每经记者 张蕊 摄影报道 每经编辑 陈旭

近日，国家能源局发布的数据显示，今年8月份全国全社会用电量8520亿千瓦时，同比增长10.7%。

全社会用电量不断攀升的同时，电力供需峰谷差不断拉大，而煤电占比缩减及可再生能源发电比例提高，对电力系统的稳定性提出了更高要求。在这样的背景下，“虚拟电厂”作为电力系统重要的调节手段引发市场高度关注。而深圳虚拟电厂管理中心（以下简称管理中心）的成立，让这一热门概念更受市场追捧。

(资料图片仅供参考)

“这是国内首家虚拟电厂管理中心，标志着深圳虚拟电厂即将迈入快速发展新阶段，也意味着国内虚拟电厂从初步探索阶段向实践阶段迈出重要一步。”南方电网深圳供电局调度中心发电管理部主管史军在接受《每日经济新闻》记者采访时如此说道。

9月26日，国家能源局规划司副司长宋雯在发布会上表示，我国将加大新型电力基础设施建设力度。优化充电基础设施布局，推动新能源汽车与电力系统融合发展，鼓励开展有序充电、电动汽车向电网送电（V2G）等技术应用示范。

值得注意的是，管理中心未来计划接入虚拟电厂集中管理的分布式能源中，也包括了V2G模式。

虚拟电厂到底是什么？它可以解决什么问题？用户如何接入？系统又怎样运行？它跟普通人有什么关系？

带着这一系列问题，《每日经济新闻》记者采访了深圳供电局、多家首批接入深圳虚拟电厂的负荷聚合商、能源互联网企业及业内权威专家等，并实地探访了特来电新能源股份有限公司（以下简称特来电），试图以深圳为切口，为您深度解读虚拟电厂这一能源领域的热门话题。

为什么搞虚拟电厂？答：平衡电力供需“天平”

虚拟电厂定义繁杂，有人认为是一套电力智能调度系统，有人认为是一种新型的商业模式，还有人认为它是一种不通过烧煤和烧油而间接获取电的能力。

其实，“虚拟”即意味着并非实体，因此虚拟电厂本身并不发电，而是将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度，实现有效削峰填谷。与此同时，还可以提供调频、调压、备用等电力辅助服务，增强电网安全性。

从这个意义上讲，虚拟电厂其实是一座基于能源互联网技术的“看不见的电厂”。与传统电厂相比，它没有厂房、机组，不占用土地资源，不烧煤不烧气，并且能促进可再生能源消纳和有效利用。

中国电力企业联合会规划发展部主任张琳对《每日经济新闻》记者表示，虚拟电厂对外表现为一个可控电源，它既可作为“正电厂”向系统供电，又可作为“负电厂”通过负荷侧响应配合系统削峰。

比如在高温天气电网供电紧张时，虚拟电厂将聚合的地铁空调上升1~2摄氏度，在没有影响到乘客乘坐体验的情况下，减少了用电需求；或者将聚合的分布式能源、储能设施在用电高峰时向电网送电，取得高峰时的高电价收益。

那么，为什么要搞虚拟电厂呢？

首先是出于经济性的考虑。根据国网推算，通过建设煤电机组满足经营区内5%的峰值负荷，需要投资4000亿元，并且尖峰负荷一年内可能仅会遇到有限的几次，为满足几次尖峰而建设的煤电机组实际上利用率会比较低。而通过虚拟电厂的建设、运营与激励，大约仅需煤电投资的10%。

其次，这实际上是由电力系统供需两端需保持瞬时平衡的特征决定的。上市公司特锐德(300001)子公司特来电目前正积极布局虚拟电厂业务。

特锐德董事长于德翔介绍，由于电能不能大规模储存，因此电力系统的一个突出特征是发电和用电在同一时间永远相等。“因此当我们晚上关灯睡觉时、企业下班时，发电厂必须降低发电功率，一旦同一时间差异过大，电网就会崩溃。”

