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作者：清能互联 CTO 赖晓文

来源：《中国电力企业管理》2022年第10期

1. 引言

新型电力系统建设背景下，新能源接入比例不断提高，电力电量平衡调节难度越来越大。为满足短时的尖峰负荷调节需求，集中式发电资源建设成本过高，宜充分激励柔性负荷、分布式风光、储能、充电站等可调节资源以虚拟电厂的形式聚合参与电网互动运行和市场交易。

随着所有工商业用户全部进入电力市场，用户侧参与交易的政策机制逐步成熟，尤其近两年国内缺电严重，多个省份陆续颁布了需求响应、虚拟电厂相关交易规则。笔者所在团队近两年围绕虚拟电厂的建设与运营开展了一系列的研究和实践工作。本文简要介绍团队在广东省的虚拟电厂实践案例，并提出对于虚拟电厂发展的系列思考。希望本文能够为虚拟电厂从业者和关注者提供有益借鉴。

2. 广东省虚拟电厂建设实践

2.1. 广东省虚拟电厂市场规则要点

广东省于2022年3月22日印发《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》，规定了虚拟电厂管理要求和相关交易品种。广东省虚拟电厂按照是否具备调度中心直接控制条件分为非直控（邀约型）和直控型两类，分别参与日前邀约需求响应交易和直控虚拟电厂容量与电能量交易。

2.1.1. 日前邀约需求响应交易

调度中心预计运行日存在系统性或地区性电力供应紧张时，提前披露需求响应邀约信息，包括需求容量、时段和地区等。市场主体在D-1日13:00前以虚拟电厂为单元提交申报信息，包括可响应容量、时段和价格。调度中心按价格优先、时间优先原则排序，边际定价出清，并向市场主体披露出清结果。运行日，市场主体须按中标结果执行需求响应，基于基线负荷计算实际响应容量并给予补偿，若实际响应容量未达中标量的50%以上，则需进行考核。需求响应补偿费用由现货市场发电侧考核、财政补贴优先支付，不足部分由需求地区全部电力用户按用电量比例分摊。

2.1.2. 直控虚拟电厂容量与电能量交易

直控虚拟电厂准入要求较高，聚合容量需达到10MW，满足相关并网管理要求并经测试认定调节容量、持续时间、响应延时、调节速率、调节精度等性能参数。直控虚拟电厂可参与以半年或一年为周期的容量交易，采用报量报价、边际出清模式，中标并按承诺投产可获得容量补偿。纳入运行后，直控虚拟电厂可按现货电能量与辅助服务交易规则参与交易和盈利，但目前具体交易、调用与结算方式尚未明确。

2.2. 虚拟电厂运营的核心需求

根据细则要求，结合业务分析和实践经验，邀约型、直控型两类虚拟电厂运营的核心需求总结如下：

一、资源筛选与响应能力评估

无论是邀约型还是直控型虚拟电厂，都需要从零售市场中筛选具有一定调节能力的用户或设备资源。邀约型需求响应准入门槛低，涉及用户量大，但也存在考核风险，需要精准定位目标用户、准确衡量调节潜力、量化评估用户申报可信度。直控型虚拟电厂技术要求高，现阶段不适宜与工商业负荷耦合太强，实践中以接入分布式发电和用户侧储能等调节能力确定、可控性较高的设备为主。

二、交易申报量价优化

邀约需求响应需要申报响应能力总量、在各代理用户之间的分配以及响应价格。一旦中标就必须保证提供相应响应能力，因此交易策略的重点在于衡量每个用户的响应能力真实性以及协调成本。直控虚拟电厂参与电能量交易则需要预判现货分时电价差异，以报价为引导实现收益最大化的发用电策略。

三、调度指令分解执行

市场运营机构下达虚拟电厂总体中标结果，不直接分配到具体资源。负荷聚合商需自行完成调度指令分解并确保执行。邀约需求响应以每个用户的申报可响应量作为分解参考，自行通知用户执行。直控虚拟电厂则需接入调度中心获取调度指令，由聚合商视具体资源属性、运行约束和调节成本进行分解计算并在线下发执行。

