近日，罗兰贝格管理咨询公司发布《罗兰贝格“预见2024”中国行业趋势报告》，报告在能源行业趋势中表示，中国虚拟电厂作为主体参与交易已成为现实，随着能源数智化转型方面开启加速模式，虚拟电厂进入市场的拐点期。

从2016年，我国开始探索虚拟电厂的建设及商业模式，普遍认为目前处于起步阶段。当下，罗兰贝格报告为什么说我国的虚拟电厂来到了市场拐点期，有哪些表现？下一阶段是什么？在拐点期，虚拟电厂服务商的机会在哪里？

拐点期的痕迹

借助“比特”辅助聚集“瓦特”，虚拟电厂通过利用调控、通信技术将分散的源、网、荷、储等资源进行整合成一个整体，以参与电力系统运行和电力市场管理。而根据虚拟电厂的角色和定位，它既可作为“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。

总结实践可以发现，虚拟电厂的这些特点都已经出现在市场拐点期，并且表现良好。

▌可调可聚能源快速发展

虚拟电厂通过先进的通信、计算、调度、市场手段，把大量分散在电网中的分布式能源（即分布式发电、可控负荷和分布式储能）进行聚合统一管理、协调优化，并释放系统灵活性，实现统一调度。

如今，我国分布式新能源及储能已经取得快速发展。国家能源局统计数据显示，截至23年末分布式光伏累计装机量2.5亿千瓦，后续分布式光伏增量空间仍可观。燃气分布式能源、分布式风电累计装机量接近5000万千瓦，市场份额虽小，但有望加速发展。

在储能方面，截至2023年底，全国新型储能累计装机规模达到31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1h。到2024年，新型储能装机规模有望达到53GW左右；到2025年，新型储能装机规模有望达到78GW左右。这也意味着，新型储能的装机目标有望实现两年内总量至少再翻1.5倍。同时，我国新能源车发展迅速，带动充电桩的快速攀升，V2G在未来将成为虚拟电厂聚合调节的重要形式之一。

在可控负荷方面，虚拟电厂可聚合调节数据中心负荷、工业园区生产及冷热负荷、商业楼宇空调负荷以及居民负荷等重要负荷，其中工业园区、楼宇的可控负荷占比最多。当前，我国加速（零）低碳园区及建筑的建设，既有建筑和新建建筑中的负荷都是虚拟电厂的重点纳入对象。尤其是随着负荷数字化水平的提高，虚拟电厂对其控制更加智能，大大提升了虚拟电厂对各类负荷的可控度。

▌技术支撑虚拟电厂参与响应

虚拟电厂是一套智慧能源管理系统，虚拟电厂需要用到的核心技术基本类似，主要包括计量技术、通信技术、智能调度决策技术、信息安全防护技术等。目前我国虚拟电厂技术提供商、平台搭建商，根据资源控制类型的不同，在技术研发和平台搭建方面，均取得了一定的突破，其中在参与电力响应和商业化运行方面已经有规可循。

国网冀北电力有限公司所属的冀北虚拟电厂是我国首个以市场化方式运营的示范工程，目前冀北电网辖区在秦皇岛、廊坊和张家口三地，共接11类可调负荷，总容量358MW，可在后夜风电大发、电网低谷调峰困难时段，调动资源迅速拉升低谷用电负荷，最大调节电力达到20.4万干瓦。

2023年7月，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广州、深圳、柳州同步开展虚拟电厂联合调控，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。

2023年12月，芜湖供电公司综合能源分公司与芜湖虚拟电厂公司签署正式合作协议，标志着国内首个城市级虚拟电厂进入实体化运作阶段。

近日，四川首座混合型虚拟电厂龙泉虚拟电厂上线试运行。目前该虚拟电厂已聚合(含意向用户)充电站(电动公交车)、工业用户、商业综合体、用户侧储能等各类负荷资源约100兆瓦，预计最大可调能力超50兆瓦。

随着越来越多的城市级、区域级虚拟电厂的建设、投运，由“云大物移智链边”强力支撑的虚拟电厂参与响应的机会和速度将越来越多，同时参与市场化交易的步伐也将越来越近。

▌政策加大鼓励和支持

在我国，政策是推动虚拟电厂建设进程的重要因素，主要政策集中在电力市场，同时结合需求侧响应市场。

近期国家能源局印发的《2024年能源监管工作要点》和《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》中分别指出，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。明确支持虚拟电厂等主体聚合形成规模化调节能力，并参与到电力市场当中。则释放要大力发展虚拟电厂的信号。

在地方政策中，日前，广西发布《广西壮族自治区电力负荷管理实施细则》，将虚拟电厂全部接入新型电力负荷管理系统，通过电力负荷管理中心的能力校核后方可作为调节资源参与市场交易。

宁夏发布的《宁夏回族自治区虚拟电厂运营管理细则》，明确了自治区虚拟电厂参与电力电量平衡和市场交易的相关活动。

同时，各地关于电力现货市场的政策从2023年至今密集出台，其中均对虚拟电厂参与电力响应需求，参与市场交易的门槛等细节进行了规范。

在政策的加持下，各地虚拟电厂建设进入加速期，投运消息不断。

由于我国资源分布不均，应用场景多样化，各地虚拟电厂在资源聚合上呈现出一定的地域特征。

总得来看，在经济发达地区，如广东、江苏、浙江、上海等地，虚拟电厂以可控负荷的需求侧响应为主，如聚合充电桩、商业体、公建等负荷端资源。在冀北、西北等地区，虚拟电厂则多为聚合发电侧、储能装置、和可控负荷等多种资源的发展模式。

如何享受拐点期红利

有统计显示，预计2025年我国仅电源型虚拟电厂的市场空间即可达到200亿元，总体投资规模达805亿元。

那么虚拟电厂服务商要想在市场拐点期抓住机遇，享受快速发展期的红利，该做哪些准备？

▌技术层面

虚拟电厂是数字化的智慧管理平台，其关键技术在于通信、资源协调（聚合和调度）、预测（用电和发电）、市场机制分析（竞价和定价），以及结算评估、数据安全等。对于虚拟电厂技术服务商而言，需要从关键技术着手，强化AI管理，提升虚拟电厂平台的综合能力，以获得在响应速度、资源聚合调度优化、电力现货市场及竞价、定价等方面的优势。

▌资源层面

虚拟电厂具备天然的“平台+聚合”能力。对虚拟电厂运营商和负荷聚合商而言，需要在技术和管理能力提升的同时，根据聚合资源的不同，与虚拟电厂上下游企业贯通，加强资源整合与业务拓展。

对于资源拥有者而言，可以积极参与到虚拟电厂的响应和交易中，以从中降本、赚取利益。

▌政策层面

虚拟电厂的业务场景与盈利方式紧跟电力市场的发展，后者开发程度对虚拟电厂的发展进程较大。

当前，我国电力市场化开发程度亟需深化，同时也面临很多不确定性因素。虚拟电厂各参与主体，需要及时了解双碳政策的推进程度、电价机制改革潜在的风险以及各地方虚拟电厂参与电力市场交易的规则等，在此基础上做好企业内部运营管理、盈利能力、成本控制、关键技术、投资回报等风险应对。

虚拟电厂的市场化之路不会那么简单。2000年，欧洲开始启动虚拟电厂项目，到开始大规模商业化应用，他们用了13年。在我国，不管这个时间更短，还是更长，都值得期待！