我國正在深化能源綠色低碳轉型，加快推進新型電力系統建設。虛擬電廠作為新型電力系統的重要組成元素之一，越來越受到社會各界關注。目前，多個省市已開啟虛擬電廠試點建設及運營，并出臺配套政策文件。但虛擬電廠在我國處于發展初期，其概念內涵、技術特性、運營模式等尚缺乏統一規范和標準，造成部分傳媒界、金融界、學術界等領域的關注者對虛擬電廠存在不同程度的誤讀，出現一些概念被泛化使用、炒作的現象。因此，有必要對虛擬電廠的內涵與定位、技術要求及特征、商業運營道路等進行分析和思考，并對我國虛擬電廠健康、科學發展的提出相關建議。

虛擬電廠的內涵與定位

從虛擬電廠的名稱看

某物體的虛擬物，通常是指雖然從組成和結構上與該物體的實物有較大差異，但與實物在主要外現特性上相近或相同。常規燃煤、燃氣、水力等電廠具有較優秀的調峰、調頻、調壓和爬坡能力，可為電力系統提供轉動慣量，出力能夠在分鐘級較精準控制，能夠接受并快速響應電力調度中心下達的調度指令。較好的實時響應能力使常規電廠在用戶負荷或新能源出力突然波動、電力系統出現異常或故障后能夠按照調度指令快速進行調節，支撐系統安全穩定運行。所以，從虛擬電廠的名稱看，其在電力系統中的電氣表現、發揮的作用應與常規電廠類似。

從能源轉型的背景看

近年來，我國常規電源比重持續下降，以風能、太陽能為代表的新能源比重不斷上升。由于新能源較高的波動性和隨機性，電力保供和新能源消納所需的靈活性調節資源日趨緊張，電力平衡的方式亟需由“源隨荷動”轉變為“源網荷儲協同互動”，在這一背景下虛擬電廠愈發受到重視。一方面，常規電源比重下降使電力系統保持安全穩定運行所需的調節資源必須由新的主體提供；另一方面，虛擬電廠通過應用先進的信息技術和控制技術，高效整合分散的個體資源，能夠在電力市場中提高自身及所聚合資源的收益，同時能提升電力系統運行的可靠性和經濟性。因此，虛擬電廠的發展既是“形勢所迫”，也是其基于自身收益的主動要求，其所虛擬的顯然并非新能源電站，而是常規電廠，其關鍵不在于是否能夠發電，而在于向電力系統提供近似常規電廠的調節能力。虛擬電廠并非實體電廠，自然無法完全具備常規電廠的調節性能，但作為電廠至少應當具備基本的調峰、調頻、調壓能力，并能夠按照調度指令運行。

與負荷聚合商的區別

目前部分省市試點建設的虛擬電廠，所聚合的主要是可調節負荷，僅具備一定的調峰能力，不具備調頻、調壓能力，且負荷控制的精度較差，不能實時響應調度指令，只支持日前或提前數小時安排負荷曲線計劃，實質屬于負荷聚合商，與常規電廠所能提供的調節能力差距較大。虛擬電廠的調節性能應與常規電廠對標，其負荷/出力控制精度應達到一定水平，且具備調頻和調壓能力。社會各界應統一認識，明確區分虛擬電廠與負荷聚合商，避免虛擬電廠概念的泛化使用。

聚合什么樣的資源

電力系統中的調節資源可分為電力調度直接管控的資源與難以管控的資源兩大類。納入調度管轄范圍的集中式電源、抽蓄、獨立儲能等是調度直接管控資源，可以接受實時調度指令進行調節，在靈活高效使用方面基本不存在問題。用戶負荷、用戶側小型儲能、分布式電源、電動汽車等是調度難以管控的資源，通常不接受調度指令，其調節潛力尚未充分挖掘。新型電力系統源網荷儲協同互動的關鍵，正是將調度難以管控的資源通過信息通信、聚合控制等技術及市場機制建設等方面的努力，轉換為調度可管控資源，從而更充分、靈活、高效地運用其調節能力。在形式上負荷聚合商即為這一轉換的初級表現，更高級的表現包括虛擬電廠、并網型微電網等。因此，虛擬電廠應著重于聚合調度難以管控資源，至少不應聚合已有的調度對象。部分地區將獨立儲能、集中式新能源甚至有一定規模的常規電源都納入虛擬電廠的可聚合資源是不妥的。