四、实时监视与预警

虚拟电厂交易结果如未能准确执行，面临着较大的考核风险。因此，负荷聚合商需要实时监视代理用户和能源设备的运行状态和功率曲线，在总体功率曲线发生较大偏差时能够及时预警、快速准确定位偏差来源并给出调整建议。

五、收益分析与分配

交易执行后，负荷聚合商应能够根据各响应资源的计量数据准确计算虚拟电厂运营效益，一方面作为市场运营机构结算账单校核的依据；另一方面，可量化评估各响应资源对总体效益的价值贡献比例，以此作为聚合商与代理响应资源之间收益分配的重要参考。

2.3. 虚拟电厂运营平台方案

笔者团队针对邀约需求响应与直控虚拟电厂两类交易品种搭建了相应的运营管理平台，为负荷聚合商参与广东省需求响应交易提供信息化与智能化技术支撑。

2.3.1. 邀约需求响应管理平台

清能互联邀约需求响应管理平台通过云上SaaS服务+客户端手机小程序结合，提升负荷聚合商的响应资源聚合能力和管理效率，能够全面满足负荷聚合商在日前邀约需求响应交易业务全流程场景下的时效性、准确性、可靠性要求，实现业务流程的信息化、便捷化和智能化。邀约需求响应管理平台功能涵盖交易前的响应用户档案管理、虚拟电厂档案管理、需求响应合同管理、基线负荷预测，交易中的市场信息发布、申报策略优化、出清结果分析，执行中的多层级实时执行监控，执行后的清算预估、清算校核、用户考核评估等关键环节。

2.3.2. 直控虚拟电厂运营平台

清能互联直控虚拟电厂运营平台融合云边端物联通讯、边缘计算、人工智能分析预测、交易决策优化、虚拟电厂资源聚合建模与解聚合调度优化等技术，能够实现响应资源的调节能力分析、聚合量价申报、调度指令优化分解等功能，北向与电网调度中心打通调度指令接口，南向通过边缘网关连接、监视和调控响应资源，满足负荷聚合商管理与运营直控虚拟电厂参与市场化交易与电网运行业务的需求。直控虚拟电厂运营平台功能模块包括响应资源管理、调度指令管理、市场申报和中标信息管理、虚拟电厂运行监视、交易结算及执行评估、网上营业厅、客户端小程序等。

2.4. 优势与问题

清能互联的核心优势在于深度参与了国内各省电力市场规则设计，对市场规则要点有深刻理解，以及在能源领域具有深厚的人工智能与运筹优化算法技术积累。这些优势融入了虚拟电厂运营平台的功能架构和算法内核当中：一方面，整体功能与业务流程设计全面覆盖市场规则要求下虚拟电厂运营的核心需求，有效增强聚合商全环节业务管理和控制能力；另一方面，关键的数据、策略和控制逻辑由基于数据分析和建模优化的算法程序精确计算给出，例如基线负荷预测、响应能力分析、市场价格预测、申报策略优化、调度指令分解等，能够大幅提升虚拟电厂运营智能化水平、显著提升收益空间。

然而，在现阶段市场环境不够成熟的条件下，虚拟电厂平台建设也面临着诸多风险和挑战。首先，当前正处于虚拟电厂的培育和试验阶段，所建立的虚拟电厂运营模式和信息化平台面临着政策机制变化、市场规则迭代等多重不确定风险，平台功能难以标准化。其次，负荷聚合商需要在计量设备安装运维、运营平台建设运维等方面投入大量资金成本，而市场收益空间不确定性较大（广东2022年的需求响应交易规模相比2021年锐减85%，由近10亿元降至1.5亿元），存在较大的投资风险。再者，当前直控虚拟电厂接入资源聚焦以储能为主，标准化程度相对较好，但随着聚合对象增加，将来需要接入更多类型、非标协议的能源设备，通讯接口适配难度大、开发成本高。为应对上述风险，虚拟电厂平台设计与开发应从MVP起步，尽可能保留功能架构、技术架构和通讯协议的灵活性和扩展性，以适应未来不确定的变化需求。

