虚拟电厂行业专家交流纪要

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Q：简单讲一下虚拟电厂到底是为了什么目的？核心功能是什么？现在从政策上来讲，它的规划进度或者说政策推动到哪一个阶段？包括比如说纲领性的文件还是说地方细则已经出了之类的。我国国内现阶段的发展阶段？

答：虚拟电厂它不是一个新的事物，我们从 90 年代，2000 年就一直在说虚拟电厂这个概念。只是现在，国家整个市场的环境以及商业模式限制了虚拟电厂的发展，和国外有大的不一样。

虚拟电厂目前在国内受到重视根本的原因是因为整个电 的调控，现在大量的新能源越来越多的进来，因为新能源的出力是波动的，波动的新能源跟以前可控的常规的煤电、水电有很大的不一样，所以给整个电 的调控带来了巨大的压力，这是引起的新的特征。第二个特征就是现在的去煤化比较快，像去年的拉闸限电，所以导致了负荷还在增长，但是常规电源的这些顶峰或者是填补能力越来越弱了，所以在这个情况下可以看到十四五期间，整个电力需求是偏紧的，导致了整个负荷在调控里的压力还是比较大。因为在顶峰，削峰填谷的压力比较大。所以在这两个方面的驱动下，使得电 调控的压力是非常大。这是跟以前不大一样的地方。调控非常大的时候，其实电 有非常多的手段来平抑调控的需求。基本有几个手段：第一个就是在电源侧，通过火电的灵活性改造来实现，另外一个是可以在负荷端，比如说搞一些需求侧响应、虚拟电厂、现货市场，用价格的机制来引导负荷来参与整个电 的调控和调节。但是在所有这些方式中，我们认为短期内比较奏效的、对电 调控比较有价值的，其实就是负荷端调节。因为负荷端的调节我们看到，比如说奖励电价，比如说我给你补偿，你在高峰时候不要用那么多电，然后在低谷时候我给你补偿，你低谷时候多用电。起到了整个电 的削峰填谷的作用，短期内通过需求侧响应，这种是更有可能对整个电 的调峰进行非常大的贡献的。所以虚拟电厂其实就是在这样的环境下诞生的。

虚拟电厂本质上有三类，一类是电源型的，就是把分散式的风电、分布式的光伏还有分布式的储能聚合在一起形成一个统一的、类似于集中式电站的虚拟电厂。它和电 的节点是在并 点，电 只把调度的指令下到并 点里，至于什么是调度，这是虚拟电 内部的事情，这是第一类电源型的。第二类是负荷型的，现在国内出现的很多虚拟电厂，无论在冀北、上海、江苏、浙江丽水等地方推的虚拟电厂基本上都是负荷型的。负荷就是响应的能力，负荷型虚拟电厂从地方的可以调节的负荷，通过信息化的手段把它聚合在一起，叫做负荷聚合商，也可以叫负荷型的虚拟电厂。第三类就是有电源又有负荷的，冀北有一定的电源和负荷，是我们看到的，但其他地方都是负荷型的。国外这几种类型比较多，有的是混合型的。像德国、日本更侧重在电源型的分布式光伏和分散式风电的聚合，像美国、澳大利亚更侧重负荷型的，这种负荷聚合商的方式。咱们国家目前推的其实是负荷型的，所以在这样一个情况下虚拟电厂本质上是很好理解，其实就是分布式的光伏、分散式的风电以及分布式的储能以及可以调节的各类工商业用户的负荷聚合在一起，通过一种先进的信息化手段，使它形成一个类似的集中式电站这种方式接受电 的调度和响应，这个就是虚拟电厂，本质上来讲它就是一种虚拟电厂。目前来看，虚拟电厂应运而生，不是一个新的概念。之前新能源没有出现，整个电 调峰在过去压力没有那么大，但现在促进新型电力系统构建的前提下，虚拟电厂因为电 调峰压力越来越大，必要性在凸显出来。所以这是目前大家关注虚拟电厂的主要原因。

