随着高比例可再生能源的并网，需要更为灵活的负荷侧资源，以虚拟电厂的形式参与电网互动，来确保电网的安全稳定。

这是虚拟电厂未来的确定性价值。

【资料图】

用经济学的概念来看，大量可再生能源并网，是电力系统的波动性风险敞口，要对冲这些风险，需要有相应的手段，这种手段并非单一的，比如火电灵活性改造、源侧集中式储能、网侧储能等。

但是与可再生能源的高增长、高规模相比，是远远不够的。所以在技术上需要挖掘负荷侧的所有弹性资源，可能这是最大规模、最有效的对冲手段。

当然上面说的只是技术性问题，还涉及到经济性问题——谁来为风险买单？目前主要的买单者还是电网，电网只是风险的被动接受者，从自身的稳定角度去付费。

但是电网并非绿色电力的全部受益者，那么这个受益者到底如何界定？气候变化是一种巨大的外部性，这种外部性的损失与收益，如何变成每个主体可以为之付费的明确的权益？

这都不是电力行业能解决的问题。甚至不是碳市场能解决的问题。

所以，虚拟电厂就是在这种多重视角下，慢慢发展起来的一个物种。

就未来3-5年而言，虚拟电厂在中国，至少需要过三道关。

技术关

过去的电网，源-网-荷界限分明，有功潮流是单向的，大量的集中式电源（火电、水电、核电）具备强大的可控调节能力，所以电网是一种“自上而下”的计划-运行的方式，用发用电计划去平衡。

未来的电网，是界限较为模糊的，源侧大量风光并网，需要配置储能、并由传统电源提供运行支撑。所以某种程度上，电源也成为一种负荷。

而电网的另一端，在配网及负荷侧，大量的分布式电源、分布式储能、与灵活性负荷结合，每个用户电力系统都变成了纳电网，纳电网组成微电网，都是一个个自平衡的功率单元，在末端实现快速、实时的平衡（光伏出力的波动、负荷的波动），微电网与大电网采用“并网-双向潮流-弱交换”的模式。

这种平衡与交换机制，脱离于现有的电网调度体系之外，是一种：

“自下而上”的，非计划的，复杂自适应的体系。

这对大电网、配电网、微电网（乃至纳电网）来说，在技术架构和管理体系上，将是一种完全的重构。

打个不恰当的比喻：过去的电网，类似铁路的运行方式，每辆列车的起点、终点、现在的位置、方向、速度以及运载的客货信息，都是由铁路调度中心管理，提前计划，实时监控，调度员每一个命令，任何列车都必须无条件服从。

未来的电网，是一辆辆无人驾驶的汽车，连接到地面道路上（包括高速-对应输电网、城市快速路-对应城市配电网、城市普通路-对应中低压配电网），乘客要去哪里是很难预测的，路面情况是瞬息万变的。这时候，铁路的集中调度和运行计划管理模式是无法适应的。

需要滴滴+无人驾驶+交通大数据，去实现微观、动态的运力-出行需求的实时平衡。每一辆无人驾驶汽车，就是一个运力平衡单元。

那么，每个微电网能否像一辆无人驾驶汽车一样，做到有单就停，上车就走，识别乘客需求，自动到达目的地。并且在这个基础上构建一个新的运输体系。

我认为这是虚拟电厂的技术创新价值所在，也代表了电力行业的重大创新方向。

很有趣的一点，特斯拉的虚拟电厂，和特斯拉的无人驾驶，某种程度上的第一性原理是相通的。或者说，马斯克可能是：

用无人驾驶的逻辑，在重构智慧电力系统。

客户关

虚拟电厂需要解决客户接受度的问题。就像特斯拉的电动车，要解决价格和性能的平衡，让客户买单。

从目前的情况来看，虚拟电厂的最常见应用：负荷集成与响应，客户接受度和参与度都是很低的。

比如今年夏天电力供需缺口最大的几天，某地启动了需求响应机制，希望接入了虚拟电厂平台的电力用户，主动削峰。

从实际的效果来看，主动响应的签约客户，第一天可能有30%，第二天15%，第三天不到10%。

客户的参与度逐日下跌。

对客户来说，保证正常生产用电是刚需，其次才是绿色、经济这些需求。

那么让客户少用一度电（更严格的说，是让客户1小时内，削减1kW的负荷），需要补偿多少钱？

2019年，安徽一度电能产生的GDP，是16.19元。

这就是一度电的微减成本，或者是虚拟电厂的某种边际生产成本。

当然，虚拟电厂的实际边际生产成本，可能低于上述值。

因为企业的用电需求刚性是完全不同的，比如每家企业有一定数量的负荷，是随时可以中断的，其边际成本极低；还有一部分负荷，在提前计划并给予一定程度的补偿，是可以调节或者中断的。