对电网来说，要保持整个系统平衡，煤电机组的可控性最强，有多少用电负荷，就安排多少煤电机组发电去进行实时匹配。但在“双碳”目标下，加快构建以新能源为主体的新型电力系统势在必行。预计到2030年，我国风电、太阳能(000591)发电等新能源发电装机规模将超过煤电成为第一大电源。

而新能源“靠天吃饭”的特性，势必会影响电网的平衡。深圳市科中云技术有限公司（以下简称科中云）CEO饶亦然打了个比方，电网就像一架天平，发电和用电分属天平的两端，同时加减两边的砝码天平都能保持平衡。一旦一边突然变化，另一边也要相应“加减”。

虚拟电厂的意义就在于，以前用电侧的砝码只能加，现在它也可以随着发电侧砝码的减而减。“原来是传统电厂在扛我们用电侧负荷的波动，现在变成了我们用电侧帮新能源发电侧去抵消掉那些波动，所以叫虚拟电厂。”饶亦然说。

看起来，虚拟电厂的确很有“用武之地”。那么，假设某地出现高温限电的极端情况，能否靠虚拟电厂来解决呢？对此，多位受访专家明确表示：不能！

于德翔对《每日经济新闻》记者表示，虚拟电厂一定是在大电网的支撑下去维持电网的平衡与稳定，在正常的发电和用电情况下进行调整，靠虚拟电厂调整不了大的、长时间的缺口，只能调整小的、短时间的供需不匹配。

负荷聚合商有何作用？答：充当“第三方代理”

视线拉回到深圳。据悉，深圳虚拟电厂已接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商14家，接入容量达87万千瓦，接近一座大型煤电厂的装机容量。

这里提到的分布式储能、数据中心等都属于可调节的负荷类型。史军向《每日经济新闻》记者介绍，地铁里空调、电梯、灯照的负荷都是可调的，数据中心里也会有一些备用储能可调，同时还可以通过优化算法来控制算力使用的电能消耗。

除此以外，目前深圳虚拟电厂还接入了5G基站、换电站、建筑楼宇（空调）、分布式光伏、自来水厂工业负荷（水泵）、集中供冷站（冰蓄冷）等负荷类型。

史军解释，像5G基站里会有很多备用储能，平时都是闲置的，就可以把它聚合起来参与电网调度。此外像换电站里的电池，楼宇里的空调，也都是很好的调节资源。

“虚拟电厂实际上就是聚沙成塔。”饶亦然说，其实社会上有非常多可调节的用电负荷资源，如果把深圳的空调、充电桩、分布式储能等可调节资源都接入进来，这个调节能力是很可观的。

这么多不同类型、大量的用电负荷由谁来聚合？自然是“负荷聚合商”。简单讲，负荷聚合商就是把具备需求响应条件的电力用户组织起来，根据电力供需情况和系统调节要求，一起参与需求侧响应。

作为一家拥有发电、售电等业务的大型能源与环保综合服务商，深圳能源(000027)是深圳虚拟电厂首批14家负荷聚合商之一。

深圳能源售电有限公司交易部部长唐猛对《每日经济新闻》记者介绍，从业务逻辑上来说，电网原来是调供给侧（发电侧），现在是调需求侧（用电侧）。

“首先，需求侧的负荷类型庞杂，电网公司不可能花费大量人财物去对接这么多用户。其次，单一用户的负荷规模可能很小而达不到参与需求响应的要求，而电网公司作为市场建设方和‘裁判员’，也不能亲自下场。”唐猛说，诸多因素下，电网就希望有聚合商这样一个角色出面，把社会上可调节的资源通过市场化手段聚合过来，由此电网就可以直接对接聚合商。

