解读国网王宣元PPT：虚拟电厂在新型电力系统中的实践与思考

为什么需要虚拟电厂：新能源高占比下的调节困局

材料开篇从“双碳”目标与新型电力系统建设讲起。2020年9月我国提出2030年碳达峰、2060年碳中和愿景，中央财经委员会第九次会议明确构建以新能源为主体的新型电力系统。数据上看，2030年新能源装机将超过12亿千瓦、占比达38%，2025年新能源装机超过8亿千瓦。新能源占比逐年提高，电力系统却面临低谷时段消纳难、尖峰时段保供难、波动时段调节难的三重压力。

冀北区域的情况尤为典型。冀北全年有50天新能源日均出力低于装机容量的10%，波动性极大。与此同时，用户侧灵活异质资源数量多、体量小、总量大，具备聚沙成塔的潜力。材料引用数据显示，用户侧可调资源容量可达3246万千瓦，占电网最大负荷的8%。但大量资源尚未纳入电力系统可调控范围，电网调度既看不到也控不了。

虚拟电厂是什么：从概念到类型谱系

材料对虚拟电厂给出清晰定义：在传统电网物理架构上，依托互联网和现代信息通讯技术，聚合分布式电源、储能、负荷等尚未纳入电网现有调控范围的各类资源，进行协同优化运行控制和市场交易，实现电源侧多能互补、负荷侧灵活互动，对电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。与本页配套的IEC定义也提到，虚拟电厂是实现分散式发电、储能装置和可控负荷聚合、优化和控制的系统。

。这一句点出了虚拟电厂与微网的关键区别。材料还按资源类型和服务阶段划分出三种主要类型：需求侧资源型的邀约型VPP，主要参与需求响应；供给侧资源型的市场型VPP，用于提升系统灵活调节能力；混合资源型的自主型VPP，面向成熟市场环境下的长期商业运营。江苏、上海、广东的VPP多属邀约型，冀北、德国、芬兰的VPP属市场型，美国得州、加州及澳洲VPP则趋向自主型。

冀北实践：全国首个市场化运营示范工程

冀北虚拟电厂最核心的成果，是建成了全国首个市场化运营的虚拟电厂示范工程。目前平台上有3家运营商，聚合35家用户、156个可调节资源，总容量35.8万千瓦，调节能力20.4万千瓦。资源类型覆盖蓄热式电锅炉、智慧楼宇、可调节工业商业负荷、地源热泵、储能、分布式光伏、电动汽车充电站、智能家居等11类。

从地域分布看，秦皇岛地区有地源热泵1.94万千瓦、冬奥负荷13.7万千瓦；张家口地区有储热式锅炉26万千瓦、储能800千瓦、分布式光伏106千瓦；廊坊地区有智能楼宇900千瓦、可调节工商业负荷3.4万千瓦等。在后夜风电大发、电网低谷调峰困难时段，虚拟电厂调动资源迅速拉升低谷用电负荷，最大调节电力20.4万千瓦。这一实践直接回应了材料前面提出的痛点：低谷消纳难、尖峰保供难、波动调节难。

技术体系与调度闭环：从“源随荷动”到“源网荷储”互动

冀北虚拟电厂建立了完整的核心技术体系，整体技术处于国际领先水平，获日内瓦国际发明展金奖、国网公司科技进步一等奖等省部级及以上奖励9项。技术架构采用三级架构，覆盖输电网、配电网和电力用户层，冀北VPP与交易中心、调度中心实现需求上报、电价激励、控制指令下发和状态量测的双向交互。

更关键的突破在于调度闭环。材料指出，传统电力系统中调频、调峰、备用等系统调节由电源侧提供，即“源”随“荷”动。冀北虚拟电厂全国首次实现了调节资源纳入调度闭环运行，提供实时、柔性、连续的能量调节，参与调峰辅助服务。调度界面显示，调令可下发至沽源总蓄热资源，调节目标549.257千瓦，调令状态“已送达”，实现了用户侧资源像常规机组一样接受调度指令。

市场机制与商业模式：从依赖补贴到可持续运营

虚拟电厂能否持续，关键看市场机制。材料指出，传统电力辅助服务中，调峰、调频等收益仅由提供服务的电源获取，即发电侧市场。2019年12月，冀北促请能源监管机构修改辅助服务市场规则，明确冀北“虚拟电厂”项目为用户侧市场主体，示范参与调峰辅助服务。该规则成为全国首个以虚拟电厂为代表的用户侧新兴市场主体参与的市场机制，并自2021年起在全国范围推广。

