虚拟电厂政策专家纪要

调节能力目标：国家能源局4月11日发布的加快推进虚拟电厂发展指导意见提出，到2027年虚拟电厂调节能力要达到2000万千瓦，2030年达到5000万千瓦。这是按全国全年最大尖峰负荷一定比例预估得出，2024年全国尖峰负荷约14.5亿千瓦，2027年按1.5%比例计算，2030年按2.5%比例计算。不过电网内部做需求侧响应和虚拟电厂时，是按5%最大尖峰负荷预估调节能力，政策发文版相对保守。政策定位与功能侧重：虚拟电厂主要作用是调节，在不同区域有不同侧重点。在华南、华东，空调负荷占比高，约40%，夏季尖峰时使用较多；在西北和华北，因风电光伏接入多，出力波动加剧峰谷电价差，需虚拟电厂调节。虽然虚拟电厂可提供多种调节服务，但需求侧响应管理等商业模式较为保守，多为之前讲过的模式。 2、市场主体与商业模式 参与主体变化：此次政策明确鼓励能源企业、能源产业上下游企业，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发和运营管理。此前2021-2022年虚拟电厂概念火热时，参与主体主要有国内做电力且有信息化基础的大厂如东方电气等、传统做电力二次设备或信息系统的企业如南瑞等、以高校和创业团队为代表的创业型企业。但当时主要靠做平台赚钱，实际运营盈利模式不清晰。商业模式变革：政策文件提到的商业模式如节能服务、能源数据分析、碳交易、综合能源服务等较为传统，单独做较难盈利。此次政策关键在于建立健全虚拟电厂运行管理机制和参与电力市场机制。虚拟电厂进入电力市场，不仅可进入辅助服务市场，还能进入电能量市场，从而拥有长效盈利模式，如在辅助服务市场可参与调频、旋转备用等，在电能量市场可使分布式光伏和工商业储能变相进入市场，增加对虚拟电厂的需求。 3、支持政策与发展堵点 支持政策关键：支持政策结合“落实两新”，对虚拟电厂发展很重要。虚拟电厂概念和平台虽好，但实际运行与理想差距大，主要原因是设备端智能化水平不足，多数工商业用户负荷不可控、不可调，需进行设备更新、替代或改造。目前真正可用的负荷资源如数据中心空调、电动汽车充电桩较少。发展面临堵点：虚拟电厂由平台、硬件（负荷端硬件）、平台与电网沟通协议三部分组成，目前各部分均存在堵点。负荷端智能化水平不够，改造难度大且成本高，涉及用户意愿和成本分担问题；平台方面，不同类型企业各有优劣，且普遍存在调控能力有限问题；协议方面，电网与聚合商平台对接存在数据安全风险，各平台协议混乱；商业模式上，政策虽好，但进入电能量市场后费用传导、度量和落地存在问题。 4、盈利模式与市场机会 盈利模式分析：此前虚拟电厂盈利主要靠政府补贴和电网需求侧响应，但资金池小，如深圳一年补贴3000万-1亿，且部分年份无补贴。进入电力市场后，盈利模式改变，可通过参与电能量市场的现货市场和中长期市场套利，如广东长期市场电价差较大，现货市场波动大套利空间多。不过盈利情况受多种因素影响，如负荷贡献电量、市场价差等。聚合商成本主要在平台开发建设和运营维护，盈利从用电负荷抽成，一般抽20%-30%。市场参与主体： 未来虚拟电厂建设主体，民营资本可能先建平台，整合自身及周边负荷资源；五大六小可能依托售电公司代理商，利用其手中大用户资源开展业务。电网因调度角色关键，多作为管理机构，较少直接参与盈利。虚拟电厂盈利模式转变，新政策下市场参与主体各有机会，但也面临如用户改造意愿、市场规则落地等挑战。