虛擬電廠概念的涵義

基于上述討論，我們可以給虛擬電廠一個不十分嚴謹的定義：虛擬電廠是將電力系統中原本難以調度管控的實體資源聚合，運用先進的信息通信和聚合控制等技術，優化整合為具有近似常規電廠的調節能力、可直接調度的虛擬聚合體，參與電力市場并獲取調節收益，同時提升電力系統運行的可靠性和經濟性。所聚合的實體資源是其物理基礎，對收益的追求是其運營驅動力，信息通信和聚合控制等先進技術是其調節性能實現的關鍵與價值創造的核心。

虛擬電廠的技術要求和特性

作為調度對象的要求

虛擬電廠作為調度對象，其聚合管理平臺應滿足接入調度技術支持系統的條件，具備對整個聚合體及主要聚合資源實時運行可觀、可測、可控的能力，并滿足數據信息交換、網絡安全防護等方面的要求。

作為調度對象，虛擬電廠響應調度指令進行調節的速度應滿足要求，即自調度指令下達至虛擬電廠開始，進行與指令相應方向調節的時間需在一定限值內。常規電廠可以做到接近實時響應，虛擬電廠初期可適當放寬，但至少應當有半小時內的響應能力，響應速度越快，對系統的價值越大。目前，部分省市僅要求虛擬電廠達到日前級別的響應能力（即日前確定負荷/出力計劃曲線，日內按日前計劃執行），如此安排在起步階段可以理解，但后期應當提高標準。

具備怎樣的調節性能

調峰能力可視為每5分鐘負荷/出力的精準控制能力及爬坡能力。以燃煤火電為例，通常每5分鐘實際出力與發電計劃指令的允許偏差為±2%，爬坡能力要求一般為每分鐘不低于±1.5%額定容量。虛擬電廠初期可適當降低標準，但不應差距過大。

調頻能力可視為秒級負荷/出力響應能力、分鐘級精準控制能力及強爬坡能力。以火電的調頻性能指標來衡量，目前絕大多數可調節負荷的調頻性能極差，在當前的技術條件下，除非虛擬電廠所聚合的資源中有充足容量的儲能，否則難以具備調頻能力。

調壓能力需注意虛擬電廠所聚合的各個資源的并網節點可能各不相同，這就要求各個資源自身具備電壓調整能力或配置動態無功補償裝置等電壓調節設施。發展初期應至少要求虛擬電廠所聚合的各資源，在運行中不造成其并網點電壓大幅波動，并滿足功率因數等要求。更進一步，虛擬電廠應具有主動調壓能力，各資源應配置電壓調節設施或應用調壓技術，在各類運行狀態及電力系統異常、故障條件下能夠發揮支撐系統電壓穩定的作用。

資源的空間分布要求

對于虛擬電廠聚合的各個資源的并網節點，其空間分布問題常常被忽視。如果電力系統中存在網絡約束，那么約束斷面內外的資源不宜聚合在同一個虛擬電廠。因為若約束斷面出現阻塞，斷面內外資源的調峰方向應是相反的。所以，虛擬電廠所聚合的各資源的并網節點，必須處于同一阻塞分區內。對某一個聚合不同并網節點資源的虛擬電廠，即使無法確定其作為整體所在的電網節點，仍需明確其所在的阻塞分區，在調度運用時要特別注意。目前，部分地區在虛擬電廠試點建設中未考慮到資源空間分布的影響，后續應給予關注。

虛擬電廠的商業運營建議

所基于的市場環境

當前各省市已開展試運行的虛擬電廠（或負荷聚合商），主要通過參與調峰輔助服務（包括削峰與填谷）獲取收益，缺乏參與現貨市場及調頻、爬坡等其他輔助服務獲取收益的案例。近年來，我國電力市場化改革提速，山西、山東、甘肅、廣東等多個省市已開展電力現貨市場整年度周期以上的不間斷試運行，其他省份現貨市場建設也在加快推進。現貨市場在電力保供、新能源消納、培育新型市場主體等方面展現了重要積極作用，其發展已成為大勢所趨。因此，虛擬電廠的商業運營應基于以現貨市場為核心的電能量市場，以及與現貨市場相協調的輔助服務市場。尚未啟動現貨市場的省市，虛擬電廠只能先參與調峰等輔助服務獲取收益，但市場機制設計應考慮未來向現貨的過渡，現貨市場來得可能比想象得要快。

