馬斯克看好的虛擬電廠能解決缺電難題嗎？

虛擬電廠可看作是能源領域的“網約車平臺”

中國虛擬電廠發展尚處于市場化的初級階段

亟待推出專項政策，將虛擬電廠的認定、

準入、交易等進一步明確

繼川渝熬過8月份最艱難的電力保衛戰后，近日水電大省云南也開始限電。9月10日起，占云南省內工業用電四成左右的電解鋁行業收到了“有序用電”通知，后續可能波及水電硅、鋼鐵、水泥等其他高耗能產業。今夏以來，多省的電力供應緊張讓人們迫切想要找尋一種解決方案，虛擬電廠成為了討論的熱點。

今年6月，特斯拉宣布和美國加州最大的電網公司共同成立虛擬電廠。特斯拉宣稱，要努力和用戶合作打造出“世界上最大的分布式電池”。消息傳出后，國內越來越多新能源公司布局這一領域。

資本點燃中國虛擬電廠行業“第一把火”前，國內多數人對這一概念很陌生。虛擬電廠究竟是什么？繼儲能之后，虛擬電廠能否成為新能源領域的下一個風口？未來又能多大程度解決缺電難題？

美國加州的電力調度中心。圖/澎湃影像美國加州的電力調度中心。

能源領域的“網約車平臺”

2022年8月，特斯拉在缺電最嚴峻的加州舉辦了一場緊急響應活動，散布在加州各地的2300多名特斯拉用戶將家用儲能設備PowerWall中存儲的電能輸送到本地電網。這些分散的電力在某個時點的輸出功率高達16兆瓦（MW），輸送的電量相當于一座小型發電廠。

但這些電并非由電網公司統一調度，而是由一家“電廠”將它們分配至最缺電的地方，這就是由特斯拉和太平洋燃氣與電力公司（PG&E）6月共同成立的虛擬電廠。后者是加州最大的電網公司，運營范圍幾乎覆蓋加州80%以上的電網。

這是一場雙贏，對用戶而言，在不影響家庭用電基礎上，每一度儲備的電可獲得2美元獎勵，一次應急響應平均下來，大約可以賺25美元。對特斯拉和PG&E而言，這是它們共同制訂的緊急減負荷計劃的一部分。8月，加州正被極端高溫熱浪炙烤，電力系統在高峰時期也承受了過度壓力。

通過特斯拉舉辦的這場緊急響應活動，可以明顯看到虛擬電廠和傳統電廠的不同之處：首先，它沒有實體，所有的電都來自已有的電力資源；其次，所謂“電廠”其實相當于一個調度控制平臺，其核心功能是聚合分散的電力資源，并進行優化控制與分配。浙達能源創始人兼CEO蔣雪冬打了一個形象的比方：“虛擬電廠就像能源領域的網約車平臺”。

浙達能源是國內首個實現虛擬電廠全鏈路貫通運營的運營商，已在浙江、江蘇、上海等幾十個地市落地了虛擬電廠項目，可調容量超1000 兆瓦。他對《中國新聞周刊》解釋說，電網就相當于道路網絡，以前路上只有火電、水電、核電這種“傳統出租車”，虛擬電廠將風光等分布式電源、儲能、用戶側發電等“社會車輛”都納入到平臺，不僅滿足了更多人“打車”的需求，且通過算法匹配供需，提高了整個道網的運營效率。

為何電網需要這些“社會車輛”？

東南大學電氣工程學院教授高賜威對《中國新聞周刊》指出，傳統電力系統中，電網根據用戶側的電力需求對發電進行統一、集中調控，且主要針對容量幾十萬兆瓦的大型機組。但在“雙碳”目標和能源轉型背景下，風光等新能源在整個電力系統中的占比越來越高，新能源發電“靠天吃飯”，具有隨機性、間歇性和波動性特點，因此對電網穩定性提出了更高要求。

