欧洲和美国虚拟电厂发展的原生动力分析

分析欧洲和北美的虚拟电厂发展路径和发展动力，发现有较为明显的差异：

欧洲虚拟电厂的发展是以“电力市场化+“高比例风光可再生能源”为特征，以分布式光伏入市交易为动力，更强调市场价格信号对电力需求调节，形成了以NK为代表的一批分布式发电集中交易+负荷参与灵活性调节服务的虚拟电厂。

而美国的虚拟电厂，更多的是受到能源安全政策的影响，以90年代初期的“需求侧响应”为基准，逐步发展出负荷侧资源聚合参与需求响应，并与市场逐步融合，形成“需求响应补贴+容量市场+部分辅助服务市场”的发展路径，而且受制于不同州县的电力市场放开程度，在“发配售一体化”的低水平市场上盈利模式可能受限于需求响应为主。

中国虚拟电厂发展路径不同于欧美

中国虚拟电厂的发展，一方面是每个省的电源结构不同，尤其是风光新能源的装机容量和发电量占比差异较大，导致短期市场价格变化率不同，所以对负荷侧资源的调节能力需求不同，这也是发改能源【2025】357号文中强调“因地制宜”原则的原因之一。

另一方面，中国虚拟电厂发展，一则受到美国“需求响应”的负荷侧资源管理思维影响，最早从90年代中后期开始，逐步形成了省-市两级的需求响应管理体系和补贴路径；二则同时参考欧洲电力市场化、欧洲统一电力市场、基于高比例风光新能源的市场化交易机制确立等的成功经验，探索负荷侧分散式资源集中参与中国电力市场化的路径。

中国虚拟电厂发展阶段划分

在此种情况下，我们可以从市场机制形成和市场参与者两个维度，对中国虚拟电厂的发展路径进行阶段的一种可能的划分：

从市场机制形成来说，非市场化的补贴模式，还是通过市场竞价确定补贴价格的“半市场化模式”，抑或是直接通过市场形成价格并撮合买卖双方的市场模式。

从市场参与者来说，主要看市场的包容程度，即买、卖、中介三方的数量和定位，尤其是考察电网公司与市场的关系。市场化程度越高的地方，市场本身越独立，电网公司越是市场的参与者。比如在成熟电力市场中，电网公司（比如输电网运营商TSO、配电网运营商DSO）一般是辅助服务的采购方。

阶段一，电网公司建设的用户邀约需求响应型虚拟电厂

省级电网公司最早在90年代中后期开始，建设需求响应管理平台，之后逐渐延展到用电信息采集系统平台（简称用采系统），形成了居民集抄+大用户负控集抄+需求响应三合一的用采系统。

从建设层级来看，2000～2020年，各省的用电信息采集系统，都逐步从地市层面，集中到了省-总部层面，基本形成了以省为单位的大系统。

2020年以后，基于上述用采系统，拓展出虚拟电厂应用的功能。

对一些省级电网公司来说，这个阶段的虚拟电厂是原有用采系统的一个功能模块，把负荷侧可调节资源以虚拟电厂的名义进行聚合，并拓展部分表后的负荷资源直接计量和控制。

在这个阶段，虚拟电厂平台建设成本（包含现场硬件投资）由电网公司承担，运营和补贴发放由电网公司负责，补贴资金的来自地方政府，直接动员电力用户参与并获得补贴。

所以某种意义上这是电网公司自己建设，用户直接参与的，需求响应业务驱动的虚拟电厂。

由于是在以省为单位的用电信息采集系统基础上发展的，所以基本上也是以省为单位建设，以市为单位进行补贴和响应的业务模式。

阶段二，聚合商邀约需求响应型的虚拟电厂

2020年之后，一方面是某些时段、某些地市出现了较为严重的缺电和限电（比如2022年夏季四川和成都的限电），对地方的电力保供管理能力提出了新的需求，推动地市政府和地市供电公司设立地市负荷管理中心，建设地市级虚拟电厂的建设。

另一方面是，由于负荷侧资源的表后特性，特别是与用户的生产生活用电行为密切相关，电网公司在表后业务的动员能力存在一定不足，所以需要发动更多中间商（比如负荷聚合商、售电公司）参与用户资源的动员。

大致在2022年以后，出现了省-地两级虚拟电厂，尤其是地市单独建设的虚拟电厂平台，并且开放第三方接入和参与。

从市场模式上看，依然是需求响应+补贴，建设方一般也是电力公司，但可能是地市电力公司，比如深圳供电局与深圳市政府，以深圳市负荷管理中心名义建设的深圳市虚拟电厂。

从市场参与者来看，鼓励各类负荷集成商参与，与用户分享补贴。

阶段三，市场化初期阶段的虚拟电厂

如果说阶段一、阶段二是需求响应业务驱动，主要以解决用电缺口时段的负荷侧“削峰”为主要目标，兼顾“填谷”。

那么阶段三的虚拟电厂业务，在上述目标之上，又增加了很多类似欧洲的特色，比如解决分布式光伏的集中入市交易问题，形成电源型虚拟电厂；解决负荷侧灵活性入市交易问题，形成负荷型虚拟电厂参与短期/现货市场问题；解决工商业储能和部分秒级响应负荷参与辅助服务市场的问题等。

也就是解决“入市”问题。

这个问题的答案，需要和阶段一、二所形成的业务模式、技术模式、发展路径进行融合，不可能完全重起炉灶。

所以发改能源【2025】357号文（及其各省细则）明确了不同的入市路径，既可以通过已经建好的“省级”虚拟电厂平台参与市场并获得需求响应补贴，该平台升级为与市场主体、交易中心和调度中心接轨的“新型电力负荷管理系统”。

也可以直接接入调度AGC/AVC/EMS系统并参与辅助服务市场交易。

在这个阶段，路径的探索就显得非常重要，既要结合需求响应和电能量短期市场，又要考虑电源型虚拟电厂和负荷型虚拟电厂如何参与市场；还要平衡好地市-省-区域-总部各级的政府-市场-电网关系；更要平衡好批发侧市场政策和零售侧政策（比如分时电价调整与需求响应、电力市场的关系）。

所以一是各省政策的特色不同，路径不同；二是不同的虚拟电厂政策背后的主导方、协调方、参与方不同，所形成政策文件基调、特色、差异不同；三是政策和市场随时会发生调整，某个政策的调整可能会对某些企业单一的业务模式造成重大影响，比如过去依赖某一政策形成的盈利模式一夜之间就会消失。

阶段四，市场化成熟阶段的虚拟电厂

随着市场化的深入，市场边界、规则、监管、信息都逐渐清晰化、透明化、固定化，各方的利益更多的通过市场和价格进行博弈，这时虚拟电厂参与市场的路径、产品、价格、盈利模式都逐步成熟。

成熟的市场带来更多的专业分工，也带来更多创新的机会和挑战。

期待越来越好。