虚拟电厂专家交流：把资产通过通信手段来调节，国内刚起步

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虚拟电厂，就是聚合各地灵活资源，优化资源后输出调度电力。之所以叫虚拟，是因为要模拟真实电厂的作用，就是调度。三级调控架构：第一个是连接最大的发电，比如火电。第二个是下面是充电桩、分布式等可以调度的资源。第三是自己方面的资源整合，参与电力市场获得收益，电力能量买卖电比如中长期，还有容量市场、辅助服务市场。 

一、市场空间和国内参与者
辅助市场总电费3%规模，欧美成功经验容量也是辅助服务，10%的整个电力市场份额，大概100亿规模，2030年千亿/年的市场规模。
从试点到运营，现在是运营的阶段。2018年办公楼宇空调控制，华北辅助调峰，华东用户侧辅助服务出来，近半年辅助市场虚拟电厂陆续出来。参与者更多是地方能源集团为主，也有民营企业。 

二、和储能发挥的作用比较
虚拟电厂是把既有的资产通过通信手段调节，偏向服务，储能是资产类开发。 

三、海外玩家
以北美澳洲为主，和中国类似，用户资源调节工具参与辅助服务市场，注重用户侧。欧盟更早，很多虚拟电厂在发电侧。但是目标都是类似，聚合资源满足调度系统。
国外公司比较出名的是特斯拉，自己的车、储能和分布式光伏，虚拟电厂从学术内带出行业。全球最大的是德国的NK，被壳牌收购，德国10GW聚合资源，辅助服务市场10%份额。

 四、行业发展阶段

国内刚刚起步，百MW的规模，还没出现GW级别，行业大概从最开始阶段到陆续2023-2026快速发展，2040终局，现在是早期入场阶段。

1、收入更多来自辅助服务，有多少容量、规模，可以交易的有多少？
现货交易市场更大，辅助服务的设计原则是谁收益谁买单。华北风电市场面对得更多的是消纳问题，最终调节满足风电企业。广东夏季用电紧张，真正下游用户享受平稳电能。同时，供给大用户会获益，不同区域和能源结构以及调节需求的受益方会不同。
广东盘子去年10几亿，华北每年5亿的调节量，辅助市场总盘子是百亿，5-10亿乘以全国几个省就是总共的规模，但是后面会放大。

 2、商业模式和盈利情况（下游用户分成，怎么分配）？
商业模式是分成盈利，比如广东半年期市场一年收入接近上千万，一般的百万级别，华北最大的能赚到千万收入。分成这一块比较混乱，有的用户可能分到5-5（用户不知道运营商拿到7，用户3）。市场是新市场，不是很透明。
3、单瓦利润？
需求侧相应（只是用户侧）3MW容量，相应度电成本，华北风电是0.5元一度电，有时候0.05，平均0.2元，山西0.35元，西北0.29元。广东市场化高，一度电削峰4.5元。用户侧辅助服务（电网和虚拟电厂竞价）波动大。
4、未来盈利变化？
2025年，省为主体，后面在区域统一电力市场。2025年之前，每个省几家头部虚拟电力运营商出现，全国比较大的虚拟电厂公司会出现。
盈利能力现在还是不错的，轻资产运营，用户做连接去调整，比例有的是6:4或者5-5，后面运营商可能分成会下降门槛。
5、资源和技术谁最关键？（先看用户资源获取能力，再看运营能力）
目前是很多资源被低估的阶段，如何很快获取资源非常重要。体量先做起来，现在是培养阶段，后面虚拟电厂运营要求提高的话，运营水平和能力才变得重要。有点像互联网的味道，容量大了后，容错率提高，数据多了也准确。
6、如果获客能力是核心竞争力，民营资源获取能力比国企强，国营目前运营现状？
国营体质更多是手里资产聚合参与，投资资产的再增值，没有真正下游大市场扩展客户。民营企业后面会有更大的发展，拓展用户更有动力。国有完成示范完成指标阶段停滞，民营反而增长快。
7、用户侧市场聚合主要用到什么设备技术？
软硬结合，平台软件要和整个电网核心调度中心做对接，系统深入电网。硬件检测控制之类包括通信控制装置给到平台再调度。最重要是如何提升算法，怎么调度、怎么优化整合资源。
8、辅助调频调峰价格波动大？
价格是由调节的量和下游实际调节的量供需决定，范围比较大，华北风大的时候，火电满足不了调节需求，用户调节需求价格可能接近风电上网价格，上网的电价可能都给了虚拟电网。
9、短期竞争格局会不会比较分散？
华北西北资源优势不同，可能要掌握一个通用方法论。上游价格要知道，下游响应能力评测，两个方面如何做决策。恒实科技也运营，10MW比较小，最早不是做虚拟电厂，更早是调度大屏，参与了部分试点项目，老大哥是南瑞，清大科越比较专。
10、下游需求的预测，民营企业资源缺乏，会不会导致数据不足而预测不好？
运营这条路主要是掌握算法工具和模型，研究机构和高校没有实际数据，是没办法变成实证数据的，数据后面肯定是提升运营和技术门槛的重要的点。
虚拟电厂是后续数据积累驱动的，根据用户特征制定交易策略，提供交易反馈，然后迭代优化，控制精度慢慢接近实体电厂。国外企业也是这样。

 11、恒实科技深圳是否有先发优势？
深圳国资委推着深圳虚拟电厂，大的规模项目，具体参与方不清楚，如果参与应该能拿到合同，上亿的项目。 

12、2030年千亿辅助电力市场包含火电吗？
算上火电应该大几千亿，虚拟电厂是最便宜的灵活调度方式，按30%算，2030年能分到1300E到1500E市场。 

13、虚拟电厂的运营商能代理储能参与电力市场交易，给予储能用户一些补偿费用，使分布式储能参与需求侧的调度响应，为市场储备调控辅助服务。欧洲的虚拟电厂较成熟，国内虚拟电厂核心技术、商业模式上存在哪些挑战？
国内虚拟电厂目前处于早期，虚拟电厂做电力交易的案例很少。
去年广东省做了虚拟电厂参与需求响应的市场化运行，当时广东电力交易中心接受以售电公司和复合聚集商作为申报主体，报价方案是4200元/MWh和4500元/MWh，折算下来是4元+/KWh，前景和收益非常可观。
挑战：
1）政策不配套，大多都是指导性政策，没有详细的细则。2015年发布的九号文近两年才真正落地。
2）商业模式不清晰，商业模式的大框架是大家都明白的，但是细节不清晰，真正的参与者很少，如何实现较好的IRR和收益都需要进一步探讨，也需要电力交易中心组织更多虚拟电厂的试验。
虚拟电厂进行电力交易品种较少，目前虚拟电厂更多的是去做需求侧的响应，但一次调频、容量市场、辅助服务、非旋转备用也可以参与虚拟电厂的电力交易。当交易品种丰富时，虚拟电厂盈利能力会得到大幅提升。
3）核心技术的挑战方面，在硬件上挑战不大，在策略和预测方面挑战大，国外特斯拉Autobidder交易软件的规则就较为清晰。
一个好的算法要考虑各种交易品种的策略、时间段，不仅需要对自身的储能系统非常了解，对周围的大电网也要有未来几小时甚至几天的预测，提前做容量或功率的改变。

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