作者 | 涂明
编辑 | 刘景丰

这个8月，一场六十年一遇的罕见旱灾席卷了我国长江流域。高温干旱之下，“浙江一天减少1亿立方水”的新闻登上热搜；重庆境内共51条河流断流、24座水库干涸，有网友调侃，连闻名遐迩的嘉陵江都被晒成了“嘉陵工”；四川情况同样危机，省内共15个地市严重受灾，迎来历史最少降水量。

对于水力发电占比极高的长江流域省份而言，极度缺水所引发的恶果之一，就是缺电。

受旱灾影响，中国长江流域的水力发电量近乎腰斩，浙江、上海等多地均用电紧张，纷纷出台有序用电政策。尤其是四川省，极度缺电下，四川只能选择大规模限制工业企业用电，让电于民。据统计，仅四川第一批拉闸限电的企业数量就多达50家，宁德时代、富士康、京东方等工厂均受影响。

如此大规模限电，让人恍惚回到了去年夏季——2021年，一场规模更大的限电潮席卷全国多省市。历史在重复，人们不禁疑惑，为什么电力缺口屡屡出现？限电的原因究竟是什么？难道就没有什么解决措施吗？

实际上，确实有一项技术，正因号称能解决“缺电限电”问题而迅速火爆，那就是虚拟电厂。通过聚合发电、储能、用电三侧资源，虚拟电厂能有效弥合电力供需矛盾，成为解决缺电问题“最经济”的手段。

那么，虚拟电厂对缺电问题的解决力度到底如何？社会关注虚拟电厂的原因又是什么？当观察的视角深入产业，这条赛道上的主要玩家都有哪些，市场的机会又会留给谁？

1.“大限电”下的能源矛盾

限电已如一朵乌云一般，悬在我国电力系统的颅顶之上，挥之不去。

去年，因“能耗双减”压力与燃煤价格高企而引发的全国限电潮余威犹在；今年，浙江、江苏、安徽等多地又纷纷因用电紧张而发布“有序用电”号召，部分铜加工等高耗能工厂因此受限停产，尤其是四川地区，更是因巨大的电力缺口而被迫发布紧急限电通知，要求省内大量工厂停止生产，让电于民。

基本上，所有导致限电的原因，都可以用一句话概括，那就是电力系统的供电能力跟不上日益高涨的用电需求，发电和用电的实时平衡难以维持，电网面临崩溃危险。

作为中国水力发电第一大户，四川的水电装机量在其总发电装机量中的占比接近80%，而火电仅有16%。一旦遭遇了像今年这种“六十年一遇极端高温天气”，四川就陷入来水偏枯的窘境。缺水就意味着缺电，当省内最大水电站“白鹤滩”被晒成了“白鹤难”，电力供应大幅削减便不可避免。这种情况下，占比极小的火电即使满发也难以对冲水电缺口。

除了发电量，还有用电量。今年，四川省有15个地市均迎来了历史同期“最高电力负荷”，高温拉满了四川人民的制冷需要。当电力供不应求，限电停产，忍痛甩掉多余负荷，就变成了四川唯一的出路。

那么，究竟有没有一种方法，能够突破类似于“缺水”的自然资源困境，保证社会的用电安全呢？

答案是肯定的，若想解决缺电难题，通常需要从两方面下手：一是在发电侧增加风光电出力，将电力来源多元化，风险均摊；另一方面则是在用电侧调节社会的用电时间，避免扎堆用电，削减用电高峰期的负荷量。

开源与节流相结合，既消纳掉风光电出力高峰时的产能，填补其出力低谷时的缺口，又转移好用电高峰时的社会需求，在发电与用电两侧“削峰填谷”，社会缺电的难题自然迎刃而解。

虽然风与光无处不在，取之不尽，用之不竭，但也依旧不稳定，波动性极强。所以，要想凭借风光电解决缺电难题，首先就需要增强风光电消纳并网能力。

用电侧调节能力同样如此，每家每户的用电习惯都不相同，各个工厂的生产计划也各有差异，若想通过调节社会用电时间来解决缺电难题，首要任务就是将这些分散的用电行为统筹起来。