3. 虚拟电厂发展的思考

3.1. 思考一：关于市场规则

虚拟电厂的功能是通过二次系统建设与集成，聚合分布式能源资源为电力系统运行提供调节能力，其可参与并发挥价值的交易品种可划分为需求响应、电能量、辅助服务三类。其中，需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，具有交易频次不确定、但补贴力度大的特点；电能量与辅助服务均属于常态交易，服务于电力系统小时级与分钟级平衡调节，交易频次高，交易价格与常规机组共同竞争形成。根据技术实现与管理难度，虚拟电厂相关市场规则通常先由需求响应或控制要求较低的调峰辅助服务市场起步，具备实时控制能力时引入电力现货市场，具备秒级精确控制能力时可参与调频、备用等辅助服务市场。

国内已有储多省份开放了虚拟电厂等第三方主体和用户资源参与市场交易的政策与规则，但所处阶段有所差异。据笔者团队调研统计，目前已有上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了虚拟电厂参与需求响应新政策，其中除广东、浙江等省份已引入需求响应市场化交易确定补偿价格以外，其余大部分省份仍为固定价格补偿。电能量交易方面，目前仅山西、山东出台了虚拟电厂参与电力现货市场交易的具体规则，但暂未了解到具体运行项目案例。辅助服务方面，以华北、华中、西北等区域调峰市场与上海、浙江等省内调峰市场为主，随着一批、二批现货试点省份进入连续运行，省内调峰市场的功能正在削弱；南方区域、江苏、浙江允许虚拟电厂参与调频、备用等辅助服务交易或实施两个细则补偿，但实践案例极少。

据笔者了解和测算，上述几类交易品种中，仅有需求响应具有较好的盈利空间，但其交易频次不确定，总体收益存在较大波动；受限于各现货试点省份峰谷价差不足的现状，虚拟电厂参与电能量交易的获利空间有限，且与售电业务存在一定程度的功能重叠，虚拟电厂建设的增量效益不明显；调峰辅助服务市场补贴力度小，且市场规模逐步萎缩，难以成为虚拟电厂的主要收入来源。因此，虽然业内普遍看好虚拟电厂的发展趋势和前景，但目前国内的市场规则、交易品种尚未形成可验证、可持续的收益空间，各方对于投资建设虚拟电厂仍然非常谨慎。

随着各省电力市场体系逐步发展成熟、交易品种丰富和增加，虚拟电厂可参与的交易场景与收益渠道也将越来越多。只有通过合理的市场规则设计，全面准确衡量虚拟电厂发挥的容量价值、能量价值、调节能力价值，根据其为电力系统运行创造的效益或节约的成本恰当地分配收益，才能促进虚拟电厂的蓬勃发展，为新能源的充分与高效消纳打好资源基础。

3.2. 思考二：关于商业模式

虚拟电厂运营模式是一个三层架构，上层是电力交易运营机构，中层是负荷聚合商（或虚拟电厂运营商），下层是各类电力用户和能源设备资产。上层与中层的交互模式与利益分配由市场规则决定，虚拟电厂商业模式真正的关键和核心是负荷聚合商与能源资产持有方之间的权责互动与利益分配关系。虚拟电厂与售电业务的商业模式有较大的相似之处，同样是三层主体，同样是聚合与代理终端电力用户参与批发市场竞争，本质上都属于负荷聚合商或售电公司依托终端用户的能源资产和用电行为、借助批发与零售端的信息不对称和技术不对称获利。然而，虚拟电厂的商业模式又比售电业务复杂得多，体现在以下几个方面：

一、接入成本高

虚拟电厂需要对能源设备进行监测、分析和控制，必须部署相应的传感器、控制器以及边缘计算和通信装置，接入和二次迁移成本较高。针对非自有资产或者用户粘性不足的情况下，负荷聚合商对用户设备接入的投资持谨慎态度。当前，电网公司正在加大对负荷控制系统与终端的投入，未来或许有望像售电市场一样，实现商业运营与物理控制的分离，负荷聚合商只需按照规范接入电网公司物联平台即可实现能源设备的通信与控制，而且可随时切换所连接的用户资产，极大降低全社会在用户侧能源设备数字化接入方面的投入。