它的核心功能就是这些分散式的资源聚合在一起，能够响应电 的调度指令，从而去参与，比如说我们参与的辅助服务市场，参与当地的需求侧响应，从需求侧响应里赚到补偿，从调峰辅助服务市场里赚到深调峰的收益，这是它核心的功能。

从它核心的组成技术来看，它其实有三大类技术确实是需要我们关注：第一种就是所有的分布式能源和资源里面，必须要加上传感器，这是一个先决条件。不仅是传感器，还有一些控制单元。你不仅要把分布式光伏或者说可调节负荷，它的用电、电压、电流还有有些温度的信息要传到虚拟电厂组上，而且还要响应，组上给你调度指令，你通过些控制单元进行处理和用电的负荷调节，这是一个关键性技术。第二个关键性技术就是它的通道，这个通道是非常重要的。因为我们说虚拟电厂有别于微电 ，微电 其实侧重在工业园区，或者在一个区域内搞个微电 ，所以它是有地理的、范围的限制。因为地理范围的限制其实对通道要求没有那么高。但是虚拟电厂是把分布在不同位置，比如说把上海的一个分布光伏然后再加上一个江苏的可中断的负荷这种方式，通过一个信息化手段连接在一起。所以通道特别重要，所以你会看到我们现在的福 鑫通，还有远光等很多的单位。，在通道里面都纷纷介入，华为也在介入到这个通道里。通道对安全加密的算法，到底是搞一个无线的专 ，或者还有可能涉及到有线的光纤，这种有线光纤不太可能，更多是通过无线的公 或者专 的介入。这个通道怎么建，也是个非常关键的技术。另外一个非常关键的技术就是虚拟电厂主站里的控制系统，这个就像微 的控制系统一样，这也是一个非常硬的技术。目前来看，国内几家公司其实做的不会太好。

现在领先的应该是德国，我记得有家公司在全球整个虚拟电厂的主站控制系统里还做到非常先进。这个就是有核心技术的，就是你怎么在秒级、分钟级、毫秒级内对电 调度指令能够接受，而且能通过这个调度指令，通过控制系统实现虚拟电厂内各种要素和资源的最优化配置，而且是不出现安全的事故，能够考虑各种要素的经济性。这个就是虚拟电厂主站系统里最核心的功能，所以这个主站系统应该是很有技术，占虚拟电厂的成本还是比较高的。像德国接入的十万千瓦的规模，它的一个主站系统至少要一两百万，就是这么一套主站系统，里面的算法、配置还是一个相当大的要求。这是第一个问题。

第二个问题是国内政策的适用情况。目前来看整个虚拟电厂在国内还是一个理论研究，或者是一个试点这么个情况。国家层面上，其实没有关于顶层的虚拟电厂的政策规划，就是说没有一个顶层的设计。现在地方，山西出台了关于加快虚拟电厂的政策文件，里面对虚拟电厂主体地位，对技术上的要求做了一些约定。其实我们还没有看到其他地方对虚拟电厂有个非常完整明确的，无论从技术上、从项目的接入、管理以及它的商业模式、结算各方面，还有它的技术标准等方面有个非常明确规定的政策文件，现在是没有的。因为我们现在认为虚拟电厂还没有非常稳定的商业模式，然后现在各地方搞的需求侧响应其实有点类似于虚拟电厂。而且现在受限于很多的政策因素，你看我们的分布储能，还有户用光伏没有像大家预期的那么快，户用光伏今年可能要竞争到 30 个 GW或者 40 个 GW，大家很看好，但是因为电 接入的原因，很多户用光伏连接入都没有接入，你别说和虚拟电厂连接起来。虚拟电厂虽然是可以下指令，但下完指令，户用光伏还是要把产生的电注入到电 里面，所以首先要接入。但是现在很多地方受限于配电 升级改造的进度，所以很多配 是很薄弱的。很多户用光伏在接入这个地方还是存在卡脖的，所以你会看到为什么国内更侧重在负荷型的。就是把负荷和天然电 联系在一起，现在需要对负荷进行一个灵活性调节。所以政策上也是考虑各种方面的因素没有在顶层设计方面给虚拟电厂一个非常明确的政策信 。所以从目前国内的形势上来看，只有在一些地方可能会陆陆续续出台虚拟电厂的政策，其实这个方向还是不会明朗。我认为得到明年或者后几年，等户用光伏、分布式储能起来之后，可能才会上升到国家政策的高度。顶层方面虚拟电厂也会统一进行规划。这是第二个。

