轻点卷我，真的在学了
01
虚拟电厂定义
虚拟电厂的定义：虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。
虚拟电厂的功能定位：虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。
02
为什么要搞虚拟电厂
新能源装机发电量激增：截至2024年底，我国风电光伏装机规模达14.1亿千瓦、约占总装机的42%，年均装机增速（风电约20%、光伏约60%）远超同期火电（约4%）；发电量达1.83万亿千瓦时、约占全社会用电量的18.5%。预计到2030年，我国风电光伏总装机、发电量有望达26.2亿千瓦、3.57万亿千瓦时，分别占总装机、总发电量的49%、27%。
电源侧波动加剧：极热无风、极寒无光等极端天气频发，导致新能源出力的规律特征更加难以把握。
需求侧峰谷问题突出：空调等气象敏感型负荷、电动汽车等新型负荷大量并网，“尖峰化”和夏冬“双峰”更加突。电力系统面临负荷低谷时段新能源消纳难、尖峰负荷时段电力保供难的困境。
分布式电源出力不稳定：如6MW以下的分布式光伏全额上网，电网不具备调用此类分布式电源的能力，则只能在系统中为此类电源留出相应容量，导致系统容量资源浪费。
虚拟电厂能解决什么问题：
为什么是虚拟电厂：以需求侧资源开发利用补强电力系统调节能力，是应对供需双侧不确定性的有效途径。虚拟电厂能够将单体容量小、分布散的供需两侧资源“化零为整、聚沙成塔”，在电力供需平衡困难时实现高效率、成规模的快速响应，具有重要价值意义。
1）提高消纳：虚拟电厂可以引导其聚合的供需两侧各类资源与配电网运行有机协同，促进分布式新能源就地消纳。
2）系统平衡：虚拟电厂作为规模化的灵活性资源整体参与大电网调节，服务新能源大范围优化配置，助力系统平衡。
3）电网安全：虚拟电厂具备“类电厂”技术特性，是响应速度、精度更为突出的需求侧资源高级利用形式，能够在电力供需平衡困难时实现高效率、规模化精准响应，提升电力系统安全裕度，丰富电力安全保供手段。
03
新型电力主体辨析
分不清的新型主体：源网荷储一体化、虚拟电厂和微电网这三个概念放在一起乍眼一看，好像差不多。毕竟都是为了适应能源转型和新型电力系统的发展需求而产生的，都致力于将分布式能源更好地融入电力系统，提高其在能源结构中的占比，减少对传统化石能源的依赖。都把优化电力资源配置作为重要目标，实现电力资源在源、网、荷、储各个环节的合理分配和高效利用。都通过精准的负荷预测和电源调度，使电力的生产与消费在时间和空间上更加匹配，提高电力系统的整体运行效率。三类主体共同的作用和目标导致大家直接爆炸，根本分不清。但其实按大、中、小号可调节负荷/电源来理解就会好很多，下面我们试着分分看。
源网荷储一体化作为一种宏观的运行模式和理念，为虚拟电厂和微电网的发展提供了方向和政策环境，以及系统优化思路。
虚拟电厂可以作为源网荷储一体化的一种具体实现形式，通过整合分散的分布式能源资源和可调节负荷，参与电力市场交易和电网运行管理，实现源网荷储的协同优化。
微电网则可以理解为对负荷侧的一种寄生（储能，分布式光伏啥的设备得在人家厂区建），通过构建小型自治的电力系统，实现本地能源的高效利用和可靠供电，同时也可以与虚拟电厂进行互动，为虚拟电厂提供资源支持或接受虚拟电厂的调度管理。
04
应用场景及盈利点案例
大家看分析和定义性的东西也不少了，不在此赘述，直接上案例：
A虚拟电厂通过给客户安装智慧能源互动模块、协议转换模块、物联网三相智能电表、无相温湿度传感器和智能通信单元等设备（装一堆表，让用电设备实现柔性可调节。柔性可调节就是类似电磁炉，让负荷可以通过控制器调节1、2、3档出力），并将电锅炉和蓄热罐接入平台。
盈利点1：峰谷（现货）价差
蓄热罐作为储能装置，允许在电价低谷时段多制冷并存储热水，在电价高峰时段使用，实现错峰用电。
盈利点2：需求侧响应服务费（仅部分地区存在）
当电力供大于求时（例如春秋季节、节假日中午光伏大发时段），电力调度机构鼓励用电负荷增加用电量以平衡电力系统。作为回报，参与调控的负载获得服务费，称为填谷服务；反之则为削峰服务。