二、资源要求高

与售电业务主要看重用户负荷曲线特性不同，虚拟电厂更关注用户能源设备的调节性和可控性。现阶段，受限于生产运行安全以及客户舒适度与满意度等方面的考虑，针对工商业用户的设备用电控制技术仍未有大规模实践，负荷聚合商多数以聚合独立可控能源资产为主，如分布式光伏、储能、充电桩等，以利于起步。因此，部分负荷聚合商选择自行投资此类可控能源资产作为接入对象，从而提升虚拟电厂的调节和控制能力。

三、技术要求高

售电业务的核心在营销与交易，而虚拟电厂除交易外，还需做到细颗粒度的预测、分析和控制，并且需要搭建安全可靠的通信架构和运营平台，技术要求非常高。因此，虚拟电厂运营的难度和风险相比售电也大大增加，需要自建或者委托专业团队开展全过程的业务与技术支撑。

四、互动耦合强

售电业务在批发端与零售端相对解耦，售电公司的收益空间是两者差价，从这个意义上说，售电公司与终端用户的利益是对立的。然而，虚拟电厂的调节能力来自于用户的主动响应，负荷聚合商与用户的利益是紧密绑定的。负荷聚合商需要制定更有吸引力的价格或分成套餐，更充分的激励用户主动配合调节，更频繁和有效的与用户产生互动，才能获得更大的市场回报。

虚拟电厂的商业探索尚在早期，相信随着市场走向成熟，更复杂、精巧、有效的商业模式会不断涌现，参与到虚拟电厂建设与运营行业当中的角色与利益相关方也将越来越多，笔者对此充满期待。

3.3. 思考三：关于资源主体

虚拟电厂对调节能力的渴求决定了并非所有用户侧能源设备都适合接入和聚合。笔者团队立足国内虚拟电厂发展现状，对数个行业和企业开展了调研、思考和初步实践，认为虚拟电厂应优先接入的资源主体分为以下几类：

一、独立可控能源设施

虚拟电厂应首先考虑接入相对独立、与工商业生产生活耦合小、通信与控制能力成熟的能源设施，如分布式光伏、储能、小水电、自备电厂等。此类设施可实现与网供电之间的灵活切换，调节精度和可靠性高，可借助此类设备实现用户净计量负荷的精准调节，获取分时电价套利以及需求响应、辅助服务补偿收益。

二、垂直领域分布式用电主体

具有广域覆盖属性的垂直领域分布式用电主体也是良好的虚拟电厂资源，如通信基站、加油站、充电桩、换电站（柜）等。此类资源通常单点用电量不大、调节能力有限，但是一个区域内往往布点密集且同属一家企业管理，以面的优势弥补点的不足，是天然可聚合的分布式资源。

三、高度标准化、调节潜力大的制冷制热设备

制冷制热设备随处可见，占全社会用电量的比例较大，压缩制冷制热、电制热原理技术成熟且高度标准化。热力学系统的惯性特征使得此类设备具有较大的调节潜力，且近年来冰蓄冷、固体蓄热技术逐步发展成熟。此类设备具有非常好的聚合调节属性，可结合具体应用场景制定虚拟电厂调控策略。

四、具有较大调节弹性的高耗能工业

工业负荷虽然电量占比大，但由于各类生产运行约束的限制，调节难度非常高。不同行业的生产流程工艺差异巨大，难以标准化，且对于部分行业而言，虚拟电厂创造的效益不足以支撑相应的改造成本。因此，笔者建议优先考虑生产流程中存在储能、储料环节，从而具备一定调节弹性的高耗能工业，如钢铁（储热）、陶瓷（储热）、纺织（储热）、水泥（储料）等，尤其应关注能源电气化程度较高的行业。

虚拟电厂聚合资源的选择极为关键，直接决定了调节潜力和收益空间。随着技术的进步与发展，可供聚合的资源将越来越多，作为负荷聚合商，对此问题应当时刻保持思考。在此，也呼吁相关行业的生产制造设备厂商可以结合未来能源与市场结合的发展趋势，提前介入相关的技术研发，为能源设备的灵活调节奠基物理基础。

