峰电厂、需求响应资源等)参与市场竞争。AEMC 还提出电力用户可通过聚合商提供需求响应服务，为虚拟电厂开拓潜在的资源池。
目前澳大利亚虚拟电厂可参与的市场有：批发市场、批发需求响应市场、FCAS调频辅助服务市场、可靠性和应急储备交易、提供配电网支持服务（包括热、电压或峰值需求管理）。
AEMO（澳大利亚能源运营机构）通过虚拟电厂论证计划来优化虚拟电厂运行模式。AEMO 预测到 2040 年，在中性情景下，NEM 的屋顶光伏和分布式储能将达到21GW/6GW。为聚合这类灵活性资源、推动未来虚拟电厂发展，AEM 于2019年7月开始虚拟电厂论证计划，并于 2021 年 8 月结束。共有7 家运营商（8 个虚拟电厂）参加，聚合的资源类型均为“光伏+储能电池”，容量合计31MW，占FCAS（调频服务市场）3%的市场份额，共计 7150 名电力用户。7 家运营商中有4 家聚合的资源为特斯拉储能产品。其中，特斯拉与南澳（SA）政府合作的虚拟电厂项目的容量最大，为 16MW。
AEMO（澳大利亚能源运营机构）的虚拟电厂论证计划对虚拟电厂参与批发市场、调频辅助服务市场进行了测试验证。
对实时市场的价格响应：AEMO 发现各虚拟电厂运营商的发用电决策在很大程度上取决于用户协议、事先设计的充放电控制算法、优先消纳屋顶光伏发电量等非价格因素，即实时市场的价格波动与储能电池充放电策略并不具有很大的相关性。如实时电价达到 10000 澳元/MWh 时，7 家虚拟电厂运营商中只有3 家做出了电池放电决策；在午间之外的负电价时段，运营商一般不会发出充电指令。储能电池充放电策略还与下列因素有关：用户类型（居民/工商业）、电池规模（小容量电池会在夜间进行二次充电以应对早晨的用电需求）。
调频服务市场（FCAS）参与情况：AEMO 虚拟电厂论证计划中，7 家虚拟电厂运营商均参与了应急调频服务市场，包括向上/向下 6 秒内、60 秒内、5 分钟内调频服务，共 6 种。AEMO 发现，FCAS 市场中虚拟电厂平均启用容量在很大程度上受充电情况和电池容量影响，而不是对辅助服务价格信号的响应。如午间一般是储能电池的充电时段，因此参与向下调频服务较少；大容量电池能储存更多电量，因此可在全天提供向上调频服务。
7 家虚拟电厂运营商从 FCAS 市场中获得的收入：特斯拉南澳虚拟电厂从2019年9月开始参与 FCAS 投标，AGL 从 2020 年 8 月开始投标，其余5 家于2020年11月参与投标。在 2019 年 9 月-2021 年 1 月期间，特斯拉参与FCAS 市场的收入为218.9万美元，位居 7 家运营商之首。2020 年 2 月因南澳电力系统故障、发生孤岛事件，调频价格大涨，特斯拉提供调频服务，收入 117 万美元。2021 年3 月，同样是由于电网事故，调频服务价格剧烈上涨，虚拟电厂运营商从中收入68.5 万美元。因此，由于市场高度竞争、电网事故不可测、价格波动敏感，虚拟电厂从FCAS市场获得的收入波动较大。
电力用户参与虚拟电厂的原因：2021 年 3 月，AEMO 对7 家运营商聚合的6442个居民和工商业用户发布问卷，调查用户参与虚拟电厂的原因、体验、建议等，最终收到 1406 份有效答卷。81%的被调查者认为“减少从电网购电、节省电费”是参与虚拟电厂的原因之一，65%的被调者认为“为了拥有备用电源”是原因之一，41%的被调者认为“出售光伏板生产的多余电量来赚钱”是原因之一。问卷数据反映出绝大多数客户参与虚拟电厂并不是为销售多余电量获利，而是想减少自己的购电量、保障用电安全。这导致了前文所描述的现象：虚拟电厂运营商并不能以实时市场价格波动作为充放电决策的主要依据，而要优先考虑与用户签订的协议。
特斯拉南澳虚拟电厂：该项目由特斯拉、南澳政府、南澳当地企业等共同发起，计划聚合 5 万家装有光伏和 PowerWall 的住宅，组成南澳最大的虚拟电厂。加入特斯拉南澳虚拟电厂的家庭可免费安装特斯拉光储产品，但并不拥有产品，仍需为使用的光伏发电量付费。
