电力的核心目标是实现平衡，最佳状态是，所发的电能够很好的满足下游的用电需求，不浪费且刚好够用。中国到2060年的用电量达到80亿千瓦，新能源装机量按照60%计算，总共是50亿千瓦。
电网端需要构建以新能源为主体的“新型电力系统”——发电端跳动了，用电端也需要更灵活，否则，发电端要么发出来的电没办法上网，弃风弃光，要么造成电网堵塞等。想要弥合双边的失衡，用电端需要补充更多的“灵活可调节资源“，虚拟电厂（VPP，Virtual Power Plant）就是这里面的一项关键解决方案。（另外三项为：火电机组调节、抽水蓄能和储能）
2006年，特斯拉创始人马斯克创立了屋顶光伏公司SolarCity，2015年，特斯拉公司又推出了家用储能产品PowerWall。2022年7月，特斯拉公司在加利福尼亚州推出一项虚拟电厂试点计划，邀请两万五千户安装有屋顶光伏、电池体系的家庭，组建一个局部的虚拟电厂能源网络。
这些在屋顶上的光伏板就成了“大号电池”，它们将根据电网统一要求，在电网用电紧急的时候，统一减少用电；而在用电低谷，则将电池里面存储的电量，反向卖回给电网。特斯拉并没有成立一个可触摸的实体电厂，只是聚合了用户端“沉睡”的屋顶光伏资产，构造了一套和电厂功能一样的系统，还参与到了电网的调度中。
参与的用户不仅降低了电费，而且每为电网增加1千瓦时的电力，他们的屋顶就能赚取2美元收入。同时，解决当地在连日高温炙烤下，发电量供不应求而经常停电的情况。
虚拟电厂（VPP, Virtual Power Plant）是一种新型电源协调管理系统，虚拟电厂通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷 等多种分布式资源的聚合和协同优化。
作为一个特殊的电厂，参与电力市场和电网运行的协调管理系统。它既可当作“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷。在电网运行方式向源网荷储灵活互动转型和结构向清洁低碳转型的背景下，全力发展虚拟电厂对促进电网供需平衡，实现分布式能源低成本并网，充分消纳清洁能源发电量，推动绿色能源转型具有重大的现实意义。
虚拟电厂由可控机组、不可控机组，如风、光等分布式能源、储能、可控负荷、电动汽车、通信设施等聚合而成， 并进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与控制中心、云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换。根据虚拟电厂对外特征，不一样特征的虚拟电厂具有不一样的服务能力，虚拟电厂可大致分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。
聚合建模技术能对所有可调资源做处理，在处理过程中不是对资源进行简单相加，而是考虑网络约束、设备正常运行约束以及经济特性下聚合的响应能力。聚合时不同聚合方式、资源容量将得到不同的功率范围以及成本函数。通过聚合建模技术选择适当容量比率能发挥虚拟电厂的经济性和灵活性。
CVPP通过获取分布式能源的运行参数、边际成本、 量测及预测结果，结合电价预测结果等市场信息， 实现内部聚合分布式能源的投资组合，并参与 市场竞标，获取授权后制定合同提供系统平衡、辅助服务等市场服务，并向TVPP提供分布式可再次生产的能源 (DER, Distributed Energy Resource)的调度计划及成本信息。
TVPP侧重系统管理角度，结合获取信息，计算内部资源聚合整体的技术特性，关注DER聚合后对本地网络的影响，为配电网运营商 (DSO, Distribution Network Operator) 提供可视化信息，获取满足配网安全稳定的调控指令，制定内部调控方案，实现所聚合的配电网资源主动管理。
用户端的负荷各有特点，可大致分为储能式电源、可中断负荷、可削峰式负荷、可时移式负荷等。
具体而言，比如用电过高的时段，发电端承压，虚拟电厂平台可以让用户端的“可削峰负荷”（比如充电桩）降低频率，或者让“可时移负荷”晚数小时开始工作，或者是直接停止掉“可中断式负荷”的使用。通过种种动作，去削弱区域内的用电峰值，迎合发电端。
一方面，虚拟电厂能够最终靠“削峰填谷”，保障电网的平稳运行，同时促进新能源的消纳；另一方面还可以让去参加了的用电端企业用户通过参与电网互动，调节用电习惯，从而节省电费支出。
“虚拟电厂真正的价值，就是提供一个满足电网需求的资源池，去尽可能迎合发电端发电的频率特点，在用户端模拟调节出一条符合电网需求的曲线。
虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务交易、需求侧响应、现货交易与能效优化。虚拟电厂的商业模式本质是电力市场市场化交易。当前国内虚拟电厂主要是通过辅助服务补贴和需求侧响应获取收益。（注：电力市场辅助服务是指，为电力系统调节频率质量等服务；需求侧响应是指，根据电网需求，暂停用电侧或者是改变使用习惯）
辅助服务交易：参与电网调峰、调频、备用，通过调配可控资源提供发电容量，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。
需求侧响应：虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。
现货交易：代表产销者集群在电力现货市场进行交易，优化电网运行供需，并获取分成收入。
能效优化：为大用户更好的提供能源资源优化管理服务，预测电力市场行情报价波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入。
能源局多个方面数据显示，全国电力费用中的3%将会流向电力辅助服务市场中，而在发达国家，这一比例最高能达到10%左右。
随着中长期市场、 现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，极大丰富了虚拟电厂的商业模式。
2022年3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》就指出，要推动储能设施、虚拟电厂、用户可中断负荷等灵活性资源参与电力辅助服务。此外，北京/上海等多地的十四五规划中也都点名提到发展和建设虚拟电厂。
今年，国电投深圳能源发展有限公司的虚拟电厂平台就通过参与电力现货市场，通过电价价差套利赚取收益，最终获得0.274元/度电的收益。这也是中国首个调度用户负荷参与电力现货市场并盈利的虚拟电厂。电力现货交易，目前也是部分有售电资质的虚拟电厂创业。
储能自身特征：储能发展可以在一定程度上完成电力市场调频调压及暂态稳定。在不同时间依据分布式电源的特征及用户用电特征进行短期功率的灵活调节， 实现灵活性应急的作用。稳定的储能技术能够在电力短缺时释放电能，达到应对中长期能量短缺的效果。市场发展前途：云储能市场和分布式储能P2P市场是未来的重点发展趋势。云储能通过在云端聚合分布式储能资源，为大量的用户更好的提供储能服务。作为共享经济与电力系统储能融合的产物，是未来电网的一个新形态。在能源交互机制基础上，以点对点技术(P2P, (Peer-to-peer) 为典型代表 的分布式多边交易形式应运而生。这种交易形式可实现配电网能量的就地平衡，在挖掘用户的自主互动特性，减少集中管理模式下的计算压力等 方面有诸多优势。
围绕电力的产生和消耗，大体分为发电侧、电网侧和用电侧。电网对运行安全有严格要求，电网安全的首要目标就是保证发用电的实时平衡，需要发电侧的不断调节去拟合负荷曲线。新能源发电严重依赖于自然资源（光照强度、风力强度）， 具有随机性、间歇性和波动性的特点，对负荷的支撑能力不够。若规模化直接并入电网发电，将会对电网造成巨大冲击，威胁电力系统安全以及供电的稳定性。另外，由于小型分布式新能源发电设施、储能设施、可控制用电设备、电动汽车等的持续发展普及，在用电侧，很多电力用户也从单一的消费者转变为混合形态的产销者，并且各类激增的大功率用电设 备（如充电桩）“吃”起电来，也是让电网直呼压力山大， 显然不能任由其“胃口大开”一哄而上。因而，新的发用电势态下，“虚拟电厂”应运而生。
光伏发电装机量分布不均：2022年一季度，全国光伏新增并网装机1321万千瓦，同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、 浙江164万千瓦、山东150万千瓦。受地理位置和自然条件影响，光能资源分布不均匀，各省份装机量差异较大。风电装机量分布不均：2022年一季度，全国风电新增并网790万千瓦，同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90 万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底，全国风电累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦，受2021年底海上风 电国家补贴到期影响，海上风电新增装机规模放缓，同比下降79%。
