虚拟电厂的“三味虚火”

　　今夏迎峰，行业“电量焦虑症”再起。

　　8月，因遭遇历史同期最极端高温、最少降雨量、最高电力负荷，“水电大省”四川电力供需形势由高峰时期电力“紧缺”，转变为全天电力电量“双缺”。自2020年底湖南启动紧急有序用电至今，不时有局部地区拉闸限电，原因大同小异——吃力的供给难以满足旺盛的需求。近几年，纾困煤电企业、释放煤炭产能、解扣“煤电顶牛”多管齐下，合力治愈困扰行业近三年的“顽疾”。

　　不同的是，虚拟电厂成了今年镜头前“对症药”的主角。虚拟电厂并不是一个物理意义上的电厂，它不烧煤，没有厂房，而是通过软件系统和信息通信等搭建起一套能源管理系统，用来整合分散、可调的分布式能源。国内首家虚拟电厂管理中心落地、首个省级虚拟电厂实施方案印发、虚拟电厂可作为独立市场主体参与现货市场交易……近年来，虚拟电厂在我国获得实质进展。国际方面已有成功实践，亮点在于美国科技巨头特斯拉重磅入局，与美国加州最大的电网公司共同成立了虚拟电厂。

　　科技和限电两大现象级IP撞出了火花，投资者们争相涌入，希望在新能源资本赛道中压中风口分一杯羹。Wind数据显示，自年内4月份低点以来，“虚拟电厂”指数累计涨幅高达84.21%，跑赢同期沪深300指数76.02个百分点，实现了成分股的全面上涨。一时间，“虚拟电厂拯救电荒”“虚拟电厂是电网的‘定海神针’”“虚拟电厂下一个‘千亿黄金赛道’”等声音异常活跃。

　　事实上，虚拟电厂业务在我国尚未形成规模，多数企业相关业务尚未落地，电力行业诸多从业人士不免惊讶，十几年前就出现的概念缘何突然名声鹊起?就连嗅觉敏锐的电力行业证券分析师也多数懵圈，一边惊叹资本强大的“钞能力”，一边临时补课追赶落了下风的步伐。虚实之间，虚拟电厂的意外走红像一面多棱镜，一面照出了资本市场的狂热，一面照出了能源转型的艰巨和复杂。

　　虚火一：虚拟电厂拯救电荒?

　　实际调节性资源难扛保供大旗

　　在电力无法大规模储存的前提下，要想做到用多少发多少，即便迈入信息化时代，依然是无法完成的任务。

　　2021年2月，美国得州遭遇数十年来最冷天气，电力需求超预期增长;另一方面，寒潮导致天然气供给短缺，加上风机受冻无法发电，得州电力供给三分之一缺位。今年我国西南地区堪称“夏天版”的美国得州，四川、云南等水电大省，水电装机比重超过75%，煤电装机比重不足15%。极端高温干旱、汛期来水偏枯，水电顶不上出力且煤电装机不足，电源结构性问题导致上述地区电力供应趋紧。

　　国内外能源转型从根源上面临“鱼和熊掌不可兼得”的两难抉择：风与光低碳但“看天吃饭”，瞬息间千变万化难以控制;煤油气化石能源可控可靠但高碳高能耗，基础保障不可或缺又要逐步退出历史舞台。在破与立的不断检验之下，科技成为人类对抗不确定性的有效凭证。

　　传统电力系统中，集中式大电源，发输配用单向电力传输。在新型电力系统中，电网的潮流流向无论在时间上还是空间上，都打破了传统输配电逻辑。新型电力系统中，颗粒度之细、地区跨度之大、分布数量之多前所未有，依靠人工难以准确把控错综复杂的运行局面，虚拟电厂有了用武之地。

　　具体而言，虚拟电厂既可作为“正电厂”向系统供电，又可作为“负电厂”加大消纳;既可快速响应指令保障系统稳定，也可如同真实的电厂一样参与各类电力市场获得经济收益。简而言之，虚拟电厂不生产电，只是电的搬运工。

