解读IET Fellow 张锋：基于虚拟电厂优化提升分布式光伏等调节资源参与电力市场运行模式

一、先看清对象：分布式光伏的四类划分

解读这份材料，第一步要先弄明白"分布式光伏"到底指什么。按国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）的定义，它是指在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节的光伏发电设施。

2025年1月17日印发的这份管理办法，把分布式光伏明确分为四种类型：自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业。划分依据主要是投资主体身份、公共连接点电压等级和总装机容量。

这套分类不是文字游戏，它直接决定了后面每一类项目能选哪种上网模式、能不能入市、收益怎么算。企业在做项目备案之前，先要对号入座，判断自己落在哪一类。

二、四类项目的容量与电压边界

四类项目的边界写得很具体，值得逐条对照。自然人户用是自然人利用自有住宅投资建设、公共连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏；非自然人户用是非自然人利用居民住宅投资建设、公共连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量不超过6兆瓦。

一般工商业分布式光伏，是利用公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，公共连接点电压等级为10千伏（20千伏）及以下、总装机容量不超过6兆瓦。大型工商业分布式光伏则是利用建筑物及其附属场所建设，接入电力用户内部电网或与用户开展专线供电（不直接接入公共电网），公共连接点电压等级为35千伏、总装机容量不超过20兆瓦，或公共连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量不超过50兆瓦。

6兆瓦、20兆瓦、50兆瓦这几个容量上限，是判断项目类型和后续管理模式的关键门槛。企业选址、定容、确定接入方案时，容量与电压等级的组合就决定了走哪条路。

三、上网模式收紧，储能需求被直接推高

管理办法对上网模式做了分类型规定：自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网模式；一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式；大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式。

材料还提示了两点注意：全额上网、自发自用余电上网模式的上网电量应当按照有关要求公平参与市场化交易；涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。同时，管理办法第三十四条明确，非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电可独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度。这就为后文讲虚拟电厂埋下了伏笔。

四、传统收益模式与直接入市的难处

在传统模式下，分布式光伏项目最主要的收益来源是节省电费、余量上网电费和项目补贴，企业一般有三种选择。全部自发自用模式下，自发自用部分电价=用户电价+国家补贴+地方补贴；全额电量上网模式下，余电上网部分电价=当地脱硫标杆煤电价+国家补贴+地方补贴；"自发自用+余电上网"模式介于二者之间。由于工商业电价显著高于上网电价，如果企业生产本身需要，全部自用模式的经济效益高于全额上网模式。

分布式光伏等灵活性资源直接参与市场，可以按照政府主管部门制定的交易规则、方案，通过在电力交易平台注册成为经营主体，以发电主体身份参与中长期、现货或绿电交易，报量、报价，自主控制交易过程。但材料也指出，这条路需要专业市场团队，小项目可能算不过经济账。

以负荷聚合商身份参与需求侧响应，是目前比较普遍的负荷侧资源获取额外收益的方法，配备分布式光伏和储能设备的灵活资源可通过内部多能协调、能量转移提升获利空间，但需求响应是政府主导下的短期补贴行为，非常态。第三种则是以虚拟电厂主体身份参与交易，把单元内可调节负荷、储能、电动汽车、分布式电源等资源聚合起来协调优化控制。

五、虚拟电厂为什么能与工商业光伏相互赋能

材料把虚拟电厂的价值归纳为三层。新型电力系统需求层面，随着新能源快速发展与大量接入，电力系统面临新挑战，虚拟电厂可以有效充分挖掘负荷侧柔性资源，是以新能源为主体的新型电力系统建设的重要抓手和典型实践。源网荷储层面，虚拟电厂是实现"源网荷储一体化"的灵活载体，是"负荷侧柔性资源聚合"的高级形式，对外同时具备调节能力和发电能力。电力现货市场层面，《电力现货市场基本规则》明确参与主体包含虚拟电厂等新兴主体，虚拟电厂可以类同传统实体电厂，通过市场被电网直接调用参与运行调节。

技术构成上，虚拟电厂是多领域、多行业的资源类型加上跨专业、跨学科的技术要求：资源侧涵盖分布式风电、分布式光伏、工业负荷、商业负荷、电动汽车、铁塔基站储能、生物质能、小型三联供机、居民负荷、综合园区、储能资源等；技术侧涵盖智能计量、5G通信、区块链、人工智能、优化控制、边缘计算、大数据、聚合建模。其本质是一个典型的"源—网—荷—储"协调管理系统。

风电、光伏等可再生能源缺乏足够的可控制性，发电边际成本低但单独参与电能量市场尤其是合约市场存在难度；储能、分布式燃机、生物质等同步发电机输出形式的发电资源，友好、灵活、可调但边际成本偏高。虚拟电厂把这些资源整合起来扬长避短，以聚合后资源参与电能量市场和调节产品服务市场，提高议价能力。