用电负荷总量屡创新高：当前社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的冲击，2022年夏季我国部分地区区域电力供需紧张，国家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高，四川等省份启动了限电措施。用电需求结构变化，电力负荷特性恶化：近年第三产业及城镇和乡村居民用电的增长形成了“日内双峰”的特征，同时拉大了用电负荷峰谷 差，使能源电力保供形势更复杂严峻。以上海为例，2020年夏季的最大峰谷差率高达43%，导致本地发电机组频繁启停，对机组安全性造成了负面影响。
灵活性：把负荷侧的这些资源，包括用电负荷、储能，以及分布式的资源，通过信息化手段和技术自动化手段集合起来，使其具备一个电厂的特性。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷，可以在一定程度上完成配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及灵活运行。
经济性：投入成本约为火电厂的1/8。我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾一天比一天突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小 时。峰谷差问题能依靠多种手段缓解，但整体看来，随着虚拟电厂技术的日渐成熟，虚拟电厂将成为削峰填谷投资所需成本最低的手段。依照国家电 网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足其经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅 需500-600亿元，既满足环保要求，又能够降低投入成本。
德国的虚拟电厂已实现商业化。其主体业务是在批发商业市场销售 100kW以上中型可再次生产的能源电厂生产的电量，在日前市场优化其 售电，使这些电厂成为虚拟电厂资源。虚拟电厂有利于灵活性较高的机组获利。除可再次生产的能源电厂外， 燃气热电联产、电池储能、应急发电机和需求响应等都可作为虚 拟电厂资源。其主要应用场景是通过电力市场的灵活电价，引导电厂管辖内系 统优化发用电成本，优化交易收益。
欧洲虚拟电厂通常由独立虚拟电厂运营商、发电企业或部分输电网运营 商 (TSO, Transmission System Operator) 提供服务。从产业链角度：欧洲的电力系统分为发电、输电、配电和售用电环节， 而电网运营主体可以划分为输电网运营商与配电网运营商 (DSO, Distribution Network Operator) 。输电网运营商负责控制和运行输电网，包括监测和控制电网内断路器、 开关以及输电网的电压。配电网运营商负责将能源进行分配和管理，并输送给终端消费者，属于竞争性业务。欧洲各国根据区域划分输电网运营商的管辖范围，并依靠跨国电网链接，属于区域性垄断业务。
美国目前是世界上实施需求响应（DR, Demand Response）项目最多、种类最齐全的国家，也是较早开展需求侧管理的国家之一。约有28GW的需求侧资源去参加了，约占高峰需求的6%。家庭虚拟电厂技术兴起，有助于整合更多的屋顶光伏和储能，同时扩大基于 时间的费率试点。美国虚拟电厂经过控制电力价格、电力政策的动态变化降低用电负 荷或获取电力用户手中的储能来保证电网系统稳定性。
目前，国家层面还没有出台专项的虚拟电厂政策，省级层面仅有上海、广东、山西分别出台了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚 拟电厂工作的批复》（2020.9.16）、《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》（2021.6.30）和《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》 （2022.6.23）。与虚拟电厂相关的政策主要涉及需求响应、辅助服务等。为调动用户侧资源响应电力系统积极性，在2013年需求侧试点基础上，上海、江苏、 广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了需求响应新政策；江苏、湖北、辽宁、湖南、河南、安徽、福建、贵州、江西等省区，以及东北、 华东等五大区域出台或对电力辅助服务政策进行了修订；华北、华中、浙江、江苏等地能源主管部门开放了虚拟电厂等第三方主体和用户资源 参与调峰辅助服务身份。
