虚拟电厂，风口上的新千亿赛道

11 月 25 日，中国电信浙江公司与华能（浙江）能源开发有限公司上线了全国首个实时调度的 5G 虚拟电厂项目。

该虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行工作，标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。华能集团表示，该虚拟电厂项目配备两台机组，1号机组目前总可调容量8.38万千瓦，2号机组正在建设调试中。

既然是“虚拟”电厂，那么就意味着这个“电厂”并非实体——虚拟电厂本身并不发电，而是将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度，实现有效削峰填谷。与此同时，还可以提供调频、调压、备用等电力辅助服务，增强电网安全性。

中国电信浙江公司与华能上线的5G 虚拟电厂项目，就是把5G基站里闲置的备用储能聚合起来，参与电网调度。不仅如此，换电站里的电池、楼宇里的空调、分布式光伏、自来水厂工业负荷（水泵）、集中供冷站（冰蓄冷）、充电桩等等，都可以成为虚拟电厂系统中的重要资源。

华西证券数据显示，预计2025年国内虚拟电厂的运营市场规模将达到968亿元，2030年将超过4500亿元。

一个千亿市场已经呼之欲出。

“虚拟电厂”政策利好频频

简单来说，虚拟电厂是一套电力智能调度系统，是一座基于能源互联网技术的“看不见的电厂”。与传统电厂相比，它没有厂房、机组，不占用土地资源，不烧煤不烧气，能促进可再生能源消纳和有效利用。

智能计量技术、大数据、人工智能和区块链技术是支持虚拟电厂的重要技术基础。通过配套技术把分散在不同空间的小型太阳能、风能等新能源发电装置、储能电池和各类可控制的用电设备整合集成，协调控制，对外等效形成一个可控电源，辅助电力系统运行，并可参与电力市场交易，同时优化资源利用，维护区域内、甚至跨区域的用电稳定与用电安全。

11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，要求积极推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易，探索建立市场化容量补偿机制。而在今年1月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》也提出，鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

政策层多次提及虚拟电厂，是因为在“双碳”目标下，虚拟电厂对于提升新能源消纳及电力保供、推动新型电力系统建设具有重要意义。

新能源如风电、水电、太阳能发电量逐年增长，但风能、太阳能等随机性、间歇性和波动性特征，大规模、高比例接入将给电力系统平衡和电网安全运行带来一系列挑战。随着新能源大规模并网，仅仅依靠电网自身和电源的调节能力，已经很难保证电网的安全稳定运行，这就需要虚拟电厂等负荷侧服务与源网进行协调互动。

此外，虚拟电厂还具有更加低廉的成本。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500亿元至600亿元，仅为火电厂成本的12%~15%。

近年来，虚拟电厂顶层设计规划加速落地，推动虚拟电厂商业化加速。

2019年底，国网冀北虚拟电厂示范项目投运。通过虚拟电厂进行实时响应，相当于少建一座60万千瓦的传统电厂，减排63.65万吨CO2。

2020年，上海黄浦区虚拟电厂项目进行过一次大规模运行。在这次测试中，累计调节电网负荷56.2万千瓦，参与楼宇超过50栋，消纳清洁能源电量123.6万千瓦时，减少碳排放量约336吨。

2021年11月，南方电网深圳供电局、南方电网科学研究院联合研发的国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台在深圳试运行。该平台部署于南网调度云，网省两级均可直接调度，为传统“源随荷动”调度模式转变为“源荷互动”新模式提供了解决方案。

此后，浙江、湖北、安徽、广东等地的虚拟电厂相继落地。虚拟电厂正在一步步走向成熟。

三大优势

虚拟电厂总体来说，有三个明显优势。

在电网侧，虚拟电厂能够将需求侧分散资源聚沙成塔，与电网进行灵活、精准、智能化互动响应，有助于平抑电网峰谷差，提升电网安全保障水平。

在用户侧，能够降低用户侧用能成本。

在发电侧，能够促进新能源消纳。大大提升电力系统调节能力，降低“三弃”电量。

以电动汽车充电桩为例，比如15：00~16：00是用电高峰，电网供不上电，用户本来计划利用这个时间段来充电，虚拟电厂就会通过灵活定价，把15：00前、16：00后的定价调低，引导用户尽量在便宜的时间段去充电，既能保证电力消纳，又降低了用户的用电成本。