六、四条潜在入市通道的具体收益空间

材料给出虚拟电厂的四大主要盈利模式：聚合分布式新能源享受市场电价，把低边际成本、受限上网的发电资源聚合起来打开入市可能性；基于电力市场波动实现低用高售，利用每15分钟、每天96点的价格波动，低谷用电、高峰售电；利用储能、微燃机、生物质发电等启动快、出力灵活的特点参与辅助服务赚取额外收益；参与现货市场高价品种竞争。

具体到各市场，中长期市场用于锁定基础收益，VPP可通过双边协商或集中竞价签订年度/月度合约，江苏已注册的17家VPP中，超80%参与了2025年年度双边交易，合同电量占其聚合容量的60%以上；跨省跨区方面，国家电网"国网链"平台支持VPP参与西北—华东绿电互济交易，2024年通过该平台实现跨区交易量达1.2亿千瓦时，绿电溢价达0.15元/千瓦时。

现货市场用于捕捉实时价差，VPP通过"报量报价"机制参与，如午间电价低谷时段（0.3元/千瓦时）充电、傍晚高峰时段（0.8元/千瓦时）放电，单日套利空间达0.5元/千瓦时；配合风光新能源企业的VPP可将风光出力预测误差从15%降至8%，减少现货市场偏差惩罚约30%。辅助服务市场用于灵活性价值变现，深圳VPP平台整合可调负荷，单次调频响应速度达5秒，参与华东调频市场可获0.3元/千瓦时的里程收益；极端天气下局部电网备用需求或黑启动服务，可按规定额外获得应急服务费用。

绿电交易方面，根据国家发改委《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，绿电交易价格由电能量价格与绿证价格组成，两者分开结算。材料举例称，某VPP通过整合光伏和储能，年碳减排量达2万吨，对应CCER收益约100万元，同时通过绿证交易额外获得160万元。

七、从概念到国标：虚拟电厂的国内推进节奏

材料梳理了虚拟电厂的发展脉络：1997年概念首次提出，此后欧洲、北美、澳洲多国建设示范工程；2001年上海黄浦区启动需求响应型虚拟电厂试点工作；2003年起我国江苏、上海、河北、广东等地相继开展试点；2021至2022年国家多部委连续印发多份虚拟电厂发展有关文件。标志性节点包括2022年7月南方电网分布式源荷聚合服务平台开展虚拟电厂多功能联合调控，2022年8月26日深圳虚拟电厂管理中心成立，2022年11月25日华能浙江虚拟电厂1号机组完成72小时试运行，2023年7月20日山西首家虚拟电厂在电力交易平台注册生效并取得市场交易资格，2023年9月28日国网宁夏电力全面开展虚拟电厂接入市场化运营。

国标层面同步推进：国网上海电力牵头国标《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》，国网浙江电力牵头国标《虚拟电厂管理规范》。已明确国标《虚拟电厂管理规范》编制框架，共十章，覆盖范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、规划设计、建设管理、认证、运行、市场注册、管理等内容，并将虚拟电厂并网运行的一般要求、数据交互要求、系统安全要求、网络安全要求、事故演练要求、效果评估等纳入其中。

在"双碳"目标强力驱动下，虚拟电厂与分布式光伏等配网侧灵活性资源发展趋势呈现集成性、协同性、智能调控性等特点。虚拟电厂可通过"市场驱动"整合分布式能源，实现与大电网友好互动，满足未来电力系统"清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动"的内在需求。

这组数据完整还原了管理办法对四类分布式光伏的界定边界。电压等级从380伏一路排到110千伏（66千伏），容量上限从6兆瓦排到50兆瓦，两个维度共同划线。 值得注意的是，非自然人户用与一般工商业的容量上限相同，都是6兆瓦，差别主要在投资主体和建设场所：前者是非自然人利用居民住宅，后者是利用公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所。企业在判定项目类别时，不能只看容量，还要同时核对主体身份、场所性质和电压等级。

这组数据集中在虚拟电厂的潜在入市通道上，覆盖中长期、现货、辅助服务三类市场。中长期市场看参与度和合同占比，江苏17家已注册VPP中超80%参与2025年年度双边交易，合同电量占聚合容量60%以上。 现货市场看价差和预测精度，午间低谷约0.3元/千瓦时、傍晚高峰约0.8元/千瓦时，单日套利空间约0.5元/千瓦时；AI预测模型可把风光出力预测误差从15%降到8%，偏差惩罚减少约30%。辅助服务市场看响应收益，参与华东调频市场可获0.3元/千瓦时的里程收益。这些数值均出自材料所引案例，属于特定区域和时段的口径。

这组数据来自材料对绿电交易通道的举例。某VPP通过整合光伏和储能，年碳减排量达2万吨，对应CCER收益约100万元，同时通过绿证交易额外获得160万元。 从结构上看，绿证交易的收益规模高于CCER收益，二者合计构成环境权益变现的主要部分。材料同时明确，根据国家发改委《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》，绿电交易价格由电能量价格与绿证价格组成、两者分开结算，而虚拟电厂内部绿电能否获取相关收益，材料以问句形式提出，未给出结论。