虚拟电厂是电力能源行业的新兴技术和组织形式，与新能源相伴而生。但通常意义上，行业内以补充大电网灵活性资源容量，来框定虚拟电厂的实际功能和业务范围。在我国“双碳”目标下，从电力系统规划和安全运行的角度，新能源的大量接入会冲击系统能量动态平衡，在可预见的一段时间内，电网灵活性资源都会存在结构性缺口。从这个角度来看，虚拟电厂因其数字化、轻资产的特性，确实前景广阔。但从虚拟电厂行业自身发展的角度，如果单纯服务电网，等待政策支持，很难独立成长。特别在行业发展初期，各种政策正在推进完善，虚拟电厂的商业模式是什么、服务对象有哪些等，都是迫切需要回答的现实问题。
分布式光伏发展遇“拐点”
分布式光伏与集中式光伏，对于实现“双碳”目标都具有重要作用。我国正在加速推进能源转型，新能源、特别是分布式新能源发电正在融入传统电力体系。相较于集中式，分布式长期以来不承担辅助服务分摊责任，拥有固定上网电价，电量被保障消纳，在“权责利”对等的体系下，显得颇受“关照”。但随着分布式光伏的快速发展，截至2023年底，我国分布式光伏累计装机已经突破250GW，占光伏总装机超过40%。单以容量计，完全可以列为系统的主力电源，因此也应承担起更多责任。《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》自2024年4月1日起实行，明确了交易、并网等新要求，分布式光伏遇到了“成长的烦恼”。分布式光伏，特别是其中的户用类型，正面临两个显著的发展“痛点”：其一是因电网承载能力不足，即“红区”“黄区”不断扩大，投资和并网接入受到限制;其二是分布式光伏预期将进入电力市场，收益即将发生变化，投资风险增大。分布式光伏发展关乎国家新能源发展大计，引起社会各界的广泛关注，相关政策陆续出台，对技术解决方案的需求也更加迫切。
虚拟电厂将成分布式资产“好伙伴”
除了分布式光伏之外，分布式能源资产最重要的就是电池储能，经过多年发展，电池储能的成本已经下降了一个数量级，在部分省份具备了大面积推广的经济条件。虚拟电厂最早以用户负荷为切入点发展起来，已经与负荷深度结合。分布式光伏、工商业储能、各种用电负荷，三者作为分布式能源资产，已经具备了统一调配、统一优化运营的现实基础。
主网调峰能力不足，有抽水蓄能、火电等不同资源，但解决配电网的技术方案却相对较少。配电网不会一味地满足分布式光伏的全电量消纳，否则电网投资巨大，且设备利用率低。当前“弃光”和“红黄区”等政策，对分布式光伏的疏导作用有限，可能造成投资“大起大落”。
过去分布式光伏是“旱涝保收”，随着政策环境变化，分布式光伏需从传统的工程项目投资建设向资产运营方向转变，虚拟电厂技术则可以赋能分布式光伏“智慧运营”。因其数字化赋能、轻资产运营的特征，以虚拟电厂为组织形式，运营分布式能源资产，可有效解决配电网各种治理问题，通过先进的预测、优化和控制，各类型分布式能源资产联合体，可与电网技术要求、电力交易实现更好的互动协同。
具体来说，针对并网难，红、黄区扩大，虚拟电厂可以组合光伏+储能+负荷，构成动态自平衡单元，更大程度获得配电网新能源并网容量，穿越“红黄区”，为分布式光伏创造更多投资机会。针对分布式光伏进入电力市场的趋势，虚拟电厂可将分布式光伏与工商业储能、可调负荷等资源联合优化运营，针对电价变化，平移光伏发电，对冲市场风险，保障分布式光伏项目收益。
虚拟电厂在国内落地前景广阔
虚拟电厂在世界各个国家的发展大相径庭，因为不同的市场环境、能源结构、资源禀赋，呈现出不同的内涵。如果要提炼最大公约数，那虚拟电厂的共同表象是数字化技术，但其内在核心是优化模型、预测算法和控制策略。
我国虚拟电厂发展最早由电网公司主导，以“示范、试点”的性质为主。随后，各地区出台了相应的可进行交易的品种，比如辅助服务、需求侧响应、以及部分省份的现货，此时各类主体也纷纷入局。解决大电网的调节需求，目前也成为虚拟电厂应用的主要路径。针对分布式光伏等在配电网遇到的困境，虚拟电厂同样应该有所作为，也是虚拟电厂正在发展的增量业务。前者重在参与电力市场交易，响应电网调度，可以理解为对系统发挥“电厂”功能;后者重资产运营、兼顾投资收益，可支持优化分布式新能源的发展。中国的新能源增速和增量均领跑全球，作为相伴而生的虚拟电厂，回归直接服务新能源的“本心”，反而会开拓出崭新局面，也一定会探索出优于欧美的商业模式。
