随着我国风、光等新能源占比的快速提升，电力系统面临的安全运行压力也随之而来。虚拟电厂通过整合需求侧小微资源，对于提升新型电力系统灵活性、促进新能源消纳具有非消极作用，因此获得多方关注，甚至被某些机构冠以“拯救电荒”、“黑科技”的标签，并迅速升级为现象级“爆款”概念。其最终的原因在于当前形势下，多方主体利益诉求在虚拟电厂上找到了契合点。

  对于政府来说，虚拟电厂是保障电力安全供应、带动市场和产业高质量发展的关键抓手。对于电网企业来说，虚拟电厂具有支撑电网安全稳定运行，延缓电力投资的潜力；对于长期资金市场来说，虚拟电厂是继分布式光伏、氢能后又一吸引资金入场的绝佳概念；对于能源服务商来说，虚拟电厂是有前景的业务发展趋势，也是抢占客户资源的好题材。

  因此，多方面问题造成目前虚拟电厂概念火爆。但在多方追捧、光鲜亮丽外表下，是不是真的存在被忽略的问题，还需要冷静深思。

  在关注度大幅度的提高的背景下，山西、广东、山东等多地能源主管部门先后出台专项政策，产学研各界密集发声。但虚拟电厂从学术概念到当前进入落地实施阶段，从长远看，仍有关乎其健康发展的体系性宏观问题尚未得到一定效果解决。

  首先，概念内涵、功能形态未形成权威统一认识——“先规范，再发展”和“先发展，再规范”的十字路口如何抉择？

  在高热度下，政学产研各界均对虚拟电厂的概念内涵在各自的专业和立场上进行了解读。例如，山西省能源局发布的相关文件认为，虚拟电厂可以有负荷型、源网荷储一体等多种类型；学术界则倾向于认为虚拟电厂是一套技术管理系统；能源服业企业则基于业务拓展和抢占客户资源的考虑，倾向于编织虚拟电厂的大框，将综合能源服务等概念纳入其中。百家争鸣的现状虽然打开了虚拟电厂的发展思路，但概念内涵、功能形态是新生事物的“四梁八柱”，没有稳固统一的基本认识，后续围绕虚拟电厂设计其市场机制、并网管理等都将在各自的话语体系里生长，从而带来不必要的额外系统性成本。

  其次，虚拟电厂作为市场主体、并网调度主体，在电力市场、电网调度运行体系中的定位和责权利边界不明确，其商业经济价值和系统运行价值如何发掘？

  国家发改委、国家能源局于2021年底发布的新版两个细则，已将虚拟电厂认定为辅助服务市场主体、并网调度主体，相当于给予其在市场交易、系统调度运行中的合法“身份”，但是主体身份背后则是复杂的责权利设计，其责权利是否明确和对等，关乎虚拟电厂是否能与各类主体建立清晰的规则体系，直接决定了虚拟电厂能走多远。山东能源局现货市场规则虽对虚拟电厂责权利进行了专门表述，但仍处于框架阶段，还需要细化的论述，这是当前虚拟电厂责权利设计的普遍性问题。责权利的不明确会使资本方、运营商、电网企业对于在虚拟电厂的发展投入上有所保留。

  再次，技术标准体系不健全导致对“内”整合各类型小微资源、对“外”参与系统运行等多项问题。

  虚拟电厂的量测、通信、控制技术较为成熟，重点是技术体系的标准化。当前，虚拟电厂对内的建设标准不统一，导致成本高且存在信息安全风险。各类资源主体仍通过自有平台提供接口、安装采集控制设备等方式接入虚拟电厂，对其接口的开放配合意愿低，同时采集控制设备规约不一致，数据交互存在壁垒，难以建立多系统贯通的信息安全防护体系。对外是并网调度标准、规程不明确，导致并网调度难。大部分省份的能源主管机构均未出台适用于虚拟电厂的专门并网调度协议模板，并网调度依据不足，缺乏接入规范、调节能力要求、数据交互要求、补偿考核方式和计量结算要求等并网调度必备细则。

  首先，单纯以商业视角或技术视角去解构虚拟电厂过于片面，而应以“系统观念”置于能源电力绿色低碳、安全高效发展的大局中去认知虚拟电厂。

  虚拟电厂“是什么、具备什么特征”是决定其作为一类独立市场主体和并网主体的关键。一方面，如果只是商业性地将虚拟电厂过度泛化，与负荷集成商、需求响应等概念简单等同，不明确其作为一类新兴市场主体所应具备的独特技术特性，那么将毫无提出虚拟电厂的必要性。另一方面，如果仅从技术视角关注虚拟电厂具备什么样的调节性能，而对其作为一类主体的责权利无清晰界定，那么其将难以参与市场交易和系统运行。因此，需要对虚拟电厂的概念构建系统性认知：