　　目前虚拟电厂在发达国家已有成熟实践。以欧洲为例，2005~2009年，来自欧盟8个国家的20个研究机构和组织合作实施和开展了FENIX项目，旨在将大量的分布式电源聚合成虚拟电厂。此后，虚拟电厂项目不断升级，用以聚合管理需求侧资源和分布式能源。美国则通过虚拟电厂降低用电负荷来保证电网系统稳定性，特斯拉虚拟电厂智能平台Autobidder是典例。

　　我国沿着国外虚拟电厂的先行路径开始逐步探索。自2016年起，上海市开展国家级需求侧管理示范项目“上海黄浦区商业建筑VPP项目”建设;2019年，国网冀北电力的虚拟电厂示范工程投运;今年，深圳虚拟电厂管理中心正式揭牌，山西省发布国内首份省级虚拟电厂运营管理，山东省虚拟电厂可作为独立市场主体参与电力交易。

　　促进新能源消纳、优化调度运行、服务电网安全稳定运行，是虚拟电厂的确定性价值。今年以来有关保供的举措中，虚拟电厂赚足了眼球。“虚拟电厂解决用电供需失衡难题”“干掉电荒”类似云云观点听起来酷炫，但不免有资本方‘炒作画饼’之嫌。”业内某长期从事电力行业供需研究的人士戏称。

　　削峰填谷、优化配置不代表可以解决供需矛盾，更不代表其具备超能力。“‘解决’这个说法是不现实的。”华能浙江公司吴科俊告诉记者，“准确表述是，可以缓解供需矛盾，让其直接发电顶负荷是不可能的，虚拟电厂本身不是真正的电厂。”

　　天津华大亿电科技有限公司首席技术官王澍表示赞同。“虚拟电厂不是万能的，其只能在电力系统的特定细分领域发挥功能。解决电荒需要能够长时间，持续发电72小时或以上、10万千瓦以上大功率的发电设备，注意是发电设备，而不是调节设备。虚拟电厂可以实现短时间的负荷用电特性调整，比如10小时以内，负荷改变用电行为的时间越长，所付出的代价越高。试问哪个虚拟电厂能够让负荷持续很长时间不用电?或者说给多少钱才能实现这个效果?”

　　电荒通常是十几个小时、数周甚至月度层面的紧缺。解决供需失衡问题，本质上要解决时间空间上供应能力与用电需求不匹配的问题。在电力需求增长态势与电力供给托底能力减弱的双重夹击下，以及全球应对气候变化面临的共同迷局中，虚拟电厂这类调节性资源显然不是唯一“解药”，也难以扛起保供“主力军”的大旗。

　　山东电力行业一位一线工作人员证实了这一事实：“去年大规模限电时，虚拟电厂压根没啥动静。以储能为例，在限电的情况下，电池放空后再充电都存在难度，长时间亏电对储能寿命伤害不小。”

　　虚火二：虚拟电厂是黑科技?

　　实际是行政指令下的需求响应

　　有关虚拟电厂的流行故事里，火力最猛的标签还有“黑科技”。虚拟电厂似乎具有无穷的魅力，其能“打造数字化能源世界”。在充满未来感的话术加持下，物理电流和通信电波打破结界翻腾挪跃，虚拟电厂似乎成为“云、大、物、移、智”的代名词。

　　掀开虚拟电厂所谓科技感的“面纱”，窥探到资本市场和实体行业的脱节一角。“当前活跃台前的虚拟电厂业务，本质上还是‘电力需求响应’。对电力行业而言，挺寻常的一个事物。”上述电力行业的研究人员告诉记者。