第三个就是国内发展阶段，虚拟电厂在国内从目前阶段来看，因为受到整个电 调控压力越来越大的情况下，虚拟电厂作为解决调控压力的重要手段，在重新被大家重视。所以你会看到，目前虚拟电厂运营方，基本都是电 企业，比如上海电力公司、冀北电力公司、江苏省电力公司、浙江丽水供电局，基本都是这样的供电公司在主导，而且主导更侧重于负荷。因为电厂天然的负荷有天然的联系，所以把负荷聚合起来进行虚拟电厂的方式来作为需求侧响应这种方式是合适的。而且钱也是电 公司出，比如江苏的电 对虚拟电厂是有补偿的。比如在顶峰的时候，按照时间段来进行划分，如响应在 60分钟以内，它会给每千瓦 15 元的补偿，其实这个量还是比较大的。如果在两个小时或一个小时外，补偿可能给 10 元或 12 元每千瓦。如果作为削峰填谷，江苏电 说的很清楚，看不同时段给每千瓦大概 5 元或 10 元的补偿。所以在国内目前运行项目来看，基本上是通过获得需求侧响应这种方式来盈利的。也有像冀北通过虚拟电厂参与整个华北的调峰辅助服务上来进行深调峰来盈利的，盈利方式有点不太一样。但总的目前来看，国内虚拟电厂还是在起步的阶段，其实跟国外相比，还是有比较大的差距。因为虚拟电厂需要在成熟的电力市场环境内才有可能走得更远。如果国外有个很成熟的现货市场，为什么特斯拉和太平洋公司推出一个虚拟电厂项目，就因为当地有个非常成熟的现货市场。现货市场在高峰时定价是很高的，所以虚拟市场有动力，用聚合电源在高峰时发电这种形式；在低谷时段有辅助服务市场的出现，可以去填谷、可以调动虚拟电厂的负荷去做一些响应，用负荷多用电的方式填谷。所以国外成熟的电力市场驱动虚拟电厂的发展。我们国家未来现货市场或者辅助服务市场目前来看，辅助服务市场还快些，现货市场第一批是 8 个，第二批是 6 个，这几个现货市场基本上没有怎么去推动。国内虚拟电厂今年就有一个非常好的动力或商业模式来驱动，我觉得不太现实。虚拟电厂根本上要实现比较大的发展，应该是随着整个市场环境的改善来发展，所以最快也要到 24、25年那个时候才真正会大规模应用，但目前我们可以比较看好它。各厂商和运营商也在这个方面进行一些相关的技术储备。应该说虚拟电厂会是未来整个新型电力系统的重要组成部分，是电 调峰不可或缺的技术手段。我个人还是比较看好他的。

问：刚刚其实您提到了很多各种类型的参与者切入角度也都不一样，那么因为国内相对而言不是很成熟，这种过程中您是否可以举例或者做一个拆分，如果我们以欧美相对成熟的市场，它们成熟形态下虚拟电厂里各类型的参与角色主要是哪些？比如说运营商、提供商之类的，它们大概是哪些类型的在里面参与。具备什么样的素质可以相对而言做的规模更大，产生真正的经济效应？另一个就是说，如果成熟的市场下，我们去参照对标的话，虚拟电厂的市场容量有多大？

问：虚拟电厂的商业模式或者盈利模式是什么？营收是流水还是提供服务后实际的收入？

答：是实际的收入。它把负荷聚合起来去做需求侧响应，刚刚说江苏的需求侧响应有标准补偿的，比如说调动一次，在负荷高峰时去顶峰，顶峰时按调用的千瓦数，比如 10万千瓦每千瓦 10 元或 15 元，会按照价格结算调用的容量，还按照调用的次数结算。比如这个月调用 50 次或 20 次，直接是电 公司给虚拟电厂运营商钱这种方式，是实际的业务收入。