在电力系统内部，这两件事情有一个共同的称谓，就是电力系统的灵活性改造。

顾名思义，所谓灵活性改造，就是灵活发电、灵活用电。它一般包含四种技术手段，分别是火电的灵活性改造、抽水蓄能、新型储能以及虚拟电厂。这些技术的核心，就是充分调动发电侧、储能和用电侧的资源，去适应风光电的波动性。

对于发电侧而言，这种适应就是让火电的发电量随着风光电出力的涨落而反向变化。风光发电多，火电出力就减少，反之则要增加。而火电的灵活性改造，正是强化火电可调节能力的关键技术。

过去的火电厂，如同一辆老旧的汽车，速度从0加到120迈需要很久，想从120迈刹到0同样不容易，无法应对突如其来的变化。而灵活性改造之后的火电厂，则相当于为汽车增加了顶配发动机，不论是启停还是加速减速，响应速度都会大大提升，自然更能适应风光电的波动性。

火电灵活性改造是发电侧的调整手段，而抽水蓄能和新型储能则属于储能的范畴。储能的工作原理十分简单，就是在用电低谷期或风光电出力高峰时，将电能转变成水的势能与化学能存起来，并在用电高峰期重新释放。在一存一放之间，风光电的波动性就能被很好的平复。

从帮助消纳风光电的角度来看，不论是储能还是火电的灵活性改造，效果都十分显著。然而，它们也都有着十分明显的缺陷。

比如储能，据中国科学院测算，抽水蓄能的成本通常为120~170万元/MWh，而磷酸锂铁等新型储能设备的成本则为150~230万元/MWh。火电灵活性改造的成本虽然要低一些，但其只能调节发电侧，对用电侧的干涉能力为0，功能同样有限。

对比之下，虚拟电厂技术正因成本低、性价比高，可同时调节发电、储能、用电三侧资源而备受追捧。

2.“限电概念”催热虚拟电厂

所谓虚拟电厂，是一套由算法构成的电力控制平台。它虽然没有发电机组，但对电网而言，却与实际的电厂没什么两样。

据华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利介绍，虚拟电厂之所以能“以假乱真”，关键在于它出色的“调峰调频”能力，即通过调节发电、储能乃至用电设备运转情况，维持网上电力的供需平衡，从而保证电网电频稳定。

具体来讲，虚拟电厂的能力体现在两个方面，一个是预测，即预测风光电的消纳需求、社会用电需求以及其所控资源的调节能力；另一个则是调控，即命令其所控资源去配合风光电的消纳，响应电网调度。

通过算法，它可以调控传统的发电侧和储能侧资源，比如火电、化学电池，在风光电出力高峰期压低火力发电产能，促使社会多用风光电，多储能，并且在风光电出力低谷期调高火电的发电量，填补风光电不足带来的电力缺口；

它还可以调控用电侧资源，比如工厂、楼宇、电动汽车，引导这些用电大户避开传统的社会用电高峰期，减轻电网在尖峰时刻的供电压力，同时调动它们迎合风光电的发电轨迹。

总之一句话，虚拟电厂的功用，就是通过其算法能力，在发电与用电两侧“削峰填谷”。

对虚拟电厂而言，当前因缺电而面临的所有困境，几乎都可以在“削峰填谷”的框架下找到相应解法。因此，当限电潮不断来袭，社会对虚拟电厂技术的关注与日俱增，这种社会热度在二级市场表现尤甚。

4月29日，一家此前并不为人所熟知的公司登陆深交所。上市当天，该公司股价暴涨41%，从45.13元的发行价上涨至63.05元。此后涨势继续，截至8月12日，报收94.31元，已经较发行价翻了一倍。该企业迅速在二级市场走红。

这家公司便是国能日新，虚拟电厂正是其主营业务。

在此之前，绝大多数人对虚拟电厂的概念一无所知，甚至某些二级市场交易平台也从未涉及过相关的概念板块。但该企业的走红，一时引来大量证券机构关注虚拟电厂概念。7月中旬，东北证券与中金研究院先后发布虚拟电厂相关研报，而后，虚拟电厂成为各大投资论坛里的热门话题。7月29日，从未开设过虚拟电厂板块的同花顺专门新增相关板块，一度涨势惊人。

