解读国家电投PPT：为什么要发展虚拟电厂？关键技术、典型案例、思考展望！

新能源装机猛增，灵活性缺口是根本矛盾

材料第5页给出了2010至2060年我国电力装机结构变化预测：火电装机占比从2010年的71.4%一路下降至2060年的接近零，清洁能源装机占比则从2010年的26.2%攀升至2060年的93.5%，并指出实现碳中和发电侧需要安装超过50亿千瓦的新能源。

这意味着大量煤电机组将退出，而新能源出力靠天吃饭，源随荷动的传统模式难以为继。第6页举了一个直观例子：对于一个风电装机容量超过5吉瓦的电力系统，1米/秒的风速变化就可能造成超过500兆瓦的发电装机变化，这种波动幅度已经接近一台大型火电机组的容量。

风光资源本质不可调度，要实现系统平衡，必须要求电力系统中的其他环节对波动做出快速响应。材料明确指出，如果电力系统不够灵活，这种巨大变化就可能导致弃光弃风、电网拥塞和不平衡，甚至威胁到系统安全。

灵活性资源的组织形式

材料第7页梳理了灵活性资源的多种组织形式，包括储能、电动汽车、可控负荷、充电桩等分布式资源，并指出虚拟电厂在四个维度上具有优势：经济性、建设周期、技术实现难度和可调节性。综合对比之下，虚拟电厂的轻资产特性使其具备更强的市场竞争力。

第8页进一步点出供需两侧的深层矛盾：电源侧，新能源调控特性呈现较强随机性和波动性，传统调节性资源占比减少、调节成本增高，调节资源缺口大；负荷侧，储能、综合智慧能源单元、电动汽车、分布式能源等迅速发展，需求侧资源已具备发挥更大价值的技术条件，需拓展资源边界。

虚拟电厂正是打通两端的关键组织形式：把负荷侧沉睡的资源聚合起来，对外形成一个可调度、可响应的整体，参与电力系统调控和电力市场运行。

国内政策脉络：2015到2023的密集布局

材料第10页用时间轴梳理了国内虚拟电厂政策演进。2015年江苏率先印发《江苏省电力需求响应实施细则》，2019年京津唐发布第三方独立主体参与调峰辅助服务市场规则，2021年国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》。

到了2022年，政策密度明显加大：6月山西发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，同月南网发布《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，11月国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》。跨入2023年，国家能源局发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，其中明确：

。

这一系列文件从需求响应起步，逐步延伸到辅助服务、并网运行、现货市场，虚拟电厂的市场主体地位越来越清晰，参与电力市场的制度通道也在被逐层打通。

欧洲电源侧、美国负荷侧：两条国际路径

材料第17至20页对比了两大国际实践路径。欧洲虚拟电厂侧重发电资源的聚合，以分布式电源、储能资源的整合和统一调配为主要目标，核心诉求是避免负电价带来的损失、降低弃风弃电，并参与电网侧灵活性调控和电力交易获取收益。

其中欧洲最大的虚拟电厂Next-Kraftwerke，截止2020年6月运营着13930个分布式能源单元，接入发电装机容量10613兆瓦，其发电能力相当于4座核电站。其业务模式包括可再生能源辅助交易、需求响应业务和短期柔性储能三类。

美国虚拟电厂则源于需求侧响应，聚焦负荷端资源统一调配，填补电力供应缺口并获取补偿收益。特斯拉与加州公用事业公司PG&E合作虚拟电厂项目，基于负荷侧聚集资源在电网承压时给予支撑，其Autobidder能源资产实时交易和控制平台，在全球范围内提供千兆瓦时的电网服务。

兆瓦云实战：14省运营，签约容量10GW

材料第21至22页展示了兆瓦云的运营实况。兆瓦云是国家电力投资集团三级公司，也是集团资本助力能源创新首个案例，已取得14个省级区域的虚拟电厂运营资质并实际下场运营，聚合工商业负荷约10GW，签约用户1000余户。

具体项目方面：山西负荷聚合商节点接入用户82户、并网容量3621.23MW；华北虚拟电厂2021年11月上线，接入用户43户、并网容量150.58MW；西北虚拟电厂预计接入建设容量超过200MW；浙江虚拟电厂2024年2月上线，已接入用户15户、并网容量60.5MW；山西虚拟电厂+现货交易项目预计接入建设容量超过200MW，以虚拟电厂主体身份直接参与电力现货交易。

