德国虚拟电厂发展现状经验分析及启示

研究背景

随着高比例新能源并网，叠加极端气候频发的影响，电力系统的电力电量平衡、安全稳定运行面临前所未有的挑战。虚拟电厂聚焦需求侧资源开发利用，是拓展丰富电网调节能力，助力保障电力安全供应的新兴业态。近两年，围绕虚拟电厂的政策持续出台，社会各界也加快推进实践探索，为虚拟电厂发展注入了强大动力，推动行业迈入新发展阶段。

目前中国已对促进虚拟电厂发展的政策体系、市场机制、商业模式等开展了有益探索，但是仍存在虚拟电厂概念内涵未形成共识、技术管理标准体系不健全、运营商盈利空间不足、开放合作的生态圈未形成等问题。德国虚拟电厂发展起步早，已步入完全商业化阶段，相关经验值得总结借鉴。有必要结合德国电力市场发展背景，分析德国虚拟电厂发展历程，深入挖掘其能够商业化运营的关键要素，以指导中国虚拟电厂健康发展。

本文首先分析了虚拟电厂发展的背景，以及发挥需求侧资源调节价值的重要意义。其次分析了德国虚拟电厂发展历程，研究了德国虚拟电厂建设运营主体、聚合资源类型以及主要盈利模式。在此基础上，研究了德国电力平衡机制，分析了德国虚拟电厂与电网公司、平衡基团等关联主体的关系，总结了德国虚拟电厂发展经验；最后，结合中国电力市场建设情况，提出了促进中国虚拟电厂发展的相关启示与建议。

虚拟电厂发展的背景要素

新型电力系统建设背景下，中国新能源实现跨越式发展。截至2024年底，中国光伏和风电装机规模达14.1亿kW，约占总装机的42%。风电、光伏年均装机增速分别达到约20%、约60%，远超同期火电装机增速约4%。光伏风电发电量达1.83万亿kW·h，约占全社会用电量的18.5%。预计到2030年，中国风电和光伏总装机、发电量有望达到26.2亿kW、3.57万亿kW·h，分别占总装机、总发电量的49%、29%，如图1、2所示。随着新能源规模的持续提升，电网安全运行和新能源消纳矛盾显现。当前，国家电网有限公司经营区新能源最大出力占用电负荷比例接近50%，部分区域已超过60%，特别是分布式电源接入比例不断上升，净负荷曲线呈现“驼峰曲线”-“鸭子曲线”-“峡谷曲线”的形态演变，造成晚高峰时段电力需求急速上升，保供压力不断增大。

图1  2030年中国新能源装机预测

Fig.1  Prediction of new energy installation in China by 2030

图2  2030年中国发电量预测

Fig.2  Prediction of power generation in China by 2030

新能源占比提升，叠加极端天气频发、新型负荷增多等多重因素影响，电力供需双侧不确定性不断增强。在电力供应侧，极热无风、极寒无光等极端天气造成新能源出力大幅波动。在电力需求侧，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”更加突出，多元主体交互不断深入，电力负荷特性更趋复杂，电力系统供需平衡机理产生深刻变化。在此形势下，虚拟电厂作为需求侧资源高效利用的重要载体，能够促进需求侧各类小微资源以市场化方式参与电力系统运行，提升能源利用效率，降低用户用能成本。随着电力市场建设的纵深推进，虚拟电厂在未来的能源领域中将发挥更加重要的作用。

德国虚拟电厂发展历程与现状

2.1  德国虚拟电厂发展历程

德国虚拟电厂发展起步早，经过多年的概念示范、政策推动，已实现商业化。德国光伏和风电装机规模占比达58%，给电网平衡带来了极大挑战，虚拟电厂作为提升系统调节能力的潜在解决方案备受关注，经历了以下发展阶段，重点事件历程如图3所示。

图3  德国虚拟电厂发展历程大事件

Fig.3  Timeline of major events in the development of VPPs in Germany

1）试点示范阶段（2000—2010年）。

德国与其他欧盟国家合作推进示范项目，探索虚拟电厂关键发展要素。2000年，德国、荷兰和西班牙联合启动全球首个以家庭燃料电池为基础的虚拟电厂原型项目。2005—2012年，德、英、法等国合作建设了FENIX、EDISON、Web2 Energy等项目，聚焦虚拟电厂信息物理架构、计量通信、优化控制等要素开展探索。

