12月初的“冰城”哈尔滨，气温已经达到了零下20摄氏度。
下午14时许，安徽一家充电桩企业的客户经理陆雨正陪同当地的充电站加盟商一起在南岗区考察电站选址。一般情况下，在经历前期背调与总部洽谈后，已经进入电站选址阶段的加盟商，通常会对即将投建的项目充满激情与期待，但这一次陆雨却遇到了一位十分“纠结”的客户。
在考察选址的过程中，这位加盟商依旧在言语间透露出了对各类风险的担忧，一会担心各类审批手续是否会过于繁琐，一会又担心电站建成后使用率过低。
面对加盟商的担忧，陆雨再次祭出“摆案例、讲政策”两大法宝，她找来了一个同城运营电站在11月份的财务流水向加盟商展示。“你看它整个11月六千多订单，每天平均充电流水就有8000多，一年就有近300万。”陆雨说。
与此同时，她还搬出了国家能源局综合司在11月25日发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿），其中提出，要推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。
“以后充电站就像是一个电力枢纽，属于很重要的基础设施，不光能给电动车充电，也能让电动车主通过你这儿卖电，所以充电站是越早建越好。”陆雨进一步表示。
01
虚拟电厂
充电站如何实现电动车反向卖电？
这需要利用V2G充电技术，所谓V2G是指汽车到电网，即让电动汽车反向电网馈电。“采用V2G技术的充电站，可以把电动车当成大号的充电宝，使其能为电网提供调峰、无功补偿等辅助服务”，陆雨告诉记者。
理想很美好，现实却较为骨感。
记者了解到，V2G技术目前在国内的发展还较为迟缓，造成这一情况的原因有很多，例如V2G技术会增加新能车的充放电次数，从而降低电池寿命；V2G模式的普及还需要专有的充电桩和汽车（支持双向充电技术）；微电网参与电力市场的交易机制也有待完善。
而在一众问题中，最重要的还是集中在电网侧层面。
广东一家上市能源企业的项目经理刘习辉向记者解释说，采用V2G技术的本意是为了调节电网负荷，提高电网运行效率，但从宏观上来看，新能源汽车的充放电本身就具有随机性，在没有统一的调度系统的情况下，V2G电站不但不能实现“削峰填谷”，反而会成为新的负担。
而想要充分发挥V2G技术的优势，就需要依靠虚拟电厂的建设。
记者注意到，早在2015年7月6日，国家发改委便下发了《关于促进智能电网发展的指导意见》，其中指出：“要推广区域性自动需求响应系统、智能小区、智能园区以及虚拟电厂定制化工程方案；加快电力需求侧管理平台建设，支持需求侧管理预测分析决策、信息发布、双向调度技术研究应用；探索灵活多样的市场化交易模式，建立健全需求响应工作机制和交易规则，鼓励用户参与需求响应，实现与电网协调互动。”
所谓虚拟电厂（Virtual Power Plant，简称VPP）是一种将分布式发电、需求侧响应和储能资源统一协调控制，响应电网调度指令的物联网技术。
记者了解到，在传统的能源供给体系中，用电和耗电大体上都是一致的，为了保障电网的运行平稳，电源侧必须根据负荷侧的消费情况，实时调节出力大小。
“电网的安全运行逻辑是用多少电发多少电，如果用电多了，发电不够，那就会造成停产限电，那发电多了用电少了，那就会给电网造成破坏。”刘习辉说。
在此背景下，虽然虚拟电厂的概念提出时间较早，但是由于早年间传统能源供给体系较为单一，虚拟电厂始终未能得到大展拳脚的空间，因此也长期停留在概念与试点阶段。
直到近年来，新能源装机占比的不断提升，才让虚拟电厂的概念再度受到市场的重视。
