2024年，國內虛擬電廠的發展取得了顯著進步，從概念普及到形成共識、從零星實踐到遍地起勢。

虛擬電廠實際上就是將分布式發電、儲能及其他可調節負荷資源聚合，“聚沙成塔”形成快速調節和響應能力。

由于近年來風光新能源發電的增長速度遠遠超過負荷的增長速度，電力消納問題越來越突出，同時，由于新能源出力的不穩定性，給電力系統平衡帶來了巨大挑戰，新能源利用率逐漸下降。

未來新型電力系統理想的狀態是實現“源荷互動”，但目前在負荷側并沒有形成很好的調節能力，因此，現階段更需要的是從負荷側入手，讓“荷隨源動”。

國網冀北電力有限公司電力科學研究院主任王澤森曾指出，用戶側靈活性可調節資源總量大，但布局分散，仍有大量用戶側可調節資源尚未被納入電力系統可調控范圍。

2024年，國內虛擬電廠在政策推進、地方實踐、盈利探索等方面均取得了不錯的進展。從可調節能力、調節意愿和實際案例來看，大型工商業儲能和充換電站是相對更有優勢的用戶側可調節資源，或將成為虛擬電廠的“主力軍”。

目前，國內虛擬電廠仍處于比較早期的發展階段，最顯著的問題是“聚而不合”，主要體現在數據標準缺失、運營權之爭、技術平臺研發成本高等方面。

此外，現階段虛擬電廠接入的資源非常有限，且資源變現能力顯著不足，主要是因為目前國內虛擬電廠的市場機制和盈利模式尚未成熟，虛擬電廠的發展需要依托高度市場化的電力交易體系。

工商業儲能與充換電站優勢凸顯

根據《“十四五”現代能源體系規劃》，力爭到2025年，靈活調節電源占比達到24%左右，電力需求側響應能力達到最大用電負荷的3%～5%。其中華東、華中、南方等地區達到最大負荷的5%左右。

今年7月1日起實行的《電力市場運行基本規則》規定了虛擬電廠的市場經營主體地位，意味著虛擬電廠正式成為電力交易主體，可全面參與電力市場。

虛擬電廠首批國家標準GB/T 44241-2024《虛擬電廠管理規范》也在今年8月正式發布，將于2025年2月1日起實施。

今年以來，各省也紛紛大力推進虛擬電廠建設。

據高工產業研究院(GGII)統計，湖北虛擬電廠聚合可調節接入量大于1500MW；廣東深圳虛擬電廠聚合可調節接入量大于750MW；安徽虛擬電廠聚合可調節接入量大于1586.65MW；江蘇虛擬電廠聚合可調節接入量大于600MW、浙江嘉興虛擬電廠聚合可調節接入量大于821.4MW。

根據接入資源類型的不同，廣東省（深圳市）、江蘇省、浙江省、安徽省、上海市等地的虛擬電廠以負荷為主，湖北省、山東省、山西省等地主要是電源型虛擬電廠。

不過，目前的現狀是，分布式電源追求的是盡可能消納，實際上并不具備“調節”的能力，反而增加了電網的調節壓力，負荷型/儲能型虛擬電廠才是真正意義上的虛擬電廠。

從可調節能力和調節意愿來看，在虛擬電廠聚合的各類資源中，園區級別工商業儲能和充換電站是相對更有優勢的用戶側可調節資源。

工商業儲能是虛擬電廠核心靈活性資源，而工業園區用電量大，配置的工商業儲能規模也較大，可調節能力強。

而且工商業儲能本身就是投資屬性，對成本收益敏感度高。但目前工商業儲能的盈利基本依賴單一的峰谷套利，業內普遍認為，要真正打開工商業儲能盈利空間，核心在于電力市場和虛擬電廠的建設。

目前，美克生能源、卓陽儲能等企業是典型的工商業儲能為主的虛擬電廠聚合商。不過，現階段工商業儲能的整體裝機量仍有巨大的提升空間。

隨著近年來新能源汽車和充換電站的大規模發展，大量可控充電負荷成為目前虛擬電廠主要的可調節資源，且對價格的敏感度高，更積極參與競量競價、實時響應。

深圳市、上海市是我國探路虛擬電廠的先鋒城市，實際上，目前兩市虛擬電廠占比最大的調節資源均為充換電設施。

“充電資源是最好用的可調節資源，邊際成本很低，且電動汽車的靈活性較強，不僅時間上可調，地理位置上也具有靈活性。”特來電副總裁兼首席科學家、南京德睿董事長龔成明表示。目前，特來電已聚合了約5400+MW可調節負荷資源。

工業負荷資源體量大，可調節空間大，是虛擬電廠中的“壓艙石”，不過，工業負荷對價格的敏感度相對較低，受生產節奏的影響較大。而樓宇空調資源的調控效果存在較大的季節性差異。