2）政策推动和商业运营阶段（2012至今）。

政策推动方面，欧盟2012年首次在法规2012/27/EU中提出聚合商定义，2016年德国联邦网络管理局的行业标准Az.BK6-17-046、2019年欧盟EU/2019/944法案明确了聚合商市场角色和责权利，为虚拟电厂发展提供了政策法律保障。此外，德国推动可中断负荷招标、强制要求100 kW以上分布式电源入市以及加强再调度解决电网阻塞的相关法规都为虚拟电厂带来市场机遇。商业化运营方面，诞生了大量成功商业化运营公司，如Next-Kraftwerke（简称NK公司）、Sonnen等。其中NK公司已是欧洲最大的虚拟电厂运营商，聚合超13000个各类资源，容量达1061万kW。Sonnen是欧洲市场份额占比前三的储能设备制造商，虚拟电厂是其立足储能设备延伸的核心业务，已在德国本土、美国、澳大利亚等实施项目。

2.2  德国虚拟电厂的建设运营主体、聚合资源类型以及主要盈利模式

建设运营主体包括以下3种类型：1）独立运营商，其不拥有所聚合对象的产权，仅通过具备先进优化控制算法的虚拟电厂软件平台聚合资源参与市场获利，例如NK公司、GETEC Energie等；2）电力公司运营商（输电网公司除外），利用资源优势将自身的发电资源、负荷用户等聚合形成虚拟电厂，例如MVV Energie、BayWa.re等；3）设备制造类运营商，在出售光伏、储能等设备的同时通过附加智能终端和信息平台实现聚合，例如Sonnen等。典型运营主体如表1所示。

表1  虚拟电厂典型运营主体类型及特点

Table 1  Typical types of operating entities of VPPs and their characteristics

聚合资源主要是指接入配电网或位于终端用户侧的中小型分布式资源，由虚拟电厂运营主体聚合管理，包括：分布式发电机组，如热电联产、生物质发电，以及分布式光伏、风电等；可调节负荷资源，即具有灵活调节潜力的工商业和居民负荷；各类型储能，包括电化学储能、飞轮储能、PtoX（电转其他能源）等。

盈利模式主要通过参与各类市场交易、提供综合能源服务获利。一方面，可以代理聚合资源参与现货、平衡市场（类似于中国的辅助服务市场）、可中断负荷交易，获取代理服务费，例如，NK公司根据日内市场价格信号对所聚合发电厂的发电量以15 min为周期进行调控，以优化发电收入；另一方面，大部分虚拟电厂运营商可为用户提供综合能源服务，打造多元化业务布局。例如，Sonnen为其聚合用户提供节能降碳建议等。

德国虚拟电厂发展经验研究

3.1  德国电力平衡机制

研究德国的虚拟电厂发展经验首先需要理清德国的电力平衡机制。平衡基团是德国电力平衡机制的基本单元，是由同一个调度区域内不受地域结构限制的一系列发电企业、售电公司、电力用户组成的虚拟市场单元。德国拥有4家输电网运营商（transmission system operator，TSO）以及分属四大运营商的1.1万多个平衡基团，平衡基团是连接虚拟电力市场和实体电力系统间的桥梁，是德国电力平衡基本单元。平衡基团包括的发用电主体数量不限（至少1个或多个），由平衡基团责任主体（blancing group responsibility，BRP）来进行管理以及参与电力市场交易，因此须由具备电力交易资格的市场主体承担，一般是具备电力交易资质的售电公司、发电公司。

平衡基团责任主体需要完成以下工作。1）做好基团与外部交换电力的预测和管理，确保整体电力平衡。掌握内部电力生产者、消费者的发用电功率日前预测值（96点，间隔15 min），结合预测值确保基团平衡，对于盈余或者短缺的电力通过内部调整或者参与交易的方式进行平抑。2）上传计划表给输电网运营商。将基团对外交换功率的日前预测值（96点）形成计划表上报其所隶属的输电网运营商（日前14:30以前完成上送），协助输电网运营商制定电网运行方式。

平衡基团通过引导其内部发用电资源确保局部平衡，输电网公司则汇总下辖所有平衡基团的发用电情况得出其调度区域内的整体平衡情况，若有需要则从平衡市场（类似于国内辅助服务市场）购买调节服务，并将费用分摊至各平衡基团，如图4所示。