“对用户来讲，负荷聚合商通过专业的技术手段发掘用户调节潜力，将用户引入市场交易，不仅可为用户带来收益，还能够帮助和指导用户形成科学的生产用能方式。”张琳说。

换句话说，负荷聚合商就相当于电网与终端用户之间的第三方代理商，把规模小、数量多的“散户”聚集起来，并代表用户去跟电网进行互动、交易。

以深圳能源为例，唐猛介绍道：“目前我们自己的充电桩、楼宇，还有一些公共设施，都已经跟深圳电网做了对接。像地铁、巴士集团、水务等大型公共设施，我们会选取一些可以调节的负荷来试点。”

“当然，因为我们是售电公司，本来就有客户，所以我们也聚合了客户的一部分可调负荷。”唐猛说：“我们的目标还是尽量不影响客户正常的用电生产，比如把空调温度调高点、充电桩把充电时间错开等，未来这应该是像深圳这样的大城市进行调控的重要场景。”

负荷聚合商如何接入虚拟电厂？答：通过互联网平台

那么，负荷聚合商又是如何接入虚拟电厂，把聚合的负荷变成可调节负荷的呢？

这里面涉及“互联网+5G+智能网关”技术、基于互联网协议的服务、虚拟专用网络、电力线路载波技术和无线技术，以及协调控制技术、智能计量技术、指令自动分配技术等一系列技术。

其中，能源互联网企业扮演着一个重要角色。

简单讲，负荷聚合商要接入虚拟电厂，首先要有一个互联网平台来跟管理中心对接，在这个平台上要能实时监测到用电设备的用电数据，以便管理中心发出指令时平台能够精准控制相应用电设备的用电量。

作为一家能源互联网企业，科中云是出席管理中心揭牌仪式的15家生态链企业之一，也是出席的深圳当地企业中唯一一家做平台、监测终端和智能网关的企业。

据饶亦然介绍，科中云的职责在于帮助负荷聚合商搭建平台，并通过接入科中云的平台来与虚拟电厂做对接。根据客户在线监测设备数量的不同，这部分费用从几万到几十万元不等。

他举例说，科中云之前帮某家地产公司建设了能源管理系统，“那家公司有7栋楼的能源数据在我们平台上，现在他要参与虚拟电厂交易，我们就会帮助他把7栋楼的用电数据实时上传到管理中心，这样管理中心下达指令时，因为我们已经在这7栋楼里部署了控制系统、EMS系统（能源管理系统），这7栋楼就可以参与虚拟电厂的响应需求。”

以参与削峰的具体响应过程为例，饶亦然介绍，平台会根据这7栋楼的使用情况，去对楼内的空调或者一部分水泵等用电设施直接进行控制，比如把空调温度调高，暂停一部分水泵使用等。

“经过这些操作以后，平台会以每分钟一次的频率将7栋楼整体少用的电量或者调了多少功率上报给管理中心。因为我们的平台、终端都是经过认证的，管理中心会直接认可我们上报的结果，事后再进行结算。我们再把结算的费用与客户分成。”饶亦然说。

也有一些负荷聚合商自身就具备搭建平台的能力，由此可以直接与管理中心对接。

记者在特来电探访时了解到，其所有充电站都自带远程监控终端，可以实时采集所有数据，无需再进行改造。在特来电充电网实时监控调度中心，记者看到该平台汇集了其在全国范围内所有充电站的数据，包括终端数量、实时充电量、用户流量、服务车辆数量等。随便选择任何一个城市，都可以看到对应的实时数据。

于德翔向记者介绍，从平台上看，现在运行的充电装备数量是294746个，累计充电量达到148亿度，用户流量是981万人，服务的车辆是828万辆车。

深圳市前海能源科技发展有限公司（以下简称前海能源）也是深圳虚拟电厂首批14家负荷聚合商之一，同样是基于现有平台来对接管理中心。

前海能源技术总监王朝晖对《每日经济新闻》记者介绍：“与北方集中供热一个道理，我们主要做前海区域集中供冷，就是通过管网把各个用户连起来，把每栋楼分散的空调负荷聚合到我的冷站，这样就形成了一个大的空调负荷。”