特斯拉南澳虚拟电厂目前进行到第四阶段，在全澳洲有超过1 万个家庭参加。2018年 6 月完成第一阶段，在公共住房安装了 100 套系统，展示了系统运行虚拟电厂的能力，并优化了软件。2019 年 12 月完成第二阶段，在公共住房安装了1000套系统，为客户提供优惠的零售商供电价格。第二阶段的资产已经在AEMO 注册，能参与批发市场和 FCAS 辅助服务市场，并能通过 Autobidder 运行虚拟电厂。2020年 8 月开启第三阶段，安装 3000（公共住房）+1000（私人住房）套系统，受澳洲可再生能源管理局、清洁能源金融公司资助，展示虚拟电厂提供电压支持、快速频率响应（1 秒内响应）和惯性的技术能力。2023 年3 月开启第四阶段，将增加 3000 户低收入家庭，可以只装 PowerWall，不安装屋顶光伏。特斯拉已将该项目从南澳扩展到 NEM 的所有州。截至2023 年3 月，特斯拉在澳大利亚的虚拟电厂已有超过 1 万个家庭参与，帮助减少了超过100MW 的峰值需求，并为参与的家庭每年平均节省了 200 美元的电费。
Enel X：澳洲最大的工商业虚拟电厂
Enel X 是意大利国家电力公司（Enel）旗下专注于能源供应和能源管理服务的子公司。2011 年以来，Enel X 为澳大利亚的工商业企业提供服务，帮助其能源密集型资产参与电力批发市场并获得收益。Enel X 同时建立虚拟电厂平台，为工商业客户管理灵活性资产。目前 Enel X 虚拟电厂在澳洲已聚集资源超过350MW，为客户带来超过 2 亿澳元收入。资源类型包括：工业加工设备、商用暖通空调和制冷系统、备用电源、电池储能系统和电动汽车充电基础设施。
EnelX 虚拟电厂利用聚合的灵活性资源参与澳洲的各类电力市场，与客户分享收益。EnelX 虚拟电厂是第一家进入 FCAS（调频服务市场）的独立公司，占有FCAS市场 15%的份额。对于灵活性资源并不充裕的客户，Enel X 还会免费提供、安装、测试储能电池系统，并帮助进行电力市场注册，最终与客户签订十年的服务协议，按照固定分成比例分享储能系统的收益。EnelX 虚拟电厂还参与可靠性与应急储备交易、批发需求响应市场，并且是参与批发需求响应市场的第一个运营商。
澳大利亚虚拟电厂发展的特点和给予我们的启示：一、澳洲拥有极佳的光照资源，在政府激励下，户用光伏普及率全球第一，光储装机快速增长，因而具有大量可聚合的分散式光伏和户储。二、澳洲虚拟电厂可参与电能量批发市场、需求响应、以及多种调频服务市场。提供调频服务的收益波动较大，尤其当电网发生事故时，调频服务价格会迅速上涨。因此提升短时调频能力将大大增加收益。三、户用光储的充放电决策受到业主偏好的影响，也受电池容量和业主类型影响，可能无法使参与电力市场的收益最大化。虚拟电厂运营商需要充分了解客户需求和利益，以在谈判中取得优势。
海外虚拟电厂发展总结：因地制宜聚合资源，多种市场机制推动虚拟电厂发展
德国虚拟电厂的核心业务是支持可再生能源通过批发市场直接销售电量，其次是利用灵活性资源 1）参与日间市场，峰谷套利；2）参与三种平衡市场，即FCR（30秒内调频）、aFRR（5 分钟内调频）、FCR（15 分钟内调频），获得容量费用和电能量费用。德国最大的虚拟电厂运营商 Next Karftwerke 拥有15346 个聚合单元，12.3GW 装机容量，2021 年营收 18.8 亿欧元（+216.5%），直销业务收入13.4亿欧元，占比 71%。
美国加州的户储和屋顶光伏容量相对较大，小型储能电池总功率全美第一（占全美的 71%），虚拟电厂可聚合的需求端资源较多。与德国相比，美国虚拟电厂不参与批发市场，而是以代理需求响应资源或分布式能源供应商的形式，参与日前和实时的电能量市场、旋转/非旋转备用市场。美国加州公用事业公司支持辖区内的居民和工商业用户参与需求响应、发放节电补贴。多家第三方公司配合需求响应政策，通过销售户用光储产品等方法，聚合需求端用户，运营虚拟电厂。
澳大利亚的户用光伏普及率全球第一，超 33%的澳洲家庭装有光伏，小型光伏系统与小型电池储能处于快速增长阶段。因此澳洲虚拟电厂与美国有相似之处，主要聚合需求端的屋顶光伏与储能资源（如特斯拉南澳虚拟电厂），也有专门聚合工商业资源的虚拟电厂（如 Enel X）。澳洲虚拟电厂可参与的市场相对更多，包括批发市场、批发需求响应市场、6 种 FCAS 调频辅助服务市场、可靠性和应急储备交易、提供配电网支持服务。
整体而言，从德国、美国、澳大利亚等国家虚拟电厂发展过程来看，各国基于自身可聚合的资源禀赋情况，因地制宜开发灵活性资源，并制定需求响应、辅助服务、电能量交易等多种市场机制为虚拟电厂提供补贴、激励，助力虚拟电厂商业化发展，促进电力系统保持稳定平衡，有效支撑各国可再生能源发展目标落地。
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