如某省电力中心于某日发布需求：在8月2日上午10点至下午3点期间，需填补1000兆瓦的填谷负荷。虚拟电厂接到指令后，自动分析其聚合的所有用电负载中哪些能在正常生产的基础上提高用电量。分析发现所聚合的用户中A公司具备参与能力。于是虚拟电厂向A公司运营系统发出邀约，A公司在无特殊情况下确认可参与。虚拟电厂平台随后向电力调度机构申报填谷，最终申报5兆瓦填谷负荷，以每度电0.8元的价格中标。填谷期间用电负荷提高5兆瓦，持续时间5小时（从上午10点到下午3点），
增加用电量计算为：5MW*5h=25MWh=25,000KWh；
填谷服务费为：25,000KWh*0.8元/KWh=20,000元。（虚拟电厂与A公司就这两万元服务费进行分成）
盈利点3：解决电源测消纳问题
假设虚拟电厂由售电公司主导搭建，由于售电公司用较低的电价签约了某电网节点下的部分用户，并通过智能化改造实现这些负荷的可调节功能。则在调度视角，此节点的供需实现了可调可控，那么就可以将这些用户和区域内部分新能源电站视为一个整体，让新能源电站应发尽发（反正发不出来的话就把虚拟电厂的整体负荷往下调调，实在发多了就把负荷往上抬抬。电网手里有枪，心里不慌~）从而获利。
05
售电公司的尽头
传统售电公司盈利模式：
1）低买高卖：把买电均价控制在合理范围内，通过零售侧与批发侧的价差获利；
2）套利：通过一定比例的持仓进行金融套利操作，也就是将规则允许的小幅度偏差（通常为10-20%）电量作为筹码进行中长期与现货（包括日前与实时）间的套利。
说到底，这两项盈利模式都是市场建设初期，先进入的玩家获得的阶段性的先发优势。熟读规则，了解市场，再加上说学逗唱就能在售电市场上分一杯羹。而到2025年的今天，经过市场的教育，发用两侧都能在规则层面扫盲，也都能简单判断价格走势，再加上更加严格回收机制和限价措施，让售电公司在交易层面苦不堪言，曾经在交易上（低买高卖统称为交易）的优势反而可能成为劣势。。
出去谈用户，发现用户比你还懂电力市场的时候是什么感受？是不是天塌了？
售电市场上的泥鳅：试想一下，如果所在区域内出现了一家售电公司代理的所有负荷皆可被调节（将用户聚合成了负荷侧虚拟电厂），那么，批发侧不仅电量偏差考核为零，而且只要价格预测相对准确，那么峰谷套利盈利的唯一上限就是代理电量的上限。在此情况下，这样的售电公司将给客户开出怎样的价格？能不能把其他家售电公司按在地上摩擦？用户会不会蜂拥而至的找他签约？
虚拟电厂+售电公司：
假设，某次中长期交易前，判断P中长期=0.5元/Kwh > P日前=0.4元/KWh，决定中长期尽量少买；但到了日前申报前，发现前面的判断错误，更大可能性的走势是P日前=0.6元/KWh。对于传统售电公司，此时只能顶着头皮买入高价位的日前电量，承担价差预测偏差带来的损失。而如果此时售电公司将用户聚合成了负荷类虚拟电厂，则可以通过定向的负荷调节，降低用电量，或者把这个时点的用电量转移到其它低价时刻，从而避免或者降低电价预测偏差带来的损失，甚至实现盈利。
再假设，如果某签约了一根直线一口价的高耗能企业未提前通知售电公司，在某高峰时段产能拉满，形成偏差呢？这个就不展开了，懂得都懂。
售电公司的版本答案：虚拟电厂本质上是售电公司在不确定环境下的确定性解。因为调节能力建设的成本高、与用户的分红还要削减盈利，虚拟电厂并不能保证售电公司的盈利最大化。但是，这种模式让售电公司固定住了盈利下限（可调节能力越高，盈利下限越高），并抬高了盈利上限（价格预测能力越高，盈利上限越高），锁定了部分收益。叠加各省限制售电公司盈利范围的政策频频出台，虚拟电厂无疑是售电公司可以看得见的版本答案之一。
总结
一直在讲综合能源服务才是售电公司的终极形态。载体可能叫法不同，但殊途同归本质上都是因为通过提高了系统调解能力进一步提高了电力系统的安全性和经济性而获得的收益。简单来说，谁听爸爸话，谁能解决爸爸的问题，谁就是好大儿，能拿到零花钱。至于跟不上咱们电力市场大家庭高质量发展步伐的小朋友，那只能标一个落后产能了，后面会发生什么你猜猜看？
所以其实新型电力主体走到今天，售电公司的版本答案已经出现，虽然很困难，但要是再不琢磨怎么和电网还有用户更深度的绑定估计就要被冲烂了。所以摆在大家面前的只有一条路：
加油卷亖同行，或者被同行卷亖。