“多、散、小是分布式新能源的三大特点，此外，就算是集中式的大型电站，出力也具有随机和间歇性，通过虚拟电厂就能打破时空束缚，将一定区域内多个分散且可控的电源、储能以及负荷聚合，等效成一个可控电源，以此来实时协调管理电力系统。”刘习辉进一步解释说。
为了说明虚拟电厂如何起到“削峰填谷”的作用，他又向记者举例：“当电力市场供大于求时，虚拟电厂可以作为‘负电厂’，中断部分可控电源并网，提高用电负荷，增加电网的消纳能力，而当电力市场供小于求时，虚拟电厂又可作为‘正电厂’，聚合分布式电源、储能设施向电网供电。”
此外，虚拟电厂概念的再度走红，除了要解决新能源大规模并网给电力系统稳定运行带来的挑战外，还要满足电力消费场景日趋多元化的市场需求。
从用电侧来看，随着近年来储能设施、分布式光伏、智能用电设备以及新能源汽车及充电站等产品的全面普及，电力用户的角色从原来单纯的消费者变成了“产消者”。
“原先工商业可能只是单纯的电力消费者，装上了一套分布式光伏之后，那这位用户就多了一个生产者的身份，又或者装上一套独立的储能设施，这位用户又变成了电力辅助参与者，又比如V2G电站，车主在充电时是消费者，在卖电时又成了辅助参与者。”沪上一位新能源行业研究员马志告诉记者。
在刘习辉看来，如果说国家能源局在11月25日发布的《基本规则》是从顶层设计上明确了新兴能源主体的市场地位的话，那么虚拟电厂建设就是保障顶层设计落实的重要措施。
“通过虚拟电厂的建设，才能将广大的资源协调调度起来，实现最大程度地高效利用，既解决了电网运行稳定性问题，又提高了新能源消纳，这是我国构建新型能源供给体系的必经之路。”刘习辉说。
此外，记者还注意到，相比起火电灵活性改造，虚拟电厂也是解决当下新能源消纳问题较为经济性的手段。根据国家电网的测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂仅需投资500亿-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7。
根据记者不完全统计，截至2022年12月16日，国内已有北京、上海、广东、江苏、浙江及河北等地开展了虚拟电厂的项目试点。其中，北京在2022年6月颁布的《北京市“十四五”时期电力发展规划》中，首次将虚拟电厂的建设纳入电力发展规划，而深圳则在今年8月26日，建成了国内首个虚拟电厂管理中心。
02
商业模式
在2022年上半年，刘习辉曾在浙江省多地参与了虚拟电厂辅助电网试点项目的建设。
他告诉记者，当前国内虚拟电厂建设主要还是以负荷型为主。
据了解，根据聚合资源类型的不同，虚拟电厂通常可分为三大类，即负荷型、电源型以及源网荷储一体型，其中负荷型电厂通过聚合各类负荷侧资源，提供负荷侧参与调峰调频的辅助服务，而电源型即是通过将各类分布式能源聚合，向电力系统提供能量输出服务，混合型则是二者兼具。
“国内的虚拟电厂现在大多数基本由电网公司推进建设，由于负荷侧对于电网来说可控性更高，因此在建设上负荷型难度更低，比如通过将一个地区工商业用户的可控非生产设备聚合起来，像是空调、冰箱、饮水机等，在电力供应不足时，将空调温度统一上调1-3度，关掉不必要照明和冰箱，即不影响生产生活，又能改善电力系统运行的稳定性。”刘习辉表示。
曾参与过国网冀北虚拟电厂项目建设的板块龙头恒实科技（300513.SZ），曾在2022年6月22日接受投资者调研时，详细介绍过其虚拟电厂业务的运营模式，根据调研纪要披露，恒实科技虚拟电厂服务于多个相互依存的客户细分群体，这些客户可分为电网运营商、资源类客户，其中资源类客户又可分为分布式能源、负荷（对应大用户和小用户）、储能等。
