虚拟电厂是随电力系统发展应运而生的重要产物，它兼具电力资源生产和消费的双重功能，可完成实体电厂所不能实现的电力系统多项重要调节功能，在国内外均有实际的应用案例。当前虚拟电厂普遍存在获得收益方式单一的特点，导致受客观因素及市场环境变化影响较大，不利于长期健康发展。因此，探寻虚拟电厂获得收益的新模式具有现实的价值和意义。
在电力保供的切实需要和国家及地方政策支持的双重助力下，智慧零碳电厂拥有广阔美好的发展前景。将综合智慧零碳电厂自身在应用前景和经济价值上的优势特点与公司能源保供的使命任务相契合，提出适合公司自身特征的综合智慧零碳电厂推进建设方案，既有利于综合智慧零碳电厂本身的推广应用，又进一步促进形成公司差异化竞争力与产业新板块。
虚拟电厂
▌概念
虚拟电厂将不同空间的可调节（可中断）负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易。虚拟电厂新业态既可作为“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。
相较于传统电力能源生态，虚拟电厂下的生态系统最大的变化是，将传统电力能源生态系统中发输配用界限清晰，“源随荷动”的运行方式，转变为发电、输电、配电、用电界限相互交叉，同时兼具生产者与消费者的角色，运行方式表现为“源荷互动”，内部每一部分都是一个小能源系统，属于智能电网的拓展。
▌虚拟电厂分类
1）负荷型虚拟电厂。指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、可调节负荷、可中断负荷等），作为一个整体（呈现为负荷状态）组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务。
2）电源侧虚拟电厂。在分布式电源发电侧建虚拟电厂。
3）源网荷储一体化虚拟电厂。集合发电电源和负荷用电用户为集中式电厂，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力。
▌国内企业案例
某央企虚拟电厂平台聚合了自有电力用户中的钢铁、机场、化工、水泥、纺织等17家用户，负荷类型包含用户储能、熔炉、楼宇空调、自备电厂、可中断生产线等5大类，用户分布在南京、苏州、盐城、南通、张家港等7个城市，运行负荷峰值780MW，平均可调负荷300MW，聚合资源具有类型广泛、分布广、体量大的特点。2022年1月，虚拟电厂平台成为五大发电厂唯一一家达到江苏省负荷聚合商注册条件并获得准入资格。截至2022年8月21日，累计完成需求响应29次、响应负荷3910MW（单日最大320MW），相当于发挥了1台600MW火电机组的调峰能力，收益为3300万元。
▌虚拟电厂的运营特点
2）聚合资源主要以负荷侧可调资源为主。目前，主要利用电力用户的可调资源或自有可调资源，尤其是工业负荷、充电桩、储能设施以及商业楼宇空调负荷、蓄热式电采暖等。而对于容量大、资源多而广的分布式光伏等可再生能源由于不可控，且精准预测能力不足，暂未纳入虚拟电厂。
3）虚拟电厂总体处于试点示范阶段。国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。江苏主要参与需求响应市场，广东同时参与了需求响应市场和现货市场。但是，目前参与需求响应主要通过人工邀约通知方式参加，除了少量储能设施，均未实现虚拟电厂的自主优化调度控制，并非严格意义上的虚拟电厂。
4）虚拟电厂盈利模式需要进一步探索。虚拟电厂可以通过需求响应、辅助服务和现货市场获得收益。
③现货市场。“售电+现货+虚拟电厂”将成为售电公司参与现货市场的重要盈利模式。
未来，虚拟电厂将更多地在现货市场创造价值，“售电+现货+虚拟电厂”将成为售电公司在现货市场通过优化用户用电曲线，节约用电成本，增强用户黏性，实现与用户双向价值创造的重要手段。
综合智慧零碳电厂
▌对保供的意义及政策支持
●意义