问：就等于说我调了然后按量来收钱，调用是有一个单价，直接乘就行了。

答：是的。还有一种商业模式是冀北那种，冀北有华北电 运行的升调峰的辅助服务市场，会规定 价的上限，大概煤电的出力占 40%-50%， 价上限是 3 毛还是 4 毛有点忘了，出力压到 40%以下，每度电 价上限大概是 5 毛。也就是说虚拟电厂可以调控辅助服务市场 价的。按照深调峰的电量和市场出清电价，比如当时市场出清电价是每度电 3 毛 5 或 4 毛 5，用它结算深调峰的市场收入。目前中国就这两种商业模式，大概这种情况。

问：您怎么看特斯拉和太平洋燃气把高峰期的电给回电 获得收入。

答：我觉得这种模式是非常成熟的，国外基本都这样做，特斯拉不是先例。像德国很多虚拟电厂，它有个成熟的现货市场，高峰时价格高，就可以在低谷时储电的时候，在高峰时候把电放出去，赚一个峰谷价差，你可以把它看成一个电源。

问：一个技术相关的问题，虚拟电厂技术的配给力高不高？另一个是，我们国家电 做这个的事是不是还是落到南瑞、信通身上？

答：这个倒不是，如果是从运营商的角度来看，肯定是电 现在在做负荷型的有优势，但电 会外包很多公司。我给你举个例子大概清楚，比如说冀北。冀北现在的虚拟电厂应该是全国比较好的，而且他是混合型的，里面有分布式光伏、电动汽车，又有负荷型的。它委托的技术商是恒实科技，就是北京顺义有家恒实科技，主要是做智慧能源管理和智慧城市。其他的开发和软件供应商有华为、清华大学，有日本日立等电 。所以举个例子您就清楚，不是说电 运营商必须找电 里的技术支撑。目前如果从通道来看，确实信通有优势，很多电厂调度的通道都是信通。但是如果是传感器、控制单元、虚拟电厂主控系统方面，不见得是南瑞、许继、远光，其他企业进入到这个领域也是非常有实力的。我个人比较看好朗新，朗新之前在国 是做营销的，它天然对用户非常了解，它现在正在向智慧能源、智慧能源管理这方面转型，现在它有个光伏云平台，接入很多分布光伏，现在正在做负荷聚合商这种方式。朗新也不是系统内的单位，但是承接了国 很多项目，所以我认为它也有很多优势。不是说运营商一定要用电 内部单位，大家都有机会。

问：所以这就是两个问题，一个是技术层面提供商，比如它给你做系统，另外一块是它把运营任务承接了。这两块对吧？

答：是的

问：刚刚您说的是系统可以交给外部厂商去做，那运营上面呢？

答：运营目前来看，基本上是地方的电 公司。像国外这种 VPP 独立的运营商，在我们国家市场程度不会那么高的情况下，我认为不太可能出现独立 VPP 这么普及的情况。我觉得这几年，尤其在这一两年，可能还是以电 运营为主导，不会有太大改变。

问：之前市场上有很多售电公司，售电公司也不怎么盈利，那些公司不能做这个吗？

答：它其实也是可以做这个，但是做这个要非常理解用户用电行为，比如他什么时候用电、用电的偏好、低谷时用多少高峰时用多少。因为电 和用户有二三十年的营销经验，掌握了用户大量的数据，可以用大数据去分析，可以刻画用户画像，用户用电行为怎么样，怎么给你做一个最优的用电策略，怎么用虚拟电厂，什么时候去响应对你最好。但其他售电公司是后来成立的，没有和用户天然的接触，对用户行为掌握不太清楚，用户可能也不会那么信任地把十几年的用电数据给售电公司。所以我认为如果掌握不到用户这么多详细的细节，做虚拟电厂优势远远没有地方电 公司那么大。个人观点，不一定对，应该是这样。

问：是不是实际上没有明确的运营参与者的准入门槛，而是在于你能不能，或者说历史经验能不能做这个事，对吧？

答：对的，现在政策没有说运营商一定是电 ，地方像山西那的运营商，也没说只是山西公司能做而其他运营商不能做。但是我刚才是说从天然的优势来看哪些更有优势、哪些更有利，你就知道这里面的壁垒。