王朝晖说，接入虚拟电厂的过程并不复杂，主要是通过增加一些硬件设备，同时按照南方电网的要求，让数据格式、信号等跟电网达成一致，这样就可以进入虚拟电厂云平台进行互动了。

史军表示，目前深圳虚拟电厂已建成南方电网范围内数据采集密度最高、接入负荷类型最全、规模最大、直控资源最多的虚拟电厂示范工程，并已组织开展多次业务全流程测试。

电网有什么要求？答：预测不准可能被罚款

史军表示，只要具有一定规模、具备上下调节能力并持续一段时间的可调节资源，均可申请接入虚拟电厂平台，不过接入平台需满足相关技术规范。

饶亦然介绍，目前深圳虚拟电厂对接入的聚合商没有具体资质要求，一般会参考《广州市虚拟电厂实施细则》。根据该细则，符合条件的电力用户和负荷聚合商均可申请参与虚拟电厂，其中大工业电力用户的响应能力不低于500千瓦，一般工商业电力用户的响应能力不低于200千瓦，负荷聚合商响应能力为其代理的电力用户响应能力之和，总响应能力不低于2000千瓦。

此外，参与实时响应的电力用户须具备完善的电能在线监测与运行管理系统、分钟级负荷监控能力，监测数据需送至虚拟电厂管理平台，并将响应性能结果报送供电局。

除了资质方面的要求以外，负荷聚合商要想参与虚拟电厂，事实上还面临一些技术门槛。

特来电是国内首屈一指的新能源汽车充电设备制造商和充电网运营商，也是深圳虚拟电厂首批14家负荷聚合商之一。特来电市场支持中心总监路文刚对《每日经济新闻》记者表示，负荷聚合商要参与虚拟电厂有两个关键点：一是要“预测得准”；二是要“控得住”。

“预测得准”，是指负荷聚合商要对自己聚合的用电负荷使用情况有清晰准确的预测。电网如何知道电是否够用实际上是基于对未来的预测。聚合商要告诉电网未来的用电计划，如果预测不准，就会导致整个电网运作得不准，会对电网平衡带来威胁。如果预测不准，你报1万度电实际用了9000度，那电网需要进行额外的平衡调度，那对于你的预测偏差，电网是要考核的，还要扣你的钱。

至于“控得住”，就是负荷聚合商承诺要多用/少用多少负荷，要做到承诺必达。

怎么控？“靠的就是我们基于运营策略来引导用户。”路文刚解释说。比如15：00~16：00是用电高峰，电网供不上电，用户本来计划利用这个时间段来充电，公司就会通过灵活定价，把15：00前、16：00后的定价调低，引导用户尽量在便宜的时间段去充电。

“如果你只少用了500度，或者少用了1500度，就是控不住。”路文刚说，偏差太大，电网还是会进行处罚。

“所以，‘预测得准’和‘控得住’对参与虚拟电厂的负荷聚合商来说非常关键，这两件事做不好，不仅赚不到钱，还可能会倒贴钱。”路文刚直言，因此这对参与响应企业的历史数据积累要求非常高，这也是为什么鲜有新企业参与需求侧响应的原因。

实践案例：消纳了原本可能弃掉的风电

《每日经济新闻》记者在采访中了解到，深圳虚拟电厂前期平台搭建等工作已经初步完成，目前处于试点阶段，还未进行商业化实践。不过此前广东省已进行过相关的实践。

唐猛介绍了负荷聚合商参与虚拟电厂的具体流程。

他表示，目前虚拟电厂还都是邀约型，一般是事前做计划，事中执行，事后分析。

比如明天在某个时段需要帮助电网削峰，电网公司会事先向聚合商发出需求侧响应邀请，之后聚合商会根据自己和聚合客户的情况，通过跟客户沟通以及分析历史数据来评估哪些客户可以参与、可以调节多少负荷等，然后报给电网，第二天在响应时段根据计划曲线去进行在线调控。