同步创建的还有虚拟电厂、负荷聚合商运营的商业模式，包括运营商对调节资源的市场化合同范本、结算等。材料给出的商业模式分为两类：市场收益型，参与主体包括电网综合能源公司、第三方运营商、负荷聚合商、售电公司、发电公司，通过辅助服务市场、现货、需求侧响应平台提供服务；政府补贴型，参与主体包括电网/供电公司、企业园区等，主要通过需求侧响应获得补偿。

标准引领与政策演进：从国内实践到国际规则

冀北虚拟电厂在国际标准领域实现了引领。材料显示，2018年3月组建IEC TC8 SC8B WG4虚拟电厂国际工作组，2018年9月国际标准首次工作组会召开，2019年10月明确虚拟电厂概念定义，2022年6月两个委员会流转稿完成，2022年11月IECTS63189-2《虚拟电厂：用例》国际标准获批通过。同时参与编制了IEC白皮书《面向未来分布式电力系统的稳定运营》。

国内政策层面，材料梳理了清晰的演进脉络。2020年5月国务院参事室向韩正副总理呈报虚拟电厂专题报告并获批示；2021年1月国家能源局将“电力市场主体包括负荷聚合商、虚拟电厂等”写入监管工作要点；2021年12月《电力辅助服务管理办法》印发；2022年1月《“十四五”现代能源体系规划》和加快建设全国统一电力市场体系的指导意见相继出台；2022年11月《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》发布。地方层面，江苏、上海、山西、南方电网等也陆续出台规则或开展试点。

虚拟电厂的价值图谱：五侧受益的逻辑

材料最后系统梳理了虚拟电厂的功能和价值，覆盖监管侧、电网侧、发电侧、用户侧、运营商侧和产业链六个维度。监管侧降低系统运行成本，促进市场多元竞争，保障系统价格稳定；电网侧提高可调资源的可控性和实时响应能力，提升系统调节能力，提高设备使用效率，减少电网投资与建设。

发电侧促进新能源消纳，缓解传统火电深调压力，提升火电利用率，为新能源提供新增调节能力；用户侧作为产销结合者，拓宽资产盈利方式，提供移动APP、微信小程序等便捷互动渠道；运营商侧引入新兴市场主体，确立虚拟电厂运营商作为新兴市场主体；产业链侧创造全产业链效益，提供衍生增值服务。这套价值体系解释了为什么虚拟电厂能从冀北一地实践走向全国推广。

这组数据勾勒出冀北虚拟电厂的基本盘。平台接入3家运营商，聚合35家用户、156个可调节资源，总容量35.8万千瓦，调节能力20.4万千瓦。资源类型覆盖蓄热式电锅炉、智慧楼宇、可调节工商业负荷等11类。 理解这组数据要结合对比参照。材料提到，用户侧可调资源容量可达3246万千瓦，占电网最大负荷的8%，而冀北虚拟电厂目前聚合的35.8万千瓦只是其中一小部分。这意味着平台模式已经跑通，但资源接入的规模空间仍然很大。

这组数据把调节需求的紧迫性讲清楚了。冀北全年有50天新能源日均出力低于装机容量的10%，波动性突出。用户侧可调资源容量达3246万千瓦，占电网最大负荷的8%。 从全国看，2025年新能源装机目标超过8亿千瓦，2030年超过12亿千瓦、占比达38%。新能源装机的快速增长，与系统灵活调节能力的提升形成赛跑。材料提出的痛点很直接：低谷时段消纳难，尖峰时段保供难，波动时段调节难。虚拟电厂正是为破解这三难而生的方案。

这组时间点展示了虚拟电厂从标准到政策的双线推进。标准线上，2018年3月组建IEC工作组，2019年10月明确概念定义，2022年11月首个IEC国际标准获批通过。政策线上，2019年12月华北辅助服务市场规则率先明确虚拟电厂市场主体地位。 两条线在时间上高度同步。该市场规则成为全国首个以虚拟电厂为代表的用户侧新兴市场主体参与的市场机制，并自2021年起在全国范围推广。标准制定与市场机制互相支撑，是冀北虚拟电厂实践能够走向全国的重要原因。