1月22日，国家能源局发布的《2024年能源监管工作要点》中指出，要切实发挥需求侧参与系统调节作用，推动用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入电力市场。

这又为虚拟电厂的发展释放了有利的政策信号。

交易的参与方

虚拟电厂是依靠数字化技术而创新建立的一种能源管理系统，通过技术手段，它可以将不同空间、不同类型的分布式能源、可调节负荷聚集到管理平台上，通过算力实现能源的高效管理和优化，资源的调度范围更广。

梳理我国虚拟电厂发展历程，在十二五、十三五交替时期进行探索，目前则处于研究和示范阶段。但是，由于其系统价值，在双碳战略的强力推进下，构建新型电力系统的新要求中，全国电力现货市场协调发展下，作为新型电力系统重要组成部分的虚拟电厂的建设热潮不断高涨。从国家到地方纷纷出台有关政策支持鼓励虚拟电厂参与中长期、辅助服务、现货等市场交易，并陆续推出一些试点项目。

在此背景下，虚拟电厂参与电力市场交易呈现“前途一片光明”之态，然而，当下甚至未来一段时间内依旧面临着巨大的挑战。

随着高比例可再生能源接入电力系统，电网的安全稳定运行迎来了新的挑战，电力系统需要更多灵活性资源参与电力的协调分配。IT、通信等技术与能源数字化转型的完美契合，让具有万亿级调节能力的虚拟电厂成为了构建新型电力系统的重要方向。

从开始探索至今，我国虚拟电厂建设便引得产业链的上中下游有关参与方蜂拥而至。

其中在产业链上游聚集了可控柔性负荷、充电桩等新型负荷在内的基础资源，风光水力等发电单位在内的分布式能源，以及各类储能，甚至也包括传统火电，等等。

中游则是提供解决方案和数字化产品的虚拟电厂提供商。

下游则是电力需求方，一方面是需要电力调度系统的电网公司，另一方面则是电力消纳者。

简单来说，虚拟电厂参与电力市场交易，无非就是买卖过程，电力资源是核心，发电方为用电方服务，虚拟电厂则是电力资源的虚拟管家，通过整合碎片化的负荷资源，参与电力市场的中长期、辅助服务、现货等市场交易，最终帮助电网削峰填谷，实现资源的优化利用。

在交易过程中，只要能够得到足够多的响应，不管是集中式还是分散式的电源侧，输配电方，聚合方，用电方，都会参与到虚拟电厂的电力交易当中。例如，虚拟电厂可以与传统发电厂进行购买和销售电力的交易，实现电力资源的优化配置。同时，虚拟电厂还可以与电网运营商签订协议，通过参与电力市场交易来调整电力供应与需求之间的平衡。

加上市场类型的多样性，给虚拟电厂的运营带来了挑战，从而给电力交易带来更多复杂性。

交易的市场类型及模式

虚拟电厂运营主要通过参与电力市场交易获取收益，目前我国虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务、需求响应、市场化交易、能效管理。

虚拟电厂的交易市场是多类型的，主要取决于我国电力市场构成的框架。我国的电力市场包含电能量市场、电力辅助服务市场、输电权市场、容量市场，其中电能量市场分为电力现货市场和电力中长期市场，虚拟电厂参与电力市场交易如下图所示：

交易的挑战

目前，传统火电依然是保障电力供应、安全运行的主力军，根据2023年11月的数据，全国发电量中火电发电的占比相比之前虽有所下降，但依然高达69.45%。但是值得注意的是，2023年年底，我国可再生能源发电装机容量占比超过总装机的一半，历史性地超过了火电，而且还在增加。

改革开放以来，我国电力市场开始向市场经济转型。到了2022年11月22日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，明确提出允许虚拟电厂和新能源微电网等主体参与电力现货交易。