“调控的同时我们会进行监控，因为目前还都是靠人手动去调节，如果调控过程与计划曲线有偏离，还需要通过人为干预来调整，最后事后来做结算。”唐猛说。

事实上，早在“十三五”时期，我国就已经开展了虚拟电厂试点工作，部署多个虚拟电厂项目，取得了大量经验和数据，国内多家电力企业在积极推进虚拟电厂项目应用。 特锐德2022年半年报披露，公司目前已建成虚拟电厂运营平台，并与众多地市的电力调度中心打通，积极参与了广东、上海、浙江等地的需求侧响应；在电网辅助服务方面，积极参与了华北、湖南的调峰。

报告期内，公司虚拟电厂平台具备条件的可调度资源容量超过1300MW，不同场景下已调度容量超过300MW，总调度电量超过30000MWh。

于德翔表示，电动汽车是一种优质的可调负荷，它就相当于一块电池。对电动汽车用户来讲，最理想的充电时间一定是在低谷时段；而对于电网来讲，“填谷”也是能够发挥电动汽车价值的重要场景。

他举了特来电参与华北电网“填谷”的案例。华北电网最典型的特征是冬天时张家口的风电出力很大，供热机组开机较多且出力难以下调，到后半夜恰逢用电低谷，就可能存在弃风问题。

“比如今天凌晨4点~7点，华北电网说将会弃掉5万度电，这时候电网说这个时间段多用电会有激励，价格是0.07元/度，你可不可以在这个时间多用？如果可以，又应该申报多用多少？”于德翔用这样的案例为记者说明。

他解释说，在这种情况下，公司会立即调出京津冀地区几百个充电场站的历史数据，比如核实到晚上10点以后电动汽车的充电量通常有4万度，这时候就可以通过场站调度，晚上10点时暂停所有汽车充电，一直等到次日凌晨4点再充，这样在4点~7点刚好把4万度电消纳掉。

“这就响应了电网在需求侧的调度，消纳掉了原本要弃掉的风电，而社会用电成本整体上也降低了。因为晚上正常充电是0.3元/度，对于多用的电则可以得到每度电0.07元的激励。”

于德翔解释说，由此一来，通过电网的需求侧调度以及场站的响应，就可以把整个电动汽车做成一个可调节的移动储能工具。

收益总体有限 商业模式面临一些挑战

有了实践案例，必然涉及商业模式。与传统电厂不同，负荷聚合商参与虚拟电厂并非其主业，因此从市场化角度看，一定是“投入少、高产出”才会参与。

对于充电网运营商特来电来说，参与虚拟电厂是有利可图的，但对于其他类型的负荷聚合商呢？

“还是要分企业类型。”路文刚举例说，比如对一些工业企业来说，关键就在于企业是否看得上这部分收益。“比如我少用1度电你可能给我3块4块，但是如果今天业绩特别好，我多用1度电创造的产值是十块八块，那我为啥不生产呢？”

事实上，在与客户交流虚拟电厂合作意向时，唐猛也遇到过类似情况。有的商业楼宇就不太想参与，认为参与虚拟电厂一年收益也就十几万元，但会影响自己客户的体验。

王朝晖对《每日经济新闻》记者介绍，区域供冷系统的特点是有蓄冷环节，他所在的前海能源主要通过调节制冷机的使用时间来帮助电网实现削峰填谷。比如在夜间用电低谷时，打开制冷机制冷，把制出来的冷储存起来，到白天用电高峰时再释放出来，这样白天就可以少开制冷机，少用电。

“实际上从目前看，我们参与的收益也不会很高，因为这与响应频率、响应电量数等都有关，如果我们总的调度次数少，收益就不大。”王朝晖坦言，企业更关心的其实是参与虚拟电厂能不能带来一些减碳的收益，因为前海是零碳示范区，现在做虚拟电厂很重要的一个原因也是为更多使用可再生能源做准备。如果有这种盈利模式可能更好。

唐猛表示，深圳虚拟电厂目前已经把前期工作做完，并掌握了由负荷聚合商筛选出的终端用户用电数据，前期的投入相对比较低。后面需要挖掘客户哪些负荷是可以调节的，并且要具备帮客户做在线调控而又不影响其正常生产的技术条件，而这方面还需要比较大的投入。