從非電源型虛擬電廠聚合商的主要類型來看，除了工商業儲能運營商、充換電站運營商，還有售電公司、新能源資產運營平臺企業等。

售電公司在虛擬電廠賽道的競爭優勢在于，越來越多省市要求虛擬電廠運營商必須取得售電資質，且售電公司掌握了大量企業用電負荷數據，且擁有豐富的電力市場交易經驗。

新能源資產運營平臺企業的優勢在于從發電側、電網側到用戶側全面覆蓋，新能源發電功率預測、負荷預測是電力現貨市場交易的兩大基礎。

國能日新自2020年開始布局虛擬電廠業務，以平臺技術+聚合運營服務模式，多維度為虛擬電廠發展提供支撐。目前，國能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全國地域，實現多元化資源接入與運營成果，累計接入負荷總量超3GW。

目前一個重要的趨勢是，虛擬電廠聚合商的業務綜合性越來越強，工商業儲能、充換電、售電企業相互延伸拓展業務。

新巨能是三峽水利集團探索新型電力市場的重要踐行成員，目前已形成了“售電+儲能”雙輪驅動的業務模式。在工商業儲能方面，擁有投資、設計、建設、運營的全鏈路服務能力；通過構建云邊端一體化的數智運營體系，聚合規模化儲能型可調節負荷資源，建設起了在新型電力系統中起重要支撐作用的虛擬電廠。

作為國內頭部充電企業，星星充電拓展了“三張網”業務布局，包括充電網、智能微電網和虛擬電廠運營網。

業內普遍認為，精準的負荷預測是提高虛擬電廠運營水平的關鍵，這也是許多工商業儲能企業面對電力市場交易的進階難點。

基于10 年的充電運營經驗，星星充電在負荷預測方面積累了大量數據聚合的可調節負荷資源規模居行業前列。

綜合來看，未來持有負荷基本盤的、綜合性的企業更有希望成為頭部虛擬電廠聚合商。

聚而不合，資源變現難

目前，國內虛擬電廠處于比較早期的發展階段，各類資源存在“聚而不合”的問題，技術和商業模式都尚未成熟。

一是數據標準缺失。通信是虛擬電廠對儲能、分布式電源、充電樁等各類可調節資源監測、調控的重要物理基礎，然而，各類資源之間并沒有一個統一化的數據采集、通信和交互的標準協議。

儲能系統內部尚且存在融合度不高、電網調度困難的問題，虛擬電廠各類資源的聚合更是難上加難。

二是運營權之爭。各類可調節資源基本都有各自的云平臺，虛擬電廠管理平臺需要更高維度的橫向整合，涉及上中下游許多參與主體，但基于收益前景和數據安全等方面考量，各方都不太愿意讓渡項目運營權，現在許多聚合商比拼的更多是投建能力。

在沒有真正經過電力現貨市場交易的檢驗之前，各個企業都“信心滿滿”，但未來電力現貨市場交易水平的高低會逐漸拉開差距。

三是技術平臺研發成本高、難度大。虛擬電廠優于傳統電廠的一個重要因素在于，要形成同等規模的可調節能力，其建設成本遠低于傳統電廠。

但目前諸多企業研發虛擬電廠平臺投入了大量軟硬件成本，運營的資源規模很小。負荷數字化進展緩慢，還有大量可控工業負荷、樓宇空調等資源的數字化程度尚不具備接入虛擬電廠的條件。

長園飛輪CTO胡鍇表示，從目前虛擬電廠的規模和商業模式來看，想要覆蓋掉虛擬電廠技術平臺投入的成本，還有很長一段路要走。未來可能最終存活下來3-5個頭部企業的運營平臺才會形成規模效應，實現降本。

值得注意的是，虛擬電廠不僅要看接入了多少資源，更要看資源變現能力。目前國內虛擬電廠“聚而不合”，很大程度上與市場機制和盈利模式不成熟有關。

虛擬電廠的盈利主要依靠需求響應、輔助服務和電力現貨市場等，但這些市場遠遠未成熟，導致虛擬電廠面臨盈利模式不穩定、持續盈利能力差等問題。用戶接受虛擬電廠調度需要數字化改造、調整用能規劃等，但付出的成本與獲得的收益不對等。

從實際案例來看，許多地區的虛擬電廠只是迎峰度夏期間的應急機制，與傳統邀約大用戶參與高電力負荷時段需求響應的模式并無太大區別。

而且，由于每年需求響應的總量和補償標準存在巨大的不確定性，這種高風險的商業模式難以吸引投資，虛擬電廠接入的資源體量就難以擴大。

此外，虛擬電廠不僅僅是簡單地把資源接入一個平臺，實現監測和基本調控。未來電力市場交易和電網調度的場景，要求虛擬電廠對電源出力、負荷情況有精準的把握，對新能源出力預測、負荷預測、電力現貨市場價格預測提出了更高的技術要求。