與此同時，對電網負荷的預測和平衡也變得更加困難。蔣雪冬表示，隨著更多用戶接入屋頂光伏和儲能等設施，電力傳輸“潮流”由單向變為雙向，讓負荷更難預測。此外，電動車、充電樁等分散用戶側資源不受整個電網統一的管理和調控，也會帶來局部電力的不平衡。這些都讓傳統電網調度愈發力不從心。
虛擬電廠技術服務商、運營商兆瓦云CEO劉沅昆對《中國新聞周刊》解釋說，作為一種電網靈活性資源，虛擬電廠和新型儲能、抽水蓄能、火電機組改造相比，具有經濟上的優勢。國家電網此前曾公布過一組測算數據：火電廠如果要滿足5%的峰值負荷，需要投資4000億元；而采用虛擬電廠模式，在建設、運營等環節的總投資僅需500億~600億元，是火電廠投資的1/8。

根據主體資源的差異，虛擬電廠可分為負荷型、電源型和混合型。負荷型重點聚合用戶側的可調節負荷，即在基本不影響用戶用電的前提下，聚合一定時間內可靈活參與調節的負荷，包括工業企業、商業和居民用戶、建筑樓宇、空調、充電樁等。電源型則主要調度分布式電源，如小型光伏、風電和燃機、水電、儲能等。混合型則兩者兼而有之。

歐美虛擬電廠發展比中國早十年左右，歐洲以電源型虛擬電廠為主。美國虛擬電廠則以負荷型的靈活性資源為主。當前，美國許多州都在嘗試家庭虛擬電廠，即以家庭的屋頂光伏和儲能設施構成一個個發電單元。

中國虛擬電廠的示范項目從2018年前后開始落地，現階段大多數虛擬電廠是負荷型。上海、江蘇、浙江、廣東等地虛擬電廠項目發展最快。蔣雪冬解釋，一方面，這些地區電力供應主要靠外電輸入，缺電問題較突出；另一方面，由于經濟發達， 這些地區的用電負荷增長很快，保供壓力巨大。

中國虛擬電廠的賽道上，參與者主要有三類，第一類是電網公司，即國家電網公司、南方電網公司及其子公司，居于行業中核心地位，大多數示范項目都背靠著電網公司，它們具有天然優勢，且財大氣粗；第二類是發電集團如國電投、華能、國能、大唐等，本身坐擁有豐富的分布式電源，也有新能源消納壓力；第三類是一些民營能源數字化公司或能源科技企業，還有部分儲能、光伏商近期也在布局。“但總體而言，民營企業占比很小，不是什么人都能成為玩家。”蔣雪冬說。

上海作為最早開始進行虛擬電廠試點的地區之一，黃浦區的商業建筑成為了中國負荷型虛擬電廠的一個典型場景。以商用大樓寶龍大廈為例，據上海經研院規劃評審中心楊建林博士介紹，冬夏兩季用電高峰期，虛擬電廠通過對大廈各樓層中央空調的預設溫度、風機轉速、送風量等參數進行一定柔性調節，可以在不停機、不影響用戶使用的前提下，為電網釋放出100千瓦電能，實現對資源的最優化利用。

當黃浦商業建筑虛擬電廠2021年正式投運后，區內超過200幢大型商業建筑，每一幢均具備約200千瓦的柔性負荷調節能力。截至2021年11月，虛擬電廠已累計調度超1700幢次/27.8萬千瓦，單次最大削減負荷50.5兆瓦，柔性負荷調度能力超過10%。

很多人設想的未來能源場景中，路上跑著的每一輛電動車都是一個“小型發電站”，這一設想如今已照進現實。2022年起，PG&E開始與福特和通用汽車進行試點。據PG&E估算，一輛福特的F-150“閃電”全電動皮卡可以為一個家庭提供3~10天的電力，正在美國公路上行駛的所有電動車的電力總量，大約相當于1100萬個Powerwall。

升級版的需求響應

蔣雪冬認為，今年以來，國內虛擬電廠的高速發展是“從量變到質變”。

2021年以來，國家層面的能源規劃、低碳轉型、碳達峰行動方案和新型儲能指導意見等政策中，都明確支持虛擬電廠參與調節電力系統，電力輔助服務、現貨市場交易等。北京、內蒙古、河南等多地將虛擬電廠寫入其“十四五”能源發展規劃中。2021年8月，國家能源局發布的《并網主體并網運行管理規定》《電力系統輔助服務管理辦法》（下簡稱“兩個細則”）修訂征求意見稿中，一個很重要的變化，就是將電力輔助服務提供主體由發電廠擴大到虛擬電廠、聚合商等。去年底，“兩個細則”出臺。“這相當于虛擬電廠市場地位被官方正式確認，從這一角度而言，它有了一個非常明確的功能和產業定位。”劉沅昆解釋。