4月27日至今，虚拟电厂万得指数的变化趋势

虚拟电厂爆发，首先来源于限电下的需求。多位业内人士向「甲子光年」表示，去年因“能耗双减”压力与燃煤价格高企而引发的全国限电潮让业内意识到限电这一问题，而今年的高温、干旱天气也同样引发了四川等地出现限电情况，这些现象都倒逼着社会加大对虚拟电厂的需求。正如股民在投资论坛上的留言：“虚拟电厂火热背后，是‘限电概念’在集中爆发”。

其次是政策支持。

今年初，发改委与能源局联合发布了《“十四五”现代能源体系规划》一文，明确支持虚拟电厂示范项目落地、普及。自此以后，地方与虚拟电厂相关的支持性政策纷纷落地。

比如深圳，6月13日，该市发文称，计划到2025年前，在深圳市将建成具备GW级（10亿瓦特）可调能力的虚拟电厂，能进行最大负荷5%左右的稳定调节。紧接着，6月23日，山西省能源局印发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》一文，成为我国内首份省级虚拟电厂运营管理文件。

此外，天津、北京、上海等10余省市也相继发布的“十四五”能源电力发展规划及碳达峰实施方案，均对发展虚拟电厂提出明确要求。

各地区对虚拟电厂的重视程度之所以如此之高，关键就在于虚拟电厂的两大特性，一个是成本低，经济性强，另一个则是可以调节发电、储能、负荷三侧资源，“综合实力”亮眼。

就成本而言，据国家电网测算，如果想通过新建火电机组、抽水蓄能以及新型储能设备来实现电力系统的“削峰填谷”，仅满足5%的峰值负荷就需要投资4000亿元人民币。

对比之下，如果通过建设虚拟电厂来达成同等效果，代价要低得多。据王永利介绍，哪怕算上建设、运营、激励等全部环节，建一座可满足尖峰时刻调节需要的虚拟电厂，也仅需500~600亿元，成本约为兴建实体电厂的1/7~1/5。

经济性是虚拟电厂相对其他能源调节方式的最显著特点，而社会不断增长的可再生能源发展目标，则为虚拟电厂提供了充足的发展空间。根据国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，我国可再生能源年发电量将达到3.3万亿千瓦时左右，较2020年实现风光发电量翻倍。

“风光电的社会需求越大，虚拟电厂的市场空间越高。”虚拟电厂技术服务商兆瓦云的合伙人何宇俊博士说。何宇俊曾服务于法国电力集团，他告诉「甲子光年」，“通过促进风光电消纳、响应电网的调度需要，虚拟电厂可以获得可观的辅助服务收益，按国际惯例，其总量至少是全社会总电费的3%以上。”

那么，全社会总电费的3%，究竟能造就一个多大的市场？何宇俊表示，“去年全国的发电量是8万亿度，按每度电有7毛钱成本计算，3%的比例将至少成就一个千亿级市场，这还只是底线，如果能算上容量市场的发展空间，虚拟电厂的前景将非常巨大。”

他提到的电力辅助服务，服务对象主要是电网系统，核心是帮助电网维持稳定与安全，促进多元电力并网。在过去，由辅助服务而产生的收益并不高，最多只占全社会总电费的1.5%，且服务提供者主要是发电厂，虚拟电厂这样的主体并没有太多机会参与。

转变发生在2021年底，根据国家能源局发布的《电力辅助服务管理办法》一文，全国电力辅助服务费用应较此前翻至少一倍，达到3%以上，且重点鼓励服务提供者“多元化”。市场空间空前增大，虚拟电厂赛道因此焕发新生。

当下，已经有不少省市开始响应能源局的号召。过去，在华北电网覆盖区域，抵消新能源发电的波动性、帮助新能源消纳的任务主要靠火电厂，而今年，虚拟电厂将与火电厂“同台竞技”，共同参与新能源消纳，分享补贴费用。