　　需求响应，电力行业耳熟能详但大众知之甚少。2013年上海首次开展需求响应试点以来，在我国开展了大量实践。典型应用场景之一，即每年迎峰度夏供电缺口期，通过供电企业提前邀约，用户响应邀约，在约定时间减少用电。事后，参与响应的用户可以获得补贴，即“不用电可赚红包”。

　　国家发改委、国家能源局今年5月印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出“大力提升电力负荷弹性”，加强电力需求侧响应能力建设，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。

　　需求响应和虚拟电厂之间，能以假乱真但不能如假包换。一般认为虚拟电厂的范畴包括需求响应，两者本质相同，是同时存在的两个概念，区别主要在于包含主体的变化，前者是对后者的补充与拓展，后者是前者的子集。前者不仅聚合了可调负荷，还重点关注近几年大规模发展的分布式电源及储能。

　　在两者交集之外，虚拟电厂之所以称之为虚拟电厂，差异泾渭分明。区别在于，虚拟电厂的运作机制和电力现货市场关联更紧密。需求响应通常只在传统的夏季负荷供应紧张期间，根据特定的机制缓解用电紧张。脱离了电力市场这个关键语境，虚拟电厂实质仍是行政指令下的需求响应。吴科俊直言：“需求响应是计划模式下的一种补贴机制，效率较低且不可持续。”

　　王澍指出，虚拟电厂技术或类似负荷控制技术，已经在科研领域出现了10年以上，但是我们清楚地看到，在传统电力体制下，不具备催生虚拟电厂规模化发展的环境。没有电力市场机制，具体来说是没有电力现货市场机制，虚拟电厂只能是示范示范再示范，无法形成商业化、规模化、常规化的产业形态。

　　虚拟电厂是打开“能源数智化的关键钥匙”，却未能推开市场的门。我国电力现货市场尚处于模拟结算试运行中，以此为基的国内虚拟电厂亦在第一阶段投石问路，广阔“钱景”在当下只是一种美好假设。当前众多券商尽力营造紧迫感，罗列日益增长的新能源装机数据为论据，声称“国内虚拟电厂市场规模2030年可翻倍增长至千亿元，其中2025~2030年年均复合增速高达10%以上”，更不乏有大胆者预测，虚拟电厂是“十个三峡”万亿级别空间新蓝海。

　　论证过程颇有偷换概念之嫌，结论是否值得推敲另当别论。真相是，后天很美好，却难捱明天的困难，虚拟电厂在国外也并非一片坦途。

　　美国能源经济和金融分析研究所(IEEFA)近期发布报告称，澳大利亚能源市场运营商(AEMO)在2019年宣布其虚拟电厂示范项目时，AEMO预测到2022年可能有700兆瓦的规模。到2021年AEMO示范结束时，仅有31兆瓦加入，占应急频率控制和辅助服务(FCAS)3%的市场份额。

　　对于发展缓慢的原因，IEEFA报告指出，目前，对于客户或虚拟电厂供应商来说，没有大额可靠收入，而开发成本可能是巨大的，特别是对于初创企业而言成本不低。因此，IEEFA预计虚拟电厂运营商利润率不高。

　　根据彭博新能源财经(BNEF)今年4月对全球93家虚拟电厂企业的调研结果，截至目前尚未有任何一家虚拟电厂企业实现盈利。加拿大安大略省独立电力系统运营公司高级经济师何爱民告诉记者：“在国外因为成本和效益因素，虚拟电厂发展得并不快。”

　　虚火三：虚拟电厂即将井喷?