目前，中國的虛擬電廠還處于初級發展階段，主要是從邀約型向市場化的過渡期。所謂邀約型，本質就是人們更熟悉的需求側響應，需求響應是通過激勵機制讓用戶自主調整其用電行為，比如高峰時降低負荷，政府則對這種“響應”行為予以補貼。

蔣雪冬指出，國內虛擬電廠就是在需求響應的基礎之上發展起來的，“這就是為什么現階段中國大部分虛擬電廠都是負荷型。只不過，虛擬電廠把需求響應做得更加物聯化、自動化和數字化，并加強了整體上的控制，相當于傳統需求響應的升級版。”他解釋說，“最早讓工商業用戶做需求響應，都是靠一個個打電話、發短信，告訴他們怎么參與響應。”

但這也是當下虛擬電廠商業模式難以真正走通的主要原因之一。蔣雪冬解釋，因為需求響應主要的收益來源就是“吃補貼”。但補貼并非一種常態化機制，資金不穩定，且用戶能夠參與的次數有限，“最初每年也就1~2次，近幾年有所增加，一年也就是10~20次，頻次也不高”，因此對用戶參與的總體激勵不足。

根據浙江省發改委公布的2022年夏季電力需求響應情況，今年7月16日至8月7日間，浙江省共開展電力需求響應16次，合計參與43.83萬戶次，累計降低電網高峰負荷5200萬千瓦，總補貼約5.46億元，補貼金額4元/千瓦時封頂。從8月某次全省日前（即運行前一天對電量交易）的削峰需求響應補貼來看，用戶參與響應的單次補貼收入少的只有幾百元，多的也就幾千元，極少數能達到上萬元。“對一個大型工業用戶而言，假設按4元/千瓦時補貼來算，如果每年參與十幾次響應，補貼的收入也就幾十萬元，但它每年繳納的電費可能要達幾千萬元。”蔣雪冬說。

高賜威指出，虛擬電廠真正的商業模式“一定是從市場中來的”。但目前，由于中國電力市場化環境仍不成熟，除了以補貼為主的需求響應外，部分虛擬電廠運營商還通過為用戶提供節能、能效管理、用電監控等增值服務來賺取服務費用，扮演的角色類似于“企業用電管家”。

市場化的初級階段

當前，部分地區虛擬電廠主要參與的是輔助服務市場。上海、江蘇、浙江、山東等地都進行了電力輔助服務政策修訂，只有少數地區在同步結合現貨市場。電力輔助服務，是指在正常電能生產、輸送、使用外，為了維護電力系統穩定運行而提供的額外服務。2020年，中國已有6個區域電網和30個省區市啟動電力輔助服務市場，主要交易品種就是調峰，部分地區輔以調頻、備用。華北、上海兩地已明確虛擬電廠可作為獨立主體參與調峰市場。此外，多地都已出臺市場化需求響應機制，虛擬電廠也可作為需求響應資源提供調峰服務。

從各地來看，上海虛擬電廠參與的負荷類型最多；山東試點虛擬電廠參與輔助服務市場同時，開展了日前現貨交易；廣東作為電力改革試點的前沿省份，模式比較超前，2021年5月伴隨現貨試運行開啟了需求響應市場化交易。售電公司所代理同一區域內所有用戶的可調負荷共同組成了“區域級虛擬電廠”，可以直接參與區域內電力交易。對大型電力用戶而言，只要能夠達到參與響應的標準，就可以以類似批發用戶的形式直接參與。

中國首個虛擬電廠示范項目——冀北虛擬電廠，是少有的完全市場化運營模式，主要參與華北地區的調峰輔助服務市場。公開資料顯示，冀北虛擬電廠一期主要覆蓋張家口、秦皇島、廊坊三個地市，實時接入與控制蓄熱式電采暖、可調節工商業、智能樓宇等11類可調資源。自2019年12月投運至次年4月供熱季結束，虛擬電廠參與調峰總收益約160.4萬元。