目前新能源汽车产业都是通过充电桩、换电站来参与虚拟电厂的调控，但在虚拟电厂中，电动车也拥有着重要角色。

2022年中国智能网联汽车大会上，中国电动汽车百人会副理事长、中国科学院院士欧阳明高表示，2040年中国有3亿辆电动车，如果每辆车65度电，车上可装电就是200亿度，这样的储能规模让“虚拟电厂”成为可能，而新能源汽车在最关键的储能环节上将发挥重要作用。

随着新能源发电的逐渐并网，波动性、削峰填谷就是必须要面对的问题，否则会给电网带来巨大冲击引发运行安全问题。比如，华北电网最典型的特征是冬天时张家口的风电出力很大，供热机组开机较多且出力难以下调，到后半夜（凌晨4点-7点）恰逢用电低谷，就可能存在弃风问题。这个时候，虚拟电厂就可以通过场站调度，以降低用电价格激励用户、车主在用电低谷期充电，消纳多余的风电。

欧美的虚拟电厂更为发达，我们熟悉的特斯拉更是开启了用户“发电”的先例。特斯拉与太阳能面板安装商SolarCity合作，开发了家用储能装置Powerwall。用户白天利用太阳能为Powerwall充电并储能在专门的电池中，此后就可以随时用电，用户还可以实时通过手机查看设备发电、家庭用电、储能余量和电网状况等信息。

在此基础上，特斯拉与加州公用事业公司PG&E合作推出了虚拟电厂项目。自愿参与该项目的用户，在电网承压时每提供一度电即可获得2美元收益；特斯拉与佛蒙特州公用事业公司Green Mountain Power的合作项目，则是用户让渡部分电池控制权，允许电力公司使用储能设备中的部分电能“削峰填谷”，作为回报，用户可以用优惠价获得Powerwall。可以说，完全实现了电力的市场化交易，用户从中获得了收益。

欧洲的虚拟电厂则是聚合发电资源模式，接入了电动汽车充电站平台、氧化还原电池、锂电池、光伏电站、风电场、小型水电站。目前，欧洲多国虚拟电厂已进入商业化阶段。

发展难题

尽管有诸多优点，但虚拟电厂并不能完全解决“用电荒”难题。

它本质上还是一种负荷调控手段，并不能直接发电，所以只能缓解某些时段和部分地区因供需失衡造成的电力短缺问题，不能解决大面积或者灾害性的缺电情况。

而且作为一种新兴模式，虚拟电厂在我国目前尚处于初步发展阶段，大范围推广还面临诸多挑战。

首先是技术问题，如何攻破计量和通信两大技术难点。虚拟电厂系统由大量设备互联构成，而多点计量难度大、效率低、难以把控采集频率，极大地影响了系统效率。此外，系统中的每个设备都可能成为被攻击的目标，防范难度大。如何防止信息被窃取、篡改，如何防止调度系统遭受网络攻击，都是亟待解决的问题。

除了技术条件尚未完全成熟以外，技术标准不统一也亟须解决。目前，虚拟电厂各类示范项目已建设不少，但还没有形成国家级的技术标准。这既不利于统一管理，也不利于市场推广。

三是商业模式不健全，这与政策标准体系不完善、用户侧负荷及发电侧资源参与意愿不强、技术和平台还有待进一步完善等有关。

四是成本问题。目前虚拟电厂平台、终端成本还是很高的，自控、信息设备都很花钱，如何优化成本，对于案例的市场化复制也至关重要。

虚拟电厂在中国的难点，主要在社会各方利益如何统筹兼顾。虚拟电厂抛开一切表象和概念，本质上就是电力市场化交易。如何统筹兼顾各方利益，还需要长期的努力。

本文来自微信公众号“零碳风云”（ID:case-study），作者：大蔚，编辑：凯旋，36氪经授权发布。

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