我们认为，只有A类负荷，或者少量的B类负荷，其边际生产成本（或者补偿成本），大于或者等于所在地的度电产生单位GDP。

有一定数量的C和B类负荷（当然也包括分布式光伏、分布式储能）资源，是可以被挖掘出来，形成虚拟电厂的。

前提是，得有人去帮客户挖掘这些资源价值，并且解决客户信任、粘性等一系列问题。电网企业虽然在做这方面的工作，但是受制于体制机制，无法真正突破客户壁垒。

需要有“负荷集成商”这个角色，但是在目前虚拟电厂盈利模式匮乏的情况下，负荷集成商寥寥无几。更多的是售电公司、分布式光伏或分布式储能运营商“兼顾一下”而已。

所以更层次的问题是解决商业价值闭环的问题。

商业关

目前的需求响应补贴机制，次数少、补贴少，只是一种“应急机制”，以及“半市场”的政策性补贴，所以无法激活市场活力。

辅助服务市场，虽然可以形成“负荷集成参与调峰服务”的产品，并由电网集中进行采购，但是辅助服务市场目前并未与电能量市场完全打通，所以不少辅助服务市场的资金来源还是来自电力调度的安全运行成本。

严格意义上，这还是一种“半市场”的机制。电能量市场的成熟度，制约了辅助服务市场的水平。

另一方面，作为集中式批发市场的一部分，辅助服务市场并不适合大量中小型负荷集成商（或者虚拟电厂运营商）直接参与。

因为辅助服务市场对参与者的体量（比如资源池的规模）、可调节能力（响应速度）、技术要求（电网最希望的参与者是实时接受调度指令，以电厂的AGC方式参与）、商业模式（如何结算分成），都不支持大量的集成商直接进场交易。

对于占市场主导地位的中小型负荷集成商，它们未来的主战场，其实是场外的零售侧交易。

由于未来的纳电网-微电网-配电网-输电网，是一种“自下而上”的逐级平衡模式，那么微电网之间、乃至一定规模的配电网之间（比如园区配电网），都需要进行高频、小额、快速、多对多的电力电量交易。

现有的，适应“自上而下”平衡模式的，集中式的电力市场，在商业模式上也需要与未来“自下而上”的电力运行技术机制，进行适配。

所以需要一个二级的，零售侧市场去解决。

而在目前的电力市场建设模式下，零售侧市场举步维艰，比如大家关注的“隔墙售电”，就是零售侧市场的一种基础交易模式。

当然，这里不仅仅是建立一个市场，让大家来买卖这么简单。

比如确权问题：A发的一度光伏电，怎么能确定就卖给了隔壁的B，并且B用掉了？

现有的配电网计量、监测、控制、运行、调度、仿真，都无法在物理意义上，彻底解决上述问题。

更不用说交易频率小于15分钟（高频交易）、小额交易（最小颗粒度是1度电？还是0.0001W的负荷？），现有的交易技术架构也不支持零售侧业务。

可能，区块链能部分解决吧。至少我们需要新的市场机制，以及支持市场的底层信任机制和交易机制去解决上述的问题。

当然，问题就意味着创新的可能性。前提是保证市场公平、公正和公开。

总结

电网在高比例可再生能源并网后，将面临“两头受堵”的局面。

一头是集中式风光大量并网带来的大电网安全稳定问题，这个可以通过辅助服务市场+电网现有的调度体系优化去解决，也就是用传统的技术方式+市场化可以解决。这是大血管的问题。

另一头是分布式高渗透后，对配电网的安全稳定造成压力，这种压力是在毛细血管层面的，是现有的技术模式+市场无法解决的。电网试图把这个问题简化为“负荷集成商参与集中式辅助服务”去解决，事实上这是不现实的。

因为你没法用大血管手术，去解决全身毛细血管的硬化问题。

甚至在电网里，这都是两个专业的问题：

虚拟电厂平台建设，可能成为“调度部门”和“营销部门”的主导权矛盾。

而且负荷侧这一头的分布式高渗透，将从根本上改变现有电网的运行机制，实现“自下而上”的逐级发用平衡，客观上需要建立相应的市场机制、技术体制去适应。

我认为这才是新型电力系统的深意，也是电网变革的动力。

前景光明，路途艰辛，且行且珍惜。