　　实际还要“过五关斩六将”

　　商业化、产业化、规模化，这些关键词串起了虚拟电厂产业发展的主线。国外虚拟电厂建设趟出了一条成熟的产业化之路，囿于商业化的羁绊在规模化进阶路上步伐放缓。对照之下，我国虚拟电厂建设从白纸起步，从业者们抱着“先占位”的心态提前布局，在跌跌撞撞中为业界提供借鉴经验，不断探路从0到1需要“过多少关斩多少将”。

　　决心出发要先定好朝向。虚拟电厂商业模式的建立需要依靠电力现货市场，现货市场的模式进而决定了虚拟电厂的形态。国外不同的现货模式，衍生出了不同的虚拟电厂模式。美国虚拟电厂以可调负荷为主，以德国为代表的欧洲国家以分布式电源为主，澳大利亚则以用户侧储能为主。“欧洲采用自调度模式，我国采用集中式调度模式，欧洲虚拟电厂自平衡模式显然不适用于我国，而我国目前的讨论中常有人将其混为一谈。虚拟电厂提供哪种类型的服务，需要与当地的电力市场模式相结合。”吴科俊告诉记者。

　　对我国而言，以现货市场为基础、真正参与电力市场的虚拟电厂屈指可数。今年6月，山西省能源局发布了《山西省电力市场规则汇编(试运行V12.0)》。新版规则最大的亮点是将虚拟电厂、储能企业纳入山西电力市场主体范围，其中虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂、“源网荷储一体化”虚拟电厂。今年8月，山东省下发《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，7月份起，虚拟电厂可作为独立市场主体参与市场交易。

　　“不好推。”山东一线工作人员直言，“现货市场里的负荷侧虚拟电厂，说白了调度没法调，调度也不敢调。调度要保证电力供应，结果却要主动调整用户用电。受限于商业模式不成熟、补贴规模不充裕等原因，负荷侧参与意愿也不强。一些已参与用户或发电商的投资收益、技术支持、运维服务等无法得到政策法律保障。另外，我国大多数工商业用户侧负荷可调控性差(或无)，得到的补贴又难以超过损失的效益，宁愿根据市场价格主动调整，对于安装相应调控模块被动接受调度态度消极。”

　　在实际操作过程中，现货市场给予了明确的价格信号，比如某时段现货价格高企，用户可以选择主动降低用电负荷获得收益，也可以选择继续用电。“用户拥有自主权，为何要被动听从人工指令呢?除非能够额外再得到一笔足以动心的补贴。”山东地区一线人员结合亲身操作经验坦言。

　　现货市场之外，虚拟电厂也积极谋求探索在辅助服务市场占有一席之地。不过我国辅助服务市场中，相较于煤电、燃气机组、常规水电、抽水蓄能、电化学储能等一众先头部队，虚拟电厂可发挥空间有限。加之辅助服务市场本身价格机制尚待理顺，虚拟电厂的加盟更多是示范意义。

　　商业模式的探索“万事开头难”，解决产业层面的藩篱更具实操价值。在产业层面，我国目前尚未出台虚拟电厂各类资源准入、并网、调度等相关标准规范，各类设备及负荷聚合商通信协议不统一，数据交互壁垒高、不顺畅，增加了建设难度和成本。目前，我国大部分试点项目的组织、实施和管理大体沿袭需求管理模式，不同项目对于虚拟电厂定义、内涵、功能、服务也不甚明确统一，市场化响应政策机制普遍缺乏，相关电价和补偿机制也有待针对性完善。

　　在缺乏总体政策指导和机制驱动情况下，虚拟电厂目前的盈利模式不具可持续性，一定程度造成我国虚拟电厂发展的商业环境落后于技术环境;产业环境和商业模式不成熟，也一定程度制约了互联网、智能电器等领域头部企业入局虚拟电厂，难以激发其开展技术研究、设备研发和项目建设的热情。

　　新业态的孵化“烧钱”又“烧脑”，对于追捧概念无视经济性的声音，市场投资者和政策决策者需多方调研审慎看待。究其根本，电力市场是“土壤”，虚拟电厂是“植被”，与其说虚拟电厂的发展的过程是电力现货市场完善的过程，不如说是电力现货市场的发展为虚拟电厂落地生根创造了必备土壤。待现货市场逐步完善，虚拟电厂的产业化之路才能开启。