1）根据国家能源局数据统计，截至2022年8月22日，全国22个省级电网负荷创历史新高，除东北外其余5个区域电网负荷均创新高。
2）受到干旱和高温气候影响，四川水电大面积停机，电力负荷接连创历史新高，启动四川省突发事件能源供应保障一级应急响应。
3）以浙江为例，2021年全年最大负荷10022万kW，最小负荷为6600万kW。2022年预计最大负荷增加为680万kW、峰谷差超3600万kW、尖峰负荷为600万kW，而尖峰负荷小时数仅为20~45h。按传统方式，600万kW的尖峰负荷需求，需新建6台百万千瓦煤电机组，而全年运行小时数仅为20~45h，相当于进一步拉低全省火电利用小时数，新建机组利用率低。
●政策支持
1）2021年7月26日国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，峰谷差率超过40%的地区，价差不低于4∶1，其他区域不低于3∶1；按程序推广居民分时电价，逐步拉开峰谷价差；推动工商业用户进入市场，10kV及以上的用户要全部进入，扩大市场交易电价上下浮动范围，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
2）2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《深化电力体制改革、构建新型电力系统指导意见》（未来十年指导电力市场建设的纲领性政策文件），鼓励户用储能规模化应用，支持微电网作为整体参与调度，支持分布式发电与同一配网内的电力用户进行交易，全面推广居民分时电价模式，提升配电网对分布式电源的承载能力。
3）地方政策落地。受地区电力供应保障压力影响，各地已加速出台参与电力市场、需求响应、电力辅助服务的实施细则，综合智慧零碳电厂落地具备实际条件。
▌特点
1）应用场景广泛。之前，建煤电厂、风电厂、水电厂，主要是聚焦发电侧，发出电输送给电网，远、中、短距离都有，最后再送给用户。综合智慧零碳电厂是聚焦用户侧，虽然规模不一定大，但可以把各种场景结合起来。
2）经济价值高。①产出投入比更高，因为新能源是间歇性的，假如再搭配建设储能，在用户侧建50万的容量来支撑负荷顶峰，这个价值可能比在发电侧建200万的容量价值还要高。②建设速度快，这种综合智慧零碳电厂建设速度很快，3个月就可以建成40万容量，原来建火电厂，需要选址、设计、施工等至少2年，尤其是现在还要解决煤炭的供应问题。
3）保供是切入点。推进综合智慧零碳电厂的本质上是为了争取峰谷电价政策支持，开发户用储能，推进“三网融合”，进而占领用户端（C端）市场。因此，可分为“三步走”推进综合智慧零碳电厂。①大力推进屋顶光伏、县域开发三网融合；②“综合智慧零碳电厂”深入人心实现三网融合；③上线数字化平台与“综合智慧零碳电厂”融合，使真正形成公司的差异化竞争力与产业新板块。
▌下一步着力点
综合智慧零碳电厂可以在新兴产业基础上形成的一个拳头产品。通过工程建设，争取实现如下突破：
1）技术突破。充分发挥集团技术猎头优势，寻猎最新技术成果并为我所用。积极配合“三网融合”平台搭建，争取“平台溢价”能力早日体现。加强与储能蓄能公司、蓄电池开发公司的合作研发，深挖电池梯级利用的潜力，争取储能系统成本有所降低。
3）电网突破。通过村级户用储能的研究，争取与地方电网公司在农网合作模式（结算、运营、资产归属等方面）的突破。
4）金融突破。充分利用综合智慧零碳电厂双碳控制、生态融合、国家保供、乡村振兴、数字化、分布式等新兴产业特点，依托集团公司的规模、品牌优势，实现金融创新。
5）采购突破。发挥集团公司集采优势，通过对光伏组件、储能等大宗商品价格的科学研判，创新采购策略，实现采购成本降低。
本文详细介绍了虚拟电厂的运营方式特点，包括构成要素、资源调配形式和发展现状，重点分析了目前采取需求响应方式实现盈利模式的不足，并探讨了辅助服务和现货市场获得收益的优势和可行性。提出了三步走推进综合智慧零碳电厂建设的行动方案，并就其中关键着力点的进一步实施进行了讨论。（文/徐博海）