此外，一些省份也为虚拟电厂的发展提供了高额补贴。如江苏，其补贴额度为4元/度，即当虚拟电厂通过调动用电侧资源响应电网调度，每调节1度电，即可获得4元补贴。在广东，这个补贴的价格为高峰期5元/度，低谷期2元/度。

3.赛道兴起，三类玩家涌现

当市场空间充裕，一个新的千亿级赛道开始发力向前。在这个赛道中，各类背景不同、目标不同的玩家纷纷涌现。

开发分布式储能产品以及虚拟电厂平台的初创企业零探智能就是其中之一。其CEO陈烨然向「甲子光年」介绍，在当下的虚拟电厂赛道，主要玩家有三类，即两网（国家电网和南方电网）、发电集团，以及从事电力系统智能化的服务提供商。

三类玩家中，两网作为电力调度的主导者，是虚拟电厂发展的绝对核心，不论是提供辅助服务还是作为独立的电源并入电网，虚拟电厂都要在电网的框架之下运营。

王永利介绍，在我国，电网不仅是虚拟电厂行业的裁判员，同时也是运动员。我国最典型的一批虚拟电厂试点工程就是在两网的子公司主持下完成的，如国网冀北电力有限公司主持的泛在电力物联网虚拟电厂示范工程，以及南方电网科学研究院参与研发的网地一体虚拟电厂运营管理平台等。

全国首套自动化虚拟电厂系统在深圳变电站试运行（图片来源：深圳新闻网）

发电集团更是虚拟电厂发展中的“积极分子”。对于本小利薄的中小发电厂而言，通过响应虚拟电厂调度来获得补贴，是其参与其中的主要动力。而对于五大发电集团来说，补贴的收益或许不值一提，通过布局虚拟电厂来强化未来在新能源市场中的话语权才是其用意所在。

如国家电投集团在江苏、山东、深圳的子公司，就曾在今年先后展开虚拟电厂的落地调度试验。其中，由国电投深圳能源发展有限公司部署的虚拟电厂，已通过参与广东电力现货市场交易而获得盈利，成为我国首个虚拟电厂参与电力现货市场盈利的案例。未来，配合其在新能源发电侧的布局，发电集团在风光电领域的影响力将十分可观。

至于电力系统智能化的服务提供商，目前参与虚拟电厂的模式主要有两类，一类是针对用户侧，在提供分布式光储硬件设备的同时，配套提供虚拟电厂软件服务，帮助用户提升能源使用效率，比如零探智能；另一类则是围绕电网系统，通过协调其所服务的工厂、楼宇用电状况，响应电网调度，来获取收益，比如兆瓦云。

兆瓦云是目前国内签约容量较大的民营虚拟电厂运营方之一。前文提到，虚拟电厂的主要功能就是聚合发电、储能、用电三侧资源。要想具备这种统合能力，关键在于对整个电力系统，即源-网-荷-储运行数据的分析与整合。

基于数据驱动，虚拟电厂能够建立起一套支持电网可调节能力的数学分析模型，在用电侧拟合出适应新能源出力的负荷曲线，以此作为电力资源调度的基础。

一般而言，虚拟电厂掌握、分析的数据包括风光电出力数据、传统电厂发电机组运行情况以及用户负荷工作情况三类，核心算法分为预测与控制两种。其基本逻辑就是，基于对发/用电机组可参与调节能力和调节需求的预测，提供可调节资源的最优调控指令。

兆瓦云CEO刘沅昆博士介绍，兆瓦云对负荷设备的调度是以不影响用户的主要生产工作为前提进行的，因而其可以调控的负荷，也分为直接可控和概率可控两种。

“我们直接可控的单元在10%以上，可以直接命令设备启停；概率可控的占比则接近90%，主要是对用电单元的响应能力与潜力做预测。”因此，其报给电网的需求侧响应能力，只是一个相对精准的值，存在一定波动空间。

随着虚拟电厂算法的迭代升级以及其所控负荷容量的增加，虚拟电厂对需求侧响应能力的掌握和预测能力都会愈发精准。理论上，虚拟电厂的签约容量越大，其调控能力就越强。对此，陈烨然的判断是，“可控负荷多寡将成为未来虚拟电厂的核心竞争力，在负荷为王的时代，没有负荷，算法再强也无用武之地。”