  一是虚拟电厂对其聚合的各类用户来说是一种运营服务，对于电力系统来说是具备“类电厂”技术特性的特殊电厂。对内部用户来说，虚拟电厂是以贴合其生产需求为前提的资源管理，形式可以是各类能源服务，但核心是挖掘其用电曲线的潜在可调价值并博得收益。而对于电力系统来说，虚拟电厂具备超越一般聚合资源的类电厂技术特性，即调节能力而非提供电量，成为调峰调频等日渐稀缺的灵活性资源的可靠提供者，是体现其系统价值的重要方向。

  二是虚拟电厂的聚合对象应聚焦于电网难以直接调度的零散小微资源。当前点多面广的分布式资源的直接调度管理十分困难且成本高昂。因此，虚拟电厂的发展应该瞄准小微资源，扮演系统调度与用户的中间管理者角色，进行资源的整合、优化和调配，将使电力需求侧各类零散小微资源更好地在系统运行中发挥作用，同时获取合理收益。

  三是虚拟电厂承担系统平衡责任、接受电网调度，并逐步与常规电厂“同责同权”是发展趋势。虚拟电厂在响应系统需求获取收益的同时，承担与之匹配的系统平衡责任也是大势所趋，例如对于响应偏差的考核等。目前对虚拟电厂的偏差考核还比较宽松，比如华北调峰辅助服务市场中，对于火电厂偏差超过2%即需要考核，而对于虚拟电厂，这一数字是30%。

  其次，虚拟电厂所需的市场环境还处于建设推进阶段，其核心在于市场准入条件、责权利规则以及交易品种的设计，需要充分结合虚拟电厂的特性。

  虚拟电厂需要凭其核心能力即调节能力在市场博弈，其市场准入条件、交易品种以及对应规则将决定其收益空间，而目前这3个要素仅在华北、山西、山东、深圳等先行地区有着结合自己特色和实际的初步探索。

  一是虚拟电厂的主要市场盈利手段是其调节能力，应侧重于支撑系统短时间尺度平衡的相关市场。其核心作用不是发出电能量，而是调节能力。因此，参与系统日前、小时、分钟甚至秒级的交易品种（如现货、辅助服务），才是最大化系统价值的手段。例如，冀北的虚拟电厂参与调峰辅助服务市场，纳入调度平衡计划中，山西、山东则可参与现货市场。

  二是在虚拟电厂的市场准入标准上需要结合其类型，以及系统运行需求形成差异化的规定。虚拟电厂由于其聚合对象、技术条件参差不齐，在响应能力如调节速度、响应容量、调节时间上势必会有各自擅长的领域，例如以用户侧储能为主的虚拟电厂在调节速度上必然占有优势，进一步结合调峰、调频等各类场景的实际的需求，形成差异化的市场准入条件是合理方向，一刀切的最低准入标准规定并不利于虚拟电厂发展。

  三是当前适当放宽对虚拟电厂在响应偏差上的考核是可行之策，但逐步收紧也是必然趋势。虚拟电厂当前还是新兴事物且在市场中获取的收益有限，在偏差考核等责任考核上过于严苛会影响其发展。当前，各地对虚拟电厂的偏差考核较为松弛，这是正确的，但未来逐步收紧是大势所趋。

  要对内构建虚拟电厂的建设运营标准体系降成本，对外做好并网调度标准体系。虚拟电厂内部技术标准的不统一将抬高运营商的建设成本，应建立涵盖采集控制设备规约、平台接口等方面的统一标准体系，打通负荷设备、采集终端、虚拟电厂运营平台之间的交互壁垒。外部技术标准主要是虚拟电厂的并网运行标准，包括安全防护、并网技术规范、补偿考核方式和计量结算等，以服务虚拟电厂更好地参与电网运行。

  总的来说，虚拟电厂在我国还处于发展初期，一味地追捧概念、大干快上并不可取，甚至有可能适得其反。各方主体应冷静下来，立足我国基本国情、电力市场发展状况，于能源电力发展的大局进行“系统性”思考，抓住虚拟电厂调节能力这一核心特征，形成其概念内涵、形态特征的统一认识，加快完善其参与市场的相关机制，构建技术标准体系，促进虚拟电厂健康发展，助力新型能源体系和新型电力系统构建。

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