问：国内虚拟电厂目前看最领先的参与者具备什么样的基因能做到这样的事，它的特点是什么？

答：其实我个人认为是冀北，国 冀北应该做的比较成功的，还有一家是上海，也是负荷型的虚拟电厂。我分别说一下，冀北的 VPP 一个是电源型、一个是负荷型，它是一个混合型的，聚合的资源有分布式光伏、光伏电站、空气源热泵、地源热泵、大功率负荷，有一些商业、工商业，有空调、电动汽车充电站、移动储能 9 种用户类型。目前来看，聚合的负荷比较高，已经达到 16 万千瓦，而且在 2020 年虚拟电厂已经运行了。所以它至少有 2-3 年的运行经验了。从目前国内虚拟电厂来看，它聚合的要素应该是最多的，这是毋庸置疑，聚合的负荷也是比较高的。然后它的盈利方式主要是面向华北电 的调峰辅助服务市场，然后通过辅助服务市场，电 会给付费，就是进账多少电量，提供多少调控辅助服务，按照当时市场出清价格结算，所以盈利也是比较清晰的。因为华北的辅助服务市场，也是冀北公司主导、调度的，虚拟电厂也是冀北公司调度去做的，所以它们参与辅助服务市场还是天然有优势，都是一家。从技术标准来看，其实 17 年的时候，就向 IEC 提交了虚拟电厂架构与功能要求的提案，18 年 3 月就获批了。在 IEC的领域立项来说，是首批成为国际标准，目前虚拟电厂标准来看，冀北应该是走在前面的。所以，我认为冀北会是比较领先的。上海是纯负荷型的虚拟电厂，运营商就是上海电 公司，聚合的像黄浦商业楼宇，接入楼宇大概 130 栋，容量大概 5.96 万千瓦。接入的千瓦占整个区域的 15%，其实不会太多。应该说整个区域的负荷都是纳入到商业建筑的虚拟电厂，它里面也有些类型，比如非工业柔性空调、储能、综合能源平台等多累用户，所以上海主要面向智能楼宇。盈利模式主要是通过当地基于政府主导的需求侧响应，相关的电价、补偿的激励机制。这是上海的情况。目前来看，上海的开发商主要是国 信通下面的中电飞华去开发的虚拟电厂平台，以及软硬件的相关支持。所以现在来看，搞的比较好的就是上海和冀北的虚拟电厂，其他的也在搞，但规模都没有这么大。国 中能也有 VPP，浙江丽水也有虚拟电厂，但可持续的盈利方式和技术水平可能没有这两家这么好。深圳也还可以，深圳供电局主要做的负荷加储能的方式，但深圳的项目没有非常稳定或者清晰的盈利模式，后期它规划这个项目能够参与整个南方区域的辅助服务市场，或是市场化的需求侧响应来获取盈利。所以目前来看，深圳的商业模式不会太清晰，没有像上海和冀北这两个商业模式这么清晰。其他的没有非常典型的，还有就是一些国电投在地方搞，就是发电企业主导不是电 主导的项目，目前来看也都是示范应用，没有形成非常大的气候，主要是内外部的环境没有形成一定的规模。

问：刚刚您也说了可能最后的竞争格局可能会是各省的国 公司或是相关的会比较多，所以您怎么看现在市场发展比较快的情况下，会不会有比较大的机会？比如说跨省，在冀北做比较好的会不会有去其他地方做的机会？另外就是价格，可能不同地方的价格不太一样，江苏可能比较贵，其他地方可能比较便宜。所以未来等到市场越来越大，越来越连通之后，价格会不会被压得非常低，大家都上去竞争然后价格一样的风险？