“这里存在一个投入产出问题，参与用户也要测算他的响应成本和响应收益能不能匹配。”唐猛说。

以前海能源为例，王朝晖介绍，目前的投入只有几十万元，主要还是编程序去跟管理中心对接。“我们目前只是基于现有的系统作一些响应，相当于是基于现状来挖掘潜力，而并非面向虚拟电厂，面向未来目标来设计我的系统。”

王朝晖表示，前海能源目前参与的响应规模还比较小。“如果要做大范围的响应，比如和可再生能源互动，就需要从工艺上来提升区域供冷系统的灵活性。”他说，这就需要在设备上、系统上作出一些优化调整，比如把响应慢的设备改造成响应快的，由此要做很多研究以及不同于现有系统的创新改造，投入就会很大。

除了技术条件尚未完全成熟以外，当前的市场也还处在培育期。传统电厂如何进行竞价都是有规则的，但虚拟电厂暂时还不适用。“广东省去年才开始有一个雏形，现在深圳的试点还在探索当中，所以大家计算投入产出模型时还不是很明朗。”唐猛说。

不过，史军表示，虚拟电厂可以通过参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。当前虚拟电厂主要参与品种为需求响应市场和电力辅助服务调峰市场，随着虚拟电厂自动功率控制（APC）技术的深化应用，虚拟电厂还将具备参与调频辅助服务市场的技术条件。

“双碳”目标下虚拟电厂未来可期

尽管还面临着一些挑战，但多位受访人士均对虚拟电厂的市场前景持乐观态度。

王朝晖表示，如果对公司的系统作

了灵活性改造，就可以更大规模地参与虚拟电厂。“我们一个冷站的用电容量是5万千瓦，10个冷站就是50万千瓦，而目前深圳虚拟电厂总共聚合起来的容量是87万千瓦，我们能挖掘的潜力还是很大的。”

他说，实际上公司目前正在和高校联合做相关研究工作，希望能提高区域供冷系统灵活性，未来通过和可再生能源进行互动来实现区域供冷碳中和。

史军认为，在“双碳”目标的确定性远景之下，虚拟电厂具有多样性、协同性、灵活性等技术特点，能满足未来新型电力系统在“绿色、灵活、多元互动、高度市场化”方面的运行需求，可以预期，虚拟电厂在国内势必会迎来良好的发展。

为推进虚拟电厂大范围应用，张琳提出了四条建议：一是要完善行业标准，明确各方职责；二是要将虚拟电厂等新兴市场主体纳入到国家、地方电力规划和市场规则制定中，并出台相关激励和保障政策；三是积极引导虚拟电厂参与调峰辅助服务，并随着市场机制的不断完善逐步引入有针对性的交易品种；四是深化试点示范，培育适合我国国情的虚拟电厂商业模式。

作为国内的先行者，深圳虚拟电厂管理中心为行业树立了标杆，也必将为虚拟电厂后续在全国范围内的落地起到示范作用。

谈及管理中心未来的发展趋势，史军表示，首先是要完善虚拟电厂标准规范体系，制定可调资源整体调节、终端控制及聚合协调等标准规范；完善既有设备设施智能化改造技术要求，发挥标准引领作用。

其次，要建立虚拟电厂弹性资源库。全面摸排各类可调资源和具备较强调节能力的用户、负荷聚合商等市场主体，形成虚拟电厂动态响应资源库。同时要加大宣传力度，鼓励各类资源优先接入虚拟电厂管理平台。

“此外，还要拓展市场交易品种。”他说，为此管理中心协同上级单位编制南方区域辅助服务市场、广东省市场化需求响应和电能量市场细则，持续扩大虚拟电厂交易品类。积极研究虚拟电厂参与绿色电力交易、分布式发电交易、碳普惠市场的价格机制及交易规则。

关键词： 负荷聚合商