“公司主要以项目实施方（对电网客户）及能源聚合商（对资源类客户）的身份参与虚拟电厂产业链。其中，公司以项目实施方的身份主要为电网客户建设虚拟电厂或相同类型的智慧能源综合服务平台，盈利模式为项目收入及后期维护收入。”恒实科技调研纪要中指出。
而在能源聚合服务方面，恒实科技表示，公司主要瞄准的是可控负荷类资源客户，通过聚合运营可控负荷形成资源池参与电力交易市场获得收益分成。
“可控负荷大体有两种：可中断负荷（一般指居民和特殊工业）和可平移负荷（可将用电高峰时期向后推移一段时间）。可控负荷的主要职责是参与电网调峰调频辅助服务和需求侧响应，从而获取一定经济补偿；能源聚合商则通过提供聚合服务、合同能源管理服务等一系列增值服务获取可控负荷主体的收益分成。”恒实科技进一步表示。
刘习辉认为，造成国内虚拟电厂建设类型单一的原因主要有两点，除了上述负荷侧对于电网可控性更高外，也离不开我国电力供应中短期偏紧的常态。“在我国的电力市场中，不够用是常态，所以需求侧响应调度的需求要大于电源侧，通过负荷侧的资源聚集能够更直接地减轻调控压力。”他告诉记者。
不过记者也注意到，目前国内也已经有源网荷储一体型的虚拟电厂顺利落地。
11月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行，华能集团在其官方微信公众号上表示，这是国内首套接入调度系统，并实时响应调节的虚拟电厂。
根据其官方公布的信息，该项目可通过管控平台，聚合浙江省内各地的分布式电源、新型储能、充换电站及楼宇空调等，采用秒级快速响应的协调控制技术，实时参与电网调峰调频，实现“源随荷动”向“源荷互动”转变。
据华能集团测算，当虚拟电厂可调容量达到30万千瓦时，其调节能力相当于42万千瓦传统燃煤机组，每年可促进新能源消纳23.3亿千瓦时，节省原煤98.2万吨，降低二氧化碳排放187万吨。
不过，在马志眼中，眼下国内的虚拟电厂建设还处在起步阶段，其中首要的问题仍在于市场机制的建设。
“目前国内的虚拟电厂商业模式，基本以为电网提供辅助服务赚取补贴为主，但以此来实现盈利并不是长久之计。”马志表示。
2021年7月9日，广州市工信厅在《广州市虚拟电厂实施细则》中提出，要通过开展需求响应实现削峰填谷，逐步形成约占广州市统调最高负荷 3%左右的需求响应能力，对参与响应的用户或聚合商给予补贴，削峰补贴最高5元/度，填谷补贴最高2元/度，具体补贴费用等于有效响应电量与补贴标准及响应系数相乘。
根据东北证券在2022年7月发表的一份研报中测算，按照实施细则中补贴标准，预计每年广东省虚拟电厂的收益空间有望达到294亿元；但若考虑日后退补的情况，参考广东电力现货交易试点的价格，预计每年广东省内虚拟电厂的收益空间约为83亿元。
但马志告诉记者，目前国内的虚拟电厂以邀约型服务为主，即电厂只能在接到电网的调度指令后，参与调峰调频方能获得补偿，且补偿价格多为固定，在此背景下，交易频次的不确定和固定价格限制了虚拟电厂的收益空间。
“现在各地的补偿标准，基本从容量的角度出发，比如某虚拟电厂接到了电网调度指令，随后按照调用的千瓦时数，乘以单价给予补偿，或者是按照调用次数来计费，比如这个月用了多少次，然后由电网直接给到虚拟电厂收益。”刘习辉也告诉记者。
然而对照欧美地区，较大的峰谷价差以及完善的电力市场机制，都为虚拟电厂的发展提供了更多经济性选择。
例如：根据德国的大型虚拟电厂聚合商Next Kraftwerke官网公布数据，在其被壳牌收购以前，该公司2020年全年营收就已达到5.95亿欧元，8179兆瓦的联网装机容量。
在刘习辉看来，虚拟电厂的大规模落地，需要一套电厂参与电力市场交易的完善机制。“虚拟电厂肯定需要按照类似实体电厂的模式，参与电力市场的交易，这种商业模式才能长久。”他说。