答：首先刚才说了，目前还是各省，确实是啊。因为现在没有全国统一的政策，所以没有激励去跨省或者跨区建设虚拟电厂，确实各省各地有特点和作用性。但我觉得后来是绝对会出现的，这没问题。因为现在我们看到，虚拟电厂从未来和国外的发展趋势来看，一定是聚合大量的分布式光伏、大量电动汽车还有很多负荷。现在国内很多虚拟电厂都是负荷型的，但我觉得未来会慢慢走向混合型的，更多的分布储能、分布式光伏进来这种方式。虚拟电厂和微电 有个非常本质的区别，微电 是地域型的，它主要在工业园区，在地域里不能超过这个范围，有很多技术上的要求，但虚拟电厂是能够跨域的，一个元素在上海一个元素在江苏，把这个聚合起来完全可以参与华东的辅助服务市场。但这还是要看电源型的发展机会，前面我基本上也说了，现在我们要把分布光伏，尤其是户用光伏聚合起来，首先的前提是户用光伏要记录它的变化。户用光伏现在在光伏里占比还不是太高，整个光伏是 3 个多亿千瓦，户用光伏就是 5 千万，还没有形成一个规模。未来的户用光伏要加到一定体量，要上来以后遍地都是分布式光伏。在分布式户用光伏配上分布式储能这种方式，才有可能在元素越来越多的时候形成一个跨区的效益。如果没有这些元素形不成效益，我认为跨区还是很难的。调用不起来各地更好的资源，比如在冀北光伏都很高，把它聚合起来参与冀北的价格不太合适。但是山西或者山东，户用光伏的价格都很便宜，所以就有激励性把冀北负荷和山东的分布光伏聚合起来形成一个虚拟电厂。所以无论从国外的趋势还是我们国家未来的新型要求不断加入，我认为区域型一定是未来一个大趋势，一定会打破省间的壁垒。在这样的前提下，政策一定会出台，一定会出台一个顶层的设计。比如说之前出台了一个，电力市场其实也在局部搞，后来又上升到中央层面，出台全国电力市场统一的顶层设计。所以虚拟电厂也是一样，有小到大慢慢孵化形成。所以这是我回答的第一个问题，一定会的，没问题。第二个问题是价格机制，确实像你刚才说的，江苏、上海、浙江很多地方目前需求侧响应，就每千瓦多少钱是不太一样的。但是如果整个区域里形成了一定规模后，价格有可能、但不能说一定会下降。就是市场规模越来越大的时候，可能接入成本会越来越低。从理论上来看，应该是往下走的趋势。但是价格和成本是不太一样的，我认为成本会有变低的趋势，但是价格不一样，价格还取决你参加哪个市场。比如参加华东辅助服务市场还是华北辅助服务市场还是西北辅助服务市场，这是不一样的。每个市场辅助服务的价格形成机制一定是和 内电量结构负荷特性，以及跨省跨市联动限制，输送电方式的布局使得深调峰的价格不一样。在不同的辅助服务市场竞价和所竞到的价格的方式也是不一样的。所以价格就是不太好说，未来区域型扩大完之后，还取决于市场化程度，以及市场化不同机器的市场的不同交易品种的设置方式。所以现在我不敢下这个结论，价格可能是往下走。成本往下走是没有问题，但价格往下不太一样，不一定。我大概介绍这些。

问：就是价格会在区域内进行趋同，但具体会不会上涨或者下跌呢，可能更多地取决于当时的市场情况。

答：对，以及市场的供需。比如说当时市场对调峰辅助需求特别特别紧，很多价格就往上扬了，所以参与辅助服务，进价得到的市场收益价格很高，就受获很大了。所以这个不好说，确实不好说。

问：有一些业内人士说，今明两年，尤其今年可能跟去年相比虚拟电厂行业会发展得比较迅速。所以想问一下，现在是有一个什么政策的驱动吗？还是说未来推延几年的话，您觉得这个增速会是往哪个方向去，就是怎么演绎呢，是越来越快还是怎么样？