从中国的现实来看，目前虚拟电厂已实现的负荷场景包括蓄热（电锅炉）、蓄冷（冷库）、商业楼宇（主要为中央空调与照明）、换电站、矿业、景区、大型工业负荷、储能等十数种场景。

不同的虚拟电厂玩家，其盈利模式也有所不同。何宇俊告诉「甲子光年」，目前虚拟电厂的盈利模式主要有三种：

第一种是通过响应电网的调度，为电网提供削峰填谷的辅助服务，赚取电网收益。我国首个虚拟电厂示范项目“国网冀北电力泛在电力物联网虚拟电厂示范工程”，在早期就采用这一模式；

第二种是凭借电的峰谷差价，参与能量市场套利，即帮助用户在用电低谷时储电，并在用电高峰期时反哺电网，赚取发电费用。国家电投集团在深圳部署的虚拟电厂，就是虚拟电厂通过参与电力现货市场交易获利的首例；

第三种则是优化用户的能源使用模型，降低用户容量电费，提高储能与用电设施的使用效率，由用户支付服务费用。目前，许多民营企业在运营虚拟电厂时都会采取这种模式。

在未来，同时玩转多种盈利模式，会成为虚拟电厂企业进化的方向。

4.虚拟电厂的壁垒是负荷

当下，虚拟电厂已迎来了发展的高峰期，社会热度前所未有，但距离真正落地，依旧长路漫漫。

王永利介绍，虚拟电厂的发展可分为邀约型、市场型和自主调度型三个阶段，每个阶段的演进，都要伴随着制度、技术的全方位升级。

邀约型是虚拟电厂最早期的阶段，顾名思义，主要以政府和调度部门邀请各方参与为主，多为试点，其控制手段初级，尚不具备市场交易模型。目前，我国现有虚拟电厂项目就以第一阶段为主。

对这个阶段的虚拟电厂运营模式，陈烨然打趣地形容：“本质就是‘打电话’，通过监控发电、储能以及负荷设备的使用情况，及时将发电曲线与负荷曲线的变化告诉有关部门，供其参考，依靠人工手段协调调度。”

区别于邀约型，市场型虚拟电厂可参与各类型的市场交易，能基本实现各类资源的优化和调度，国网冀北泛在电力物联网虚拟电厂示范工程就处在这一发展阶段。从技术的角度看，虚拟电厂的初创企业，如兆瓦云和零探智能，也都处在这一阶段。

何宇俊认为，从邀约型向市场型突破有两个核心难点，一是技术升级，即算法模型的完善；二是拓客，即扩充签约容量池。相比于单纯的技术问题，如何吸引用户参与虚拟电厂交易，如何获取用户信任，并使之接受虚拟电厂的调度显然更加困难。

当下，不论是发电侧还是用电侧，其参与虚拟电厂调节的积极性都不高。

对于发电厂而言，“发电量才是印钞机”的传统思维还没有完全转变，通过增加自身发电量来获得收益依旧是首选项。尤其是营收动辄高达百亿的大型发电集团，参与虚拟电厂调度而产生的百万、千万级利润还并不足以吸引其躬身入局。

利润薄的问题同样困扰着用电侧。据了解，在华北地区，如果虚拟电厂的平均日响应量能达到60MW时，那它获取的平均日收益应当在2500元左右，而国内目前绝大多数虚拟电厂的日响应能力，均在100MW上下。很明显，对于大型工厂而言，单日百元、千元级的收益，吸引力并不明显。

冀北虚拟电厂是中国首个虚拟电厂落地项目，代表国内先进水平，其运营收益也同样有限。「甲子光年」获悉，冀北虚拟电厂的建设投资约为3000万元，在2021年，其参与调峰调频的频率大概为每年5-6次，实现的运营商和用户收益约为600余万元。