电价是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：峰谷电价差越大，用户购买辅助服务和需求侧响应的激励也就越大；电价 中等水准越高，用户购买能效优化服务、虚拟电厂进行现货 交易的收益也就越大。因此，电价机制改革进程是虚拟电厂 盈利能力的重要影响因素。
分时电价机制加强完善，拉大峰谷价差：2021年7月，国 家发改委发布《关于加强完善分时电价机制的通知》，合 理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷 电价原则上不低于4：1，另外的地方原则上不低于3：1；建立 尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价的基础上上浮比例原则 上不低于20%。在《通知》发布后，多省市相应政策，制定出台了相应的峰谷电价政策 。电价机制改革推高电价：自2021年7月推进分时电价机制与2021年10月燃煤上网电价政策的调整以来，电力生产工业生 产者出厂价格指数不断走高，这体现了上网电价的提高。我 们预计，随着市场化电价机制改革的不断深入，我国上网电 价上涨的趋势仍将持续。
现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：电力现货交易与中长期交易互为补充，其中现货市场具备极其重大的价格发现功能，中长 期市场的电力价格往往根据现货市场行情报价而定，因此电力现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素。电力现货市场建设加速推进，形成“8+6”试点格局：2017年8月，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通 知》，在南方（以广东起步）、浙江、蒙西、山东、山西、福建、甘肃、四川8地开展电力现货市场试点工作；2021年5月，国家发改 委、能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，在上海、安徽、江苏、辽宁、河南、湖北6省市开展第二批电力 现货市场试点工作。
虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务交易、需求侧响应、现货交易与能效优化。辅助服务交易：参与电网调峰、调频、备用，通过调配可控资源提供发电容量，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。需求侧响应：虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。现货交易：代表产销者集群在电力现货市场进行交易，优化电网运行供需，并获取分成收入。能效优化：为大用户更好的提供能源资源优化管理服务，预测电力市场行情报价波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智 能用电方案，并从客户获取分成收入。
可调负荷资源库投资所需成本推算：依照国家电网2020年的测算，若通过建设虚拟电厂满足其经营区5%的峰值负荷需求，建设、运维和激励的资 金规模为400-570亿元，我们假设其中虚拟市场投资规模为400亿元。依照国家电网报消息，2020年国家电网经营区最高负荷为8.75亿千瓦， 满足其经营区5%的峰值负荷需求所需的可调资源库容量为4375万千瓦。由此可推算出，虚拟电厂可调负荷资源库的投资所需成本约为914元/千瓦。
投资市场规模：据预测，2025年、2030年最大负荷则将分别达到15.7、18.2亿千瓦。依照国家电网的数据测算，虚拟电厂可调负荷资源库的投资所需成本约为914元/千瓦，2025年、2030年虚拟电厂投资规模将分别达到718、998亿元。
运营市场规模：虚拟电厂的核心服务为平抑峰值负荷，因此通过测算虚拟电厂用可调负荷资源库解决峰值负荷调节问题所带来的平抑负荷的价值，作为虚拟电厂运营市场规模的估计。预计2025年、2030年虚拟电厂的运营市场规模将分别达到932.19亿元、1,283.10亿元。
二是负荷聚合商，聚合长尾需求侧资源，提供需求侧的电力预测曲线，并参与电网的需求侧响应获取补贴分成。
目前行业面临的最大挑战：厂商如何把虚拟电厂的能力推销出去，让用户愿意配合；其次，是要对用户端的负荷特性、生产计划和用电设备足够了解，协调好用户光伏、储能等多类资源，准确挖掘出用户的可调能力；最后才是，考虑怎么对负荷进行分类/组合/优化/运营，把收益最大化。返回搜狐，查看更加多