答：现在越来越快驱动，其实我刚才开篇就说了是因为我们的电 调峰压力越来越大。就是我们算的，溯后几年整个中华东部的电力还是偏紧的，所以这就是为什么我们要防止高压。但是特高压因为有时间，建一个特高压又是一年半、两年，短时间发挥不了作用。但是为了缓解整个中东部的负荷需求，我们希望就是负荷端也能够参与整个电 的调峰的调节。虚拟电厂是最快的，只要负荷端加上一个负荷控制系统这种方式，就可以下指令，然后把持有负荷、可增大负荷连接起来，就可以参与这个电 调峰。所以是在这样的情况下，虚拟电 在今年重新被重视起来，倒不是因为现在越来越多分布光伏，越来越多分布储能加入进来之后，然后电 调度没办法逼着企业进行一个单独的调度，还是需要一个虚拟电厂。这个可能得等到明年或后年，电源型的才会取代。所以今年起来了主要是负荷型的，主要是应对电力保供起来的。所以从未来政策导向来看，我认为政策应该会在中东部这几个地方省市区加猛，但是你期望整个国家出台一个统一的虚拟电厂政策，我认为今年也不太可能出现，更多的可能是聚焦在几个缺电的省份，比如说浙江、江苏、山东福建、广东，他们可能会像跟山西是一样，单独出台这种针对负荷型的虚拟电厂。而怎么去接入、怎么去做需求侧响应，怎么来缓解保供电的压力，我觉得这才是更加现实的一个政策导向的问题。

问：请问领导远光软件的大股东国 数字科技在这方面的优势如何呢？

问：您刚才提到，假如国家参与调控调节可能最大负荷是 5%，您觉得将来虚拟电厂的建设量会超过这个比例吗？

专家：会的。现在 5%是因为国家电 考虑到原来负荷它都没有市场化交易经验，很多负荷都是刚性的。就是我用电别跟我说什么让我这个响应那个响应。所以现在我们经过调研预判了一下，就是在 2024 年和 2025 年左右，基本上会有 5%的负荷愿意去参与负荷调节，比如说削峰填谷，所以设定 5%。但是我认为随着市场化程度不断推进，先行的工商用户会给没有参与虚拟电厂直接提供一些经验。比如说，我参与这个负荷调节反而比我以前刚需用电这个方式可能会消费更好，所以我们认为这个比例肯定是逐渐提高的。国外也是这个趋势，国外一开始在没有市场化的时候，比例也就是 5%，然后提高到 20%、30%这种比例。整个市场化以及虚拟电厂收益，不断地提高 5%的上限。所以 5%应该是我们在调研之后，在 2024 年、2025 年做出一个非常保守的数据。

问：那像比较成熟的德国、美国、澳大利亚现在的比例大概有多少？

答：这比例至少超过 70%，那都是市场化的。他们现在其实不是用虚拟电厂，其实你也可以理解，他们就自主的。比如说有一套负荷控制系统，它直接去参与现货交易，比如说那些大工业。通过对价格的响应，高峰时自动减少用电，然后低谷时增加用电这种方式自主地参与，不是用小的聚合起来形成虚拟电厂，再参与当地的批发市场。所以从用户的用电行为来看，70%以上就具备这种自我调节能力和水平。

问：您提到假如说相当于运营方这一环节，每年产生收入大概五六百亿，那从虚拟电厂建设环节，就是投资建设额大概总的空间是多少？

答：这个我没算过，我给你举个例子。比如说上海搞了 VPP，整个平台和软硬件的投资大概是 2000 万左右。最新虚拟电厂的平台，还有软硬件，11000 瓦左右这么一个平台，它是由国 信通下面的飞华来开发的，大概整套下来是 2000 多万。您可以大概推演一下，我没有算过这个数。

问：冀北呢？

答：冀北我不太清楚，它是找恒实科技开发的，还有华为。它是 16 万的负荷，我估计稍微稍高些，可能接近 3000 万，我不太清楚，之后再问问。

问：它不是和负荷是线性的关系是吧？

答：不是的。

问：就是软硬件一起，总共上海那个是 2000 万。

答：对，其实功能都是一样的。只是数据传输或者接口有些变化而已，所以肯定不是线性关系。

问：我有两个问题想和您请教一下。第一个就是您刚才提到了，比如说电 和朗新这种在营销方面有优势的企业去做虚拟电厂运营的话比较有优势。您能不能再给我们介绍一下预测端的这些公司，他们也开始在做一些虚拟电厂的业务，跟我们强调一下他们做这块的优势和地位。