兩級市場架構

電能量市場已形成較成熟的兩級市場架構：第一級，售電公司和大用戶在中長期市場、現貨市場向發電企業購電，是為批發市場；第二級，售電公司根據與各零售用戶簽訂的零售合約，將批發市場購電向零售用戶分銷，是為零售市場。虛擬電廠所聚合的資源一般分屬不同企業，其同樣參與兩級市場，一是作為聚合體在批發市場購電或售電及獲得輔助服務收益；二是在零售市場與所聚合各資源間的購電、售電及調節控制服務等的結算。虛擬電廠參與兩級市場的交易，必須既能保證自身作為聚合商的收益，又可提升所聚合各資源的收益，才能長期生存下去。各界關注批發市場虛擬電廠交易機制的同時，也應注意在零售市場的聚合商如何與各資源建立有效的利益共享及風險分擔機制。

重復付費問題

尚未啟動現貨市場的省市，電能量交易往往不進行分時結算，因而虛擬電廠（或負荷聚合商）所提供的調峰服務在電能量交易中并未體現分時價值，其獲得的調峰收益不存在重復付費問題。此時，虛擬電廠（或負荷聚合商）不需要具有售電資質，其所聚合的負荷資源可來自多個不同的售電公司。

啟動用戶側參與的雙邊現貨市場的省市，現貨市場的電價變化已經反映了對發電側和用電側調峰服務的定價，再繼續開展調峰市場存在對同一服務重復付費的問題。現貨市場與調峰市場共存時，某一負荷可調節用戶削峰填谷后，既可節省代理其購電的售電公司的購電費用，又使聚合其的虛擬電廠（或負荷聚合商）獲得了調峰服務收益，則出現重復付費。因此，開展雙邊現貨市場的省市應取消調峰市場。若要增強用戶負荷參與調節的意愿，應擴大現貨市場的價格上下限，而非另外開展需求側調峰市場。同時，現貨市場中的虛擬電廠（或負荷聚合商）應是具有售電資質的主體，其所聚合的資源不能再被任何其他售電公司代理購電。

虛擬電廠的收益來源

第一，市場設計應遵循商品“同質同價”的原則。基于成本、政策等因素考慮，需要進行平衡的部分應在市場之外通過再分配實現，其方式應盡可能與市場運營解耦，例如對虛擬電廠給予稅收優惠等。在現貨市場中，虛擬電廠應自主報量報價與常規電廠同臺競爭，在出清和調用順序上均同等對待，通過調節負荷/出力獲得現貨市場的分時價差收益。第二，為發揮中長期交易“壓艙石”作用、防控市場風險，當前在現貨市場中對售電公司或大用戶中長期交易量占實際負荷的比重有嚴格的上下限，但虛擬電廠因參與調節造成各時刻的實際負荷存在不確定性，為避免對其不合理的考核，應根據調節能力大小放寬虛擬電廠的中長期交易量占比限制，這就給虛擬電廠獲得更多中長期與現貨的價差收益提供了機會。第三，逐步建立容量補償機制或容量市場，參與主體應包括虛擬電廠，其可獲得與常規電廠同等的容量收益。第四，加快推動調頻、備用、爬坡、無功等輔助服務市場建設，按照“貢收匹配”的原則完善交易機制，拓展可參與交易的市場主體范圍，使虛擬電廠所提供的各類輔助服務可獲得相應收益。第五，為強化電力保供能力，建議建立緊急控制服務交易機制，虛擬電廠等市場主體可通過此交易獲得應急響應收益。

緊急控制服務交易

現貨市場環境下，依然會有部分具有調節能力的用戶不愿調整負荷響應電力需求，除缺乏市場培育引導等方面原因外，還有兩方面原因：一是其負荷調節的成本較高，現貨價差對其沒有吸引力；二是其負荷調節受設備損耗、壽命等影響僅供應急使用，不宜常態化開展。當電力系統出現日內用電負荷突增、新能源出力嚴重低于預期、突發異常或故障等緊急情況時，系統面臨電力供應短缺風險，此時應設法利用這些具有調節能力但常態下不愿調整的資源，特別是可以快速響應的資源，如可中斷負荷等。

因此，應建立緊急控制服務交易機制，由具備可在收到調度指令后半小時內快速壓降（或中斷）負荷能力的大用戶、負荷聚合商和虛擬電廠等主體參與。各主體應提前向調度中心報備其并網點（或所聚合各主要調節資源的并網點）、日常運行負荷范圍、應急調節時最低運行負荷、響應時間、爬坡速率、應急調節最長持續時間等信息，在電力供應出現應急狀況時優選調用。緊急控制服務交易僅在政府主管部門確定的應急條件下啟動，其失負荷補償價格可在設定的上下限范圍內由各參與主體自行申報，但價格下限不應低于現貨市場最高限價。