“冀北是第一個吃螃蟹的，前期也很艱難，一開始聚合的資源不多，但因為華北電力調峰市場做得較早，而牽頭成立虛擬電廠的是冀北電力交易中心。于是，在推出示范項目之時，就經過和華北能監局協調，出臺了國內首個允許虛擬電廠參與調峰輔助服務的政策，從市場機制上理順了。”一位不愿具名的電力行業人士對《中國新聞周刊》說。

但即使在調峰市場發展較快的華北、上海等地，虛擬電廠在具體參與市場時仍存在種種問題。上海交通大學電氣工程系教授艾芊等人在2022年1月發表的論文中指出，現階段的市場機制弱化了虛擬電廠與其他市場主體的競爭關系。華北方面，目前僅允許虛擬電廠根據日前發電預計劃在出清價格最高時段提供調峰服務，在本質上來說并未真正參加華北調峰市場，也不存在虛擬電廠報價機制。

上海雖有報價機制，但將虛擬電廠調峰單獨劃分，不與火電提供的深度調峰共同報價出清，且虛擬電廠提供的調峰需求量由調度機構決定。另外，上海市場設置的虛擬電廠調峰價格過低。日內調峰報價上限僅為0.1元/千瓦時、實時調峰報價上限僅為0.4元/千瓦時，而上海需求響應填谷價格為0.8元/千瓦時，當前價格不利于上海鼓勵虛擬電廠參加調峰市場。

多位專家指出，雖然新版“兩個細則”已規定虛擬電廠可作為第三方主體參與電力市場，但在實際參與過程中，虛擬電廠幾乎無法與火電同臺競價，很多地區都要求“報量不報價”。

河海大學能源與電氣學院教授趙晉泉比較了虛擬電廠和火電機組同臺和分開單獨競價模式后發現，前者可以有效提高調峰的經濟性。他在論文《考慮虛擬電廠參與的深度調峰市場機制與出清模型》中指出，這是因為分開單獨競價時，虛擬電廠和火電機組之間的調峰容量分配不是最優，部分價格較低的虛擬電廠調峰容量沒有被調用。

“虛擬電廠市場化最主要的問題是什么？中國的電力輔助服務市場目前還不完善，其價格很多時候不足以完全體現輔助服務的真實價值。”高賜威說。

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海在接受《中國新聞周刊》采訪時指出，電力輔助服務市場化的前提，是電力現貨市場的完善。中國電力市場目前仍處于雙軌制的過渡期。

在歐美等成熟的電力市場中，虛擬電廠已完全實現商業化，主要從電力現貨市場中獲益。以德國為例，虛擬電廠這幾年在德國發展得尤為迅速，據伍珀塔爾研究所的最新預測，德國的能源聚合市場和靈活性市場規模約為75吉瓦，這一數字預計到2030年將會翻一番。虛擬電廠目前主要活躍在德國的日前、日間市場、二次和三次備用市場，尤其是日間市場。

德國國際合作機構（GIZ）中德能源與能效合作伙伴項目主任尹玉霞在《德國虛擬電廠發展經驗》一文中指出，在德國的電力市場中，無論是電網、電廠，還是輸電、配電、售電，這些電力相關業務都互相拆分。2014 年，德國修訂了《可再生能源法》，規定100千瓦以上的新增可再生能源機組都必須直接銷售，從而鼓勵中型可再生能源發電機組聚合形成虛擬電廠，在日前市場優化其售電。

虛擬電廠建設是系統工程

浙達能源創始人兼CEO蔣雪冬認為，時間短的話，未來兩年左右中國的虛擬電廠可能就會進入現貨市場。

據2022年1月發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，到2025年，全國統一電力市場體系要初步建成，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營。業內人士普遍推測，政策“倒逼”之下，虛擬電廠市場前景廣闊。

華西證券預測，到2025年，虛擬電廠的運營市場規模將達到968億元，2030年將超過4500億元。多位受訪人士也表示，2030年之前，虛擬電廠可達到千億元級市場。

但華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利對《中國新聞周刊》表示，目前，業內真正將虛擬電廠落地的企業不多。中國與歐洲等虛擬電廠成熟市場不同，歐洲虛擬電廠體量小、電網構架相對成熟，而在產業結構、能源結構、電力市場和需求場景都不斷變化的中國，虛擬電廠成為現實，要比想象中更加復雜。