答：其实在电源端的话就是要随着电源的发展形成虚拟电厂，但是我觉得优势挺大的。就像国能日新其实是做供应侧出身，我还是比较看好这个企业。因为未来虚拟电厂需要把很多大量的电源端接入进来，所以供应侧特别重要。比如说要响应电 调度指令，电 现在向你召集比方 10 万出来，你首先得预测，比如说下个时段到底是否能达到 10万这个处理水平。所以供应侧其实在未来，当然今年可能不太可能，今年电源都还没起来，我估计到明年。今年主要是负荷型的电源起来，明年可能是电源端的，在虚拟电厂里面预测技术特别重要。就是要响应电 指令，风和光还有储能怎么去配比怎么去弄，这是核心技术。但是预测精度目前来看各家差别比较大，虽然现在市面上对于预测供应侧有很多家企业，南瑞、许继、思源都在做，还有地方一些小企业都在做。但是我认为现在做得比较好的就是国能日新。因为我实际调研过国能日新，它好像 10 年前就在做供应侧，它考虑的因素比较多，跟当地的气象局有合作，能够从气象的要素、温度各方面。然后它还跟业主有合作，比如说有测风塔，还有测光仪，从实测的历史数据里面，通过大数据、人工智能发掘这种未来发电的规律。所以它在这一块做得相对好一些。如果明年分布储能、分布光伏越来越多的时候，在虚拟电厂聚合起来，供应侧就成为核心技术。刚才我忘了说这块核心技术，如果这块起来，确实有合理性，所以相关的预测企业对虚拟电厂应该会很熟练。

问：之前国家开会统计了 1-5 月电 的投资，其实甘肃不是特别高大概是 1000 多亿，增速是三点几，但是整个南 的今年规划大概是 6200 多亿，所以增速大概是奔着十个点去了，您怎么看待下半年电 建设的一个制度，以及您觉得哪些细分的方向的景气度会更好一些。

答：南 和国 发展程度不太一样。因为南 在十二五、十三五的新能源或者储能比较少，国 在十二五、十三五其实接了很多了。所以国 在十二五、十三五投资已经很大了。而且现在降电价压力还是存在的，所以国 每年的投资额，像今年其实已经提高了。去年 4900 多亿在电 基建这里面，在今年整个基建已经提高到 5012 个亿了，其实还是可以的。但是因为受限于电价下降，下调了四次，所以现在目前来看十四五期间我个人认为不太可能像南 有一个 10%以上的增长。我个人认为每年提高 5%以内，基本上算是比较合理的方式。因为所处阶段不太一样，而且基数也不太一样，南 比它小，而且十四五重点应该在分布式智能电 这一块。所以要建分布式储能，要接纳分布光伏，投资额会比较多一些，增速会比较快一些，这情有可原。但是两个电 不可同日而语，这是第一个问题。

第二个问题，信息化这块是这样的，在整个信息化里边，可能增速比较快的应该是在生产控制大区。国 有三个大区，一个生产控制大区，一个管理信息大区，一个是互联 大区。互联 大区是面向对外服务的，像车联 。管理信息大区就是 上国 、 上电 的一些财务 ERP，日交易这些系统，提高整个电 公司内部的信息化的管理效率提升这一块。生产控制大区主要是运用于新能源接入，储能的接入以及虚拟电厂的接入这种，像主 调度控制系统、配电自动化系统，以及配电化自制系统。这块目前来看，更多的钱会投向生产控制大区，今年投向生产控制大区的国 这块大概是 300 多亿，然后 2025 年会提高到至少超过 600 个亿，有可能会到 650 个亿，所以年均增速还是比较快的，大概有百分之二三十。但是管理信息大区和互联 大区这两个相对比较慢一些。因为有些东西都是在原来基础上修修补补，比如说现在还在做项目中台、企业中台、数据中台，都在原来基础上弄。所以今年在这两块投资大概接近 140 个亿，在 2025 年这块大概会提高到 170 个亿，也就是说增幅不会太多，每年大概也就 10%左右的提高。真正的企业的信息化，应该是在生产控制大区。对接入这些新兴的电源或者是要素这块的投资会比较多，所以投资额在总量有限的情况下，还是会有一些亮点的，主要是信息化。

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