2024年4月，兆瓦云承担的虚拟电厂建设与运营方案通过第三方评估和山西省能源局公示，成为负荷类虚拟电厂；2024年6月实现日滚动自动交易、现货辅助、虚拟电厂聚合、辅助服务申报等功能。

关键技术：云边协同，调频响应时延小于280毫秒

材料第24至26页介绍了虚拟电厂的核心技术。不同资源对象的物理特性通过参数化解析模型来实现外特性表征，例如分布式光伏关注额定出力、预测出力曲线和历史出力曲线；分布式储能关注充放电状态、额定功率、额定容量、荷电状态上下限；电动汽车关注可调用容量、充放电响应时间及效率。

在调度控制层面，面对资源种类多、数量庞大、特性各异的挑战，兆瓦云提出边侧自治与云边协同的虚拟电厂分布式协同互动调度与运行控制技术体系，构建了云边协同互动灵活调度及分布式控制方法。

材料披露了关键性能数据：实现快速调频指令响应时延小于280毫秒（通信响应时延小于120毫秒，就地响应时延小于160毫秒）。该技术体系已在虚拟电厂实际运行中验证，研发的聚合管控装置解决了多重复杂因素下云边协同调控问题。

分布式能源遇拐点，虚拟电厂迎来新空间

材料第33至36页指出了分布式能源正面临的转折。《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》于2024年4月1日正式执行，在此之前电网尽量去促成交易和消纳，此后电网不再是完成消纳的唯一主体。分布式光伏的量和价都不再是绝对的保障，发还是弃都要以电网接纳能力、电网安全为前提，价格上要通过现货市场或跟本地电力用户、售电公司交易来决定。

这一变化带来并网难和投资模型不确定两大困境。河南省分布式光伏承载力与可开放容量发布平台显示，分布式新能源发展迅猛而传统电网管理保守滞后，红区在扩大。

虚拟电厂的应对思路是动态智能运营：将分布式光伏项目与工商业储能、可调负荷等资源联合优化运营，形成光伏+储能+负荷的自平衡单元，更大程度开放配电网新能源并网容量，穿越红黄区。材料最终给出了三个观点：虚拟电厂会成为新能源发展最好的伙伴，当前分布式能源发展危中有机，回归助力新能源发展的初心，虚拟电厂也许会开拓崭新的格局。

这组数据集中展示了兆瓦云虚拟电厂的实际运营规模。运营范围覆盖华北电网、河北南部电网、山西电网、山东电网、西北电网、浙江电网、广东电网（深圳供电局）、湖北电网等14个省或区域级电网系统，签约用户1000余户，签约容量达10GW。 从单个项目看，山西负荷聚合商规模最大，接入用户82户、并网容量3621.23MW；山西虚拟电厂+现货交易项目接入用户40户、并网容量2984.637MW；华北虚拟电厂接入用户43户、并网容量150.58MW；浙江虚拟电厂接入用户15户、并网容量60.5MW。 这些数据表明，兆瓦云不同于单纯的虚拟电厂软件提供商，而是下场实际运营的虚拟电厂技术运营公司，目前在聚合资源、业务省份、参与交易等领域居国内第一梯队。

材料第17至18页列出了欧洲主要虚拟电厂运营商的规模数据。Next-Kraftwerke以9016MW的电厂规模位居首位，e2m以3260MW紧随其后，Entelos Energie超过1000MW，GETEC在3000MW以上，MVV Energie为500MW，Sonnen为3.3MW。各公司在能源资源类型、平衡服务、直接销售、电力公司白标解决方案等业务类型上各有侧重。 其中Next-Kraftwerke是欧洲最大的虚拟电厂，截止2020年6月运营着13930个分布式能源单元，接入发电装机容量10613兆瓦，其发电能力相当于4座核电站。基于SAAS的模块化设计的系统，使VPP能够连接、监控和控制DER、用户和存储系统，以高频率和最精确的方式显示和记录当前输入和资产状态的实时信息。 这组数据反映出欧洲虚拟电厂以电源侧聚合为主的特点：单体规模大、聚合的分布式能源单元数量多，通过统一调控参与电力交易和电网灵活性服务获取收益。