在跟「甲子光年」交流时，陈烨然也表示，零探智能虚拟电厂项目，目前也多是在为客户提供储能服务时的增值服务，“我们有一个工厂客户上了虚拟电厂项目，在平时生产中主要是配合电价的峰谷差，帮助节约电费；在限电时，则通过储能动态增容来保证工厂的稳定生产。只有在保证工厂正常运作的前提下，才能去调动储能参与电力市场的需求响应，客户对这部分服务的关心程度有限。”

除了利润薄，客户之所以不用虚拟电厂，还因为对其安全性缺乏信任。据某智慧电源设备龙头企业的副总经理马化云（化名）介绍，当其公司在试图调节用户的生产设备使用时间时，用户总是非常警惕，“对用户来说，植入一个能直接控制设备运行情况的系统，无异于将要害暴露给别人。”

对于信任问题，兆瓦云给出的解决方案是“基于用户的用电数据，对其负荷资源进行‘分解辩识’，区分出可控容量与不可控容量，并仅对可控容量部分进行调控，以此保证用户的正常用电行为。”

虚拟电厂是一片太蓝的海，有太多的市场空间有待发掘，也有太多的难题亟需解决。那么，在这个新兴赛道中，什么样的企业最容易跑出来？是居于产业核心地位的两网，还是掌握大量发电资源的发电集团，亦或是拥有某些特质的其他企业？

就目前的市场状况来看，两网与发电集团优势最大。

刘沅昆告诉「甲子光年」，“目前，全国真正懂虚拟电厂、能做进去的人并不多，很多省份的参与者都是个位数”。即使这个数量下，多数还是国企央企下的项目，产业目前依旧以政府为主导。“我们平时去拜访客户，基本就没有碰到像兆瓦云这样的民营创业公司。”刘沅昆说。

兆瓦云虚拟电厂平台的运营界面

但这种状态并非会长期持续。国网某调度部门员工夏宏逸（化名）告诉「甲子光年」，当下由两网主导的虚拟电厂，其主要任务是树立标杆、做好示范，尝试各种调节与运行模式，保证虚拟电厂与电网合作的安全性。

从政策来讲，根据我国电力体制改革的一贯精神，“主辅分离”是必然趋势，而虚拟电厂作为辅助服务的一部分，很可能不会被两网直接掌握。这意味着，随着赛道逐渐成熟，未来，虚拟电厂的经营权还是会从两网手中剥离出来。

而对于发电集团，王永利认为，从掌握发电资源的角度来说，其确实具备天然的竞争优势，但发展虚拟电厂所需的信息化与智能化技术并非传统发电集团的强项，这部分的市场还留有博弈空间。对此，刘沅昆表示“很多发电集团参与虚拟电厂建设，都会与一些具有虚拟电厂技术的企业合作，这种模式的下的发展速度要比单打独斗快得多。”

在刘沅昆的判断中，未来，虚拟电厂的活力在于民营企业，“虚拟电厂最主要的竞争力在于签约容量，就是你能掌握多少负荷。而中国的负荷分散在工厂、楼宇、居民手中，想统合它们，必须要有更灵活的经营模式，民营企业无疑更有机会”。

“在虚拟电厂领域，初创企业只拥有数字化能力是不够的，用纯粹的互联网思维做能源，一定会很难受。”按陈烨然的说法，未来能在虚拟电厂赛道脱颖而出的企业，首先要懂电，理解电网的运作逻辑，同时还要懂硬件，熟悉用户的负荷情况，最好是软硬一体的服务，否则只做软件，就会面临缺乏数据或硬件数据难以提取利用的问题。

或许，随着赛道的发展，未来的虚拟电厂会形成以电网调度需求为核心，发电集团、具备国资背景的能源数字化企业，以及民营企业三足鼎立的市场格局。发电集团以及能源数字化领域的国家队，或将共享发电侧资源这块蛋糕，而广袤的负荷侧市场，如工厂、楼宇、充电桩以及新能源汽车，则会由民营企业来运营。

当虚拟电厂的发展走向成熟，风光电的消纳将不再是难题，每一度电都会被充分的调度、利用，做到真正的用电有序。而到了那个时刻，如去年缺煤、今年缺水而引发的限电潮，将不再轻易发生。

让我们期待那样一个未来。