可以说，虚拟电厂能够参与市场交易是电力市场化的需要，也是构架新型电力系统的需要。

但是，虚拟电厂属于新兴事物，参与电力市场交易的时间很短，而且我国电力现货市场还未成熟；再者，大部分可再生能源波动性大、持续性不强，甚至一些资源天生“低散小”，为了平衡可再生能源发电和非可再生能源发电之间的关系，高比例的非可再生能源电力接入虚拟电厂将导致在参与电力市场交易中面临众多挑战。

虚拟电厂交易门槛高。比如，可调节容量要求。1月16日，山东能源监管办发布的《山东电力市场规则(试行)》(征求意见稿)（详情查看此前文章）中提出，虚拟电厂以机组为单位参与现货市场，其中，虚拟电厂（负荷聚合商）虚拟电厂机组可调节能力暂定为不低于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时。而2022年山西印发的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》要求更高：在调节容量及时长方面，要求虚拟电厂初期不低于20MW，且不低于最大用电负荷的10%，持续参与响应不小于2小时。

再如，响应能力的要求。山西方案中要求调节速率不低于（调节容量*3%）/分钟，且不低于0.6兆瓦/分钟。山东意见稿中要求发电储能类虚拟电厂机组（#1机）爬坡能力不低于0.2兆瓦/分钟。

▲山西《虚拟电厂并网运行技术规范》

除此之外，还有响应速度、接入技术等多方面的影响，都在无形中提增加了虚拟电厂入市门槛。

出力的限制。强大的资源聚合能力是虚拟电厂运营商的核心竞争力，但是，体量较小的分布式电源、负荷以及储能具有较高的不确定性，想要保持出力的稳定性，虚拟电厂聚合资源后需要与大电网进行优势互补。然而，目前大电网中依然面临弃风弃光的尴尬，这在风光大基地和“沙戈荒”项目中已有较为突出的表现，而“低散小”的分布式能源面临的出力不稳定、能力不足更加明显。虚拟电厂想要在电力交易市场中交出优异成绩需要打破出力的限制，如果过度依靠传统电力进行协调优化，这与虚拟电厂建设的初衷背道而驰。想要打破出力的限制，希望只是一个时间问题。

交易空间限制突破难。我国幅员辽阔，经济发展水平、区域电力资源不平衡等原因导致各地电价不同，尤其是分时电价的实施，各地峰谷价差明显，且不说全国统一大市场的建立，区域性的虚拟电厂电力交易短期内也难以取得突破性进展。如何形成规模化发展，是一大挑战。

价格变化快。现货交易市场中，电价变化快。一方面当下储能技术没有大的突破，高质量的电力不易储存；另一方面电力需求没有固定规律可言，需求突增（突降）、生产突增（突降）都会对价格产生较大的影响。同时，日前、日内、实时三种不同的市场对虚拟电厂在做出投标决策时，由于出力预测、负荷预测有很大的不确定性，导致考核成本的误差变得不确定，对收益产生较大的影响。

市场化不够。目前，我国的虚拟电厂主要以邀约型需求响应的方式参与市场，聚合资源也更倾向于“荷”侧。电力资源的过度集中，导致电力市场化的程度不深，进而影响虚拟电厂的市场化深度。如何由邀约型向市场型进一步过渡，将是虚拟电厂参与电力市场交易的一道坎。

多种市场的复杂性。前文提到，虚拟电厂参与电力交易具有多类型市场。不同市场状态下，对虚拟电厂在电价预测、出力预测，以及负荷预测等技术要求较高，而单一市场交易又不是虚拟电厂的未来发展方向，需要虚拟电厂充分研究多类型市场耦合的投标策略，以应对多种市场的复杂性。

总之，虚拟电厂要综合考虑高效性、经济性、收益、绿色低碳带来的整体挑战，不仅需要行业共同参与完成，主管部门相关政策的制定和实施是虚拟电厂发展的重要方向。

自《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》之后，各地陆续出台了相关政策完善虚拟电厂参与电力市场的资质与方式。

IESPlaza综合能源服务网整理了部分省市电力市场出台的有关虚拟电厂建设运营及参与电力市场的相关政策，供业内参考。