3.4. 思考四：关于核心技术

虚拟电厂业务架构层次多、流程复杂，除基础物联和通信技术外，还涉及特性分析、聚合等值、边界预测、交易决策、调度分解、安全控制等复杂计算技术。这六大技术共同组成贯穿虚拟电厂运营全流程的核心技术体系：

一、资源运行特性分析

资源运行特性分析主要解决应当聚合哪些资源的问题。各地规则对虚拟电厂均有调节容量、时长、速率、精度方面的参数要求，因此在虚拟电厂的建设阶段就应当针对拟聚合资源的运行特性进行深入分析，考虑不同资源的协同和互补特性，合理划定聚合集群，以满足虚拟电厂性能参数要求。

二、资源聚合等值计算

资源聚合等值计算的目的是得到聚合体的对外等效调节能力与成本特性。需要对所聚合的各类资源进行建模，精细考虑各种能源设备的运行约束，包括设备自身参数、安全约束、经济约束、环境约束等等，将多个设备各自的调节能力空间和对应的调节成本映射为聚合体的等效外部特性，并最大程度保障等值调节能力和成本的准确性和可行性。等值计算技术是串联虚拟电厂与底层资源的纽带，是保障虚拟电厂运营可靠性的关键。

三、边界条件分析预测

为了准确评估虚拟电厂的调节能力，需要预测各类设备的功率曲线或需求，如用电负荷曲线、分布式光伏发电功率曲线等，对于较复杂的用电负荷，还需要结合社会和商业因素，如充电站功率预测需要考虑电动车流量等。此外，还需预测虚拟电厂参与的交易品种价格，可能包括需求响应、电力现货、辅助服务等，作为交易策略优化模型的输入。

四、市场交易策略优化

随着市场发展成熟，虚拟电厂相关交易品种将要求报量报价参与出清。虚拟电厂报量的基础来自于功率预测和聚合等值计算，报价的基础来自于市场价格预测和自身成本等值。在两者基础上，如何考虑调节能力与成本评估的不准确性，如何结合对市场供需关系和竞争态势的认识，如何权衡聚合商与不同电力用户之间的利益分配关系，从而做出收益与风险取得最佳平衡的报量报价策略，是很大程度上决定虚拟电厂收益的关键问题。

五、调度指令协调分解

与聚合等值相对，当市场运营机构向负荷聚合商下发调度指令时，聚合商需要将调度指令分解下发到所聚合的设备单元并确保调度指令精准执行。需要充分考虑各资源的运行约束、调节能力和调节成本，分解得出各资源的出力或用电曲线，使得各资源尽可能安全、经济、高效的协同完成整体调度指令。

六、安全可靠设备控制

调度指令下发是一个远程计算的过程，无法完全满足控制的安全性和精准性。虚拟电厂部署在资源侧的本地控制单元应当具备对接收到的调度指令进行安全校验和分散控制的功能，一方面基于本地的低时延状态数据综合评估设备运行风险、确保指令可执行，一方面控制设备各部件协同动作、精准执行调度指令。

上述核心技术涉及到数据分析、人工智能、运筹优化、控制工程等领域，理论要求高、落地难度大，在实际工程中，可结合具体情况进行一定程度的简化，但六大核心技术背后所表征的物理问题复杂度仍然持续存在，需要广大专家学者进一步开展研究和实践。

4. 结语

虚拟电厂建设与运营是一个系统性工程，涉及到市场环境、商业模式、技术、产品、服务等方方面面。总结而言，虚拟电厂行业的健康发展需要从市场机制、管理体系、关键技术、产业生态等各方面综合发力。政府部门与电力交易中心应明确相关政策、市场规则并营造合理的收益空间，电网公司积极接纳虚拟电厂等第三方主体参与电网运行调节，各类能源投资商、运营商、电力用户、设备制造商开展广泛合作形成产业生态，才能促进虚拟电厂的可持续发展，真正为双碳目标和新型电力系统建设提供助力。