中国储能网讯：构建可靠、高效、经济、多元的调节体系是应对电力系统源荷两端不确定性逐渐增加的重要手段，也是新型电力系统建设的重要内容。增加调节能力通常会优先采用电源灵活性改造、储能、需求响应等手段。但面对迅速增长的调节需求，这些手段也面临资源耗尽、成本上升等问题。通过先进的信息通信技术和智能聚合系统，虚拟电厂能够将分布式电源、小微储能系统、可调节负荷、电动汽车等分散的“小微难控”资源进行聚合和协调优化，为电力系统调节提供一种经济且量大的调节资源，因此得到越来越多的地方政府、投资主体和社会企业的关注和青睐，虚拟电厂的产业属性及其上下游带动效应也开始显现。然而，我国虚拟电厂产业目前仍存在概念模糊、边界不清、规则不明等阶段性发展问题，亟需找到规模化发展的突破口。

虚拟电厂产业生态面临四大瓶颈

一是市场缺少标准和规则指引，容易导致多元化发展中的各类管理风险。

目前，虚拟电厂的需求方主要以电网企业为主。随着未来市场参与主体、应用场景和电网形态日趋丰富，地方政府、售电公司、物业公司、电力用户和其他主体都有可能成为新的需求方并延伸提出多样化需求。在不同利益目标驱动下，结合虚拟电厂存在“类电厂”的特征，未来虚拟电厂需求侧一方面存在响应资源与传统电厂“同权不同责”的管理标准缺失问题，另一方面也存在利益驱动下大型电源或支撑性电站非计划流入高回报市场的安全风险。此外，对虚拟电厂对象的界定不清晰，也容易导致部分项目重复打包、概念混淆、虚假负控等骗取补贴、审批和估值行为。

二是地理和行政区域约束限制了虚拟电厂运营商资源汇聚的能力施展和盈利空间。

受限于我国分区域甚至分台区电力平衡模式基础，大部分虚拟电厂运营商往往以城市行政边界开展资源摸排和洽谈，目前汇聚形成的电能量和灵活性资源也主要用于解决地市级甚至台区级电力平衡问题。该模式同时压缩了虚拟电厂的需求侧和供应侧两头市场，导致中间运营盈利空间和潜力有限。有限的利润空间限制了有能力的运营商的发展，且“一地一策”机制也增加了运营商的推广复制成本。

三是用户侧数字化进程仍显著低于虚拟电厂业态预期，负控基础薄弱。

资源侧数字化进程是虚拟电厂的根基和基础，但我国工业企业和建筑用户的数字化、智能化改造进程目前存在“投资冗余”和“投资匮乏”并存的窘境。大量典型能耗设备存在“一设备多表计、一设备多平台”的冗余监控问题，但其现有采集颗粒度、计量准确度和控制实效性又缺乏顶层规划。上游资源数字化基础的强弱不合理现状，直接导致虚拟电厂概念无法实质性落地运行或者建设成本陡增。大部分企业和用户的数字化基础设施存在“能看不能用”或“能看历史不能看实时”的空转情况，无法满足虚拟电厂柔性控制和动态响应需求。此外，负控设施权责归属问题、监测计量准确性问题、信息交互颗粒度问题、一设备受多平台控制导致的优先级不明确等诸多问题又进一步拉高了上游用户直接参与虚拟电厂的门槛和成本。

四是虚拟电厂的独立第三方交易监管机构更需要历史数据和管理经验的支撑，当前交易监管缺少运行基础。

从虚拟电厂产品本质及市场长期健康发展的需求来看，该服务类型其实具备以双边交易模式（含中间商）进行协商交易的可能性。因此，如果未来存在第三方交易监管机构，其核心价值将主要体现在需求发布透明性、指导价格合理性以及计量计费准确性三个方面。在我国当前电力市场建设、电力体制改革和电价定价机制中，交易监管的历史数据、运行经验和更新机制仍相对薄弱，难以为该产业监管方提供坚实支撑。