劉沅昆指出，虛擬電廠行業有很高的技術門檻和行業壁壘，一方面，入局者不僅要了解電力，還要懂通信、數字化、物聯網、人工智能等技術，需要跨學科的交叉人才；另一方面，還必須深刻理解電網的調度運行規則，深耕到整個能源、電力系統的大環境中去，熟諳行業生態。因此，電網公司發展虛擬電廠有天然優勢。

王永利進一步指出，由于虛擬電廠行業缺乏足夠市場競爭，以政府主導為主，因此電網公司作為主要玩家，起到適當引導示范作用，但這只是第一步。未來，隨著電力市場的逐步開放，市場機制的捋順，一定會有更多社會資本進入，但整個過程必須要謹慎。

王永利分析說，虛擬電廠落地的另一個難題，是目前在技術層面只能做到“控制”，而非“優化”。而實現“優化”的前提是在后臺構建有效的模型，不僅要精準預測多個主體的用電、出力特征、未來的響應能力，還要和用戶用電意愿、天氣、季節、區域特點等結合，并且對電網需求有很好的感知。只有做到了“優化”，才能實現1+1>2的效果，產生額外收益，“否則的話，那些分布式光伏、工商業企業自己也可以參與需求響應，賺取補貼和套利，為什么一定要通過虛擬電廠這種聚合平臺的方式？”

劉沅昆表示，虛擬電廠聚合商對下游用戶預測能力的提升，前提是必須有足夠多的數據積累。但多位業內人士指出，當下數據缺乏的主要原因，是用戶參與虛擬電廠的意愿不足。

江蘇蘇源高科技有限公司綜合能源事業部高級項目經理楊李達對《中國新聞周刊》分析說，一方面企業沒有看到足夠的激勵，在此前提下，中國多數工廠又存在智能管理水平低、用電規范性差等問題。虛擬電廠運營商提出要給企業安裝用能監測設備時，“即使是免費，很多企業也覺得麻煩就算了，還有些企業擔心數據泄露”。蔣雪冬在調研企業意愿時發現，在“能耗雙控”的背景下，高耗能企業對接入虛擬電廠的意愿最強，因為希望能進行更精細化的管理。

前述電力行業人士還發現，雖然中央在政策層面已經確認了虛擬電廠可以作為獨立的市場主體參與輔助服務。但在現實中，一些地區對虛擬電廠接入電網設置的“門檻”非常高，提出安全性、技術規范標準等各種要求。很多虛擬電廠根本沒有進入到全國互聯的大電網中，“建一個虛擬電廠要過五關斬六將”。

在王永利看來，這涉及虛擬電廠與電網之間的銜接性問題。不僅要看接入與否，未來，電網調度規則，運行場景等都應對虛擬電廠有更細化的考量。他對《中國新聞周刊》分析說，“虛擬電廠是分布式資源的規模化體現，規模越大，和電網的調度、運行越密不可分。”

中電能源情報研究中心封紅麗發文指出，應盡快啟動虛擬電廠頂層設計，出臺國家層面專門針對虛擬電廠的指導性文件，明確虛擬電廠定義、范圍、發展定位、發展目標及分步實施策略，建立虛擬電廠標準體系。

前述業內人士表示，除中央層面以外，更重要的是在省級層面盡快推出虛擬電廠專項政策，將虛擬電廠作為市場主體的認定、準入、交易、結算規則等進一步明確。目前只有上海、廣東、山西等少數地區出臺了專門政策。山西在6月最新發布的《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》中明確規定：虛擬電廠可基于省級智慧能源綜合服務平臺建設技術支持系統，也可以獨立建設技術支持系統，但應接入省級智慧能源綜合服務平臺。

高賜威指出，虛擬電廠建設是一個系統工程，既涉及大量的分布式電源、儲能和上百萬居民和企業用戶，也涉及整個電力系統的運行調度機制、電力市場交易設計以及市場。下一步，各方要真正形成共識，各級能源部門、電網公司、發電集團、交易中心、售電公司等都要在激勵相容的商業模式和市場機制基礎上，站在整個電力系統角度去共同推動虛擬電廠的市場化發展。當然，這還需要一個過程。

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