虚拟电厂产业规模化发展可从六方面突破

一是以政策规划明确产业格局。建议在架构稳定、角色鲜明和权责清晰的产业发展架构下，鼓励地方政府结合城市虚拟电厂资源容量、结构、成本，因地制宜开展多环节市场引导。明确虚拟电厂“3+1”市场模式架构，“3”即虚拟电厂的上游资源方、中游运营方、下游需求方，“1”即独立于虚拟电厂市场之外的交易市场监管方/交易平台方。在明确产业架构及其分工角色的基础上，避免“运动员”“裁判员”和“记分员”混合竞赛甚至联合竞赛的情况，推动虚拟电厂市场良性发展。

二是以补贴激励把住有效切入点。建议明确本地虚拟电厂发展目标，予以“引流型”而非“奖励型”补贴激励。各区域发展虚拟电厂业态的初衷并不相同，有的区域是为了缓解阶段性电力紧缺，有的区域是为了促进新能源消纳，有的区域是为了带动产业上下游发展，还有的区域是为了补充市场交易元素等。与此同时，各区域发展虚拟电厂的实际堵点也不尽相同，包括用户数字化基础薄弱、需求并非真实存在、缺少交易市场环境等差异化困难。地方补贴激励应本着引导资金流入而非兜底买单的原则，主抓能撬动本地产业关键节点的项目和技术进行资金补贴和政策疏解。

三是以管理机制把握底线原则。建议公开发布并滚动更新虚拟电厂“类电厂”技术标准和要求，动态量化引导虚拟电厂与常规电厂合理同责同权。充分的同责同权机制不仅有利于清除市场中的短期套利行为，有助于需求侧长期稳定发挥虚拟电厂的“电厂价值”，有利于挖掘其精准、快速调节能力，更有益于引导产业技术良性迭代升级。因此，虚拟电厂管理或监管单位应结合本地产业当前发展阶段动态更新虚拟电厂的信息安全标准、并网技术规范、调节能力要求、补偿考核方式等原则和底线，从而分阶段推动产业常态化运作和发展。

四是市场规则要注意调整发展节奏。建议制定虚拟电厂分阶段发展标准，推动分阶段目标下虚拟电厂单体容量、地理范围、电压等级等准入指标的递进式升级。在虚拟电厂业态发展初期，应着力推动新业态、新模式与国家既有能源基础设施开展良性互动和渐进式融合改革。建设初期，建议引导虚拟电厂以省级平衡区为地理范围边界，在尽可能发挥其跨地理空间聚合资源优势的同时，减少对我国既有电力平衡模式的冲击，从而良性参与我国新型电力系统建设。

五是将数字化基础设施融入生产生活。切实推动用户数字化转型融入日常经营管理，进一步推动我国工业互联网深化落地。从虚拟电厂发展根基入手，切实推进相关资源的负控数字化进程在工业互联网基础上走深走实。真正体现数字化是为能源管理服务、为用户管理服务、为企业经营服务的本意。优先推动用户内既有负控资源充分利用，明确既有负控设备的资产转移和权限开放建议标准，为虚拟电厂等相关业态轻量化发展提供良好市场环境。

六是以资金智力引导市场发展。应鼓励引导资金和智力资源为虚拟电厂用户侧赋能，助推相关资源基于当前电力基础设施参与响应交易。长期来看，虚拟电厂业态较有可能分化发展。一是部分直控型虚拟电厂主体逐步融入现有配电网负荷控制系统，承担小微资源响应交易的主体责任并获取合理收益；二是上游资源方逐步形成自主响应能力，在用户内数字化基础上同时参与现货/辅助服务市场、碳交易市场、绿电市场等多类型交易；三是拥有大量自持负荷资源的大型售电公司、房地产商和企业等继续以“中间层”角色向下游提供虚拟电厂服务。在此市场中，提前布局并填补用户市场参与电源市场的技术空白和模式短板，有望推动该市场发展提前进入快车道。

（江海燕供职于国网（苏州）城市能源研究院，王林钰供职于国网能源研究院，冯明辉供职于昆山市发展和改革委员会）