图4  德国平衡机制运行/结算流程示意

Fig.4  Operation/settlement process of German electricity balance mechanism

3.2  虚拟电厂与电网公司、平衡基团等关联主体的关系

在德国特殊平衡机制下，电网公司、平衡基团等关联主体在虚拟电厂发展中扮演重要角色。德国虚拟电厂的主要关联利益主体包括平衡基团责任方、输电网运营商、配电网运营商（distribution system operator，DSO）、聚合资源对象，其交互关系如图5所示。

图5  虚拟电厂与其关联利益主体的交互关系

Fig.5  The interactive relationship between VPPs and their related stakeholders

1）虚拟电厂与平衡基团关系。

虚拟电厂和平衡基团均为一系列发用电资源的虚拟聚合体，但属于不同的市场主体。两者具有相似性且覆盖的资源可以重合，也可由同一主体运营（平衡基团责任方同时是虚拟电厂运营商）。值得说明的是，当两者由不同主体运营时（如图6所示），虚拟电厂有义务将其对重合部分资源的调整指令及时通知平衡基团并获得其明确批准，以避免影响基团内部平衡。

图6  平衡基团与虚拟电厂的关系示意

Fig.6  The relationship between balancing groups and VPPs

2）虚拟电厂与输电网公司关系。

虚拟电厂为输电网公司提供平衡调节服务，须接受输电网公司统一调度。

3）虚拟电厂与配电网公司关系。

虚拟电厂的聚合资源位于配电网公司管辖范围内，在调控其聚合资源时须考虑配电网的运行约束，并接受配网运营商的调整。

总的来说，虚拟电厂聚合资源参与调节获利的过程中须同时考虑关联主体的相关要求，从而在“区域大平衡、局部小平衡”中发挥积极作用。

3.3  德国虚拟电厂发展经验分析

德国虚拟电厂能够实现商业化运营有其特殊国情下的深层次原因，需要辩证来看、分析借鉴，主要包括以下3点。

1）德国高度分散化的电力体制、针对性的法律法规为虚拟电厂发展提供了积极的市场环境和法律保障。

①发输配售分开为虚拟电厂打造了高度市场化的发展环境。1998年德国《能源经济法》拆分垂直一体化电力业务，发输配售分开使绝大部分电能需要通过市场交易，且输电系统运营商和规模较大配电系统运营商必须剥离发、售电业务，为新市场参与者提供了公平的竞争环境。

②法律法规明确了聚合商责权利，使虚拟电厂运营有法可依。欧盟、德国对聚合商市场机会和义务进行了法律界定。市场方面，规定了虚拟电厂等聚合商可以无约束地参与批发、平衡服务等市场交易并从中获取收益。义务方面，虚拟电厂等聚合商须承担平衡责任，且应将运行状态、可调聚合容量、可用时间等数据及时报告关联平衡基团和电网公司。

与德国相比，中国有关虚拟电厂的政策标准还不健全，对其主体定位、参与市场方式、责权利的规定尚不统一，仅山西、宁夏等出台地方性政策试点探索。实践中，电力市场改革面临中长期价格涨幅受限、现货主要是发电侧单边参与、辅助服务市场规模小且交易品种少（辅助服务费用占电费总费用比例仅约1.5%）等问题，短期内限制了虚拟电厂运营的获利空间。

2）高比例新能源背景下的独特平衡机制和丰富的交易品种为虚拟电厂提供了广阔的市场机遇。

①德国的电力平衡机制按分区分级平衡，为虚拟电厂创造大量市场机遇。分级分区平衡机制在不同层级、区域都催生了调节资源需求。本地小平衡方面，平衡基团为内部的不平衡支付费用，因此其需要虚拟电厂协助其尽量减少自身不平衡量。区域大平衡方面，德国四大输电网运营商在经营区出现电力电量失衡情况时可在平衡市场中购买虚拟电厂提供的调节服务。

②德国日内市场交易对于短时调节性资源需求较大。随着新能源占比提升，日前预测结果不确定性越发显著，其偏差主要靠日内市场交易弥补。德国日内交易市场允许接近实时的电力交易（到交割前5 min截止），对短时灵活性资源有较大需求，为虚拟电厂创造了商机。

③德国虚拟电厂参与市场的准入要求比较低。过高的最小投标容量要求或严格的入市资格预审会限制虚拟电厂这类新兴市场主体发展。德国平衡市场等最小投标单位仅为1 MW，并且未来计划进一步减小，为虚拟电厂发展创造有利条件。

与德国相比，中国现货市场未完全铺开，辅助服务市场规模和交易品种有限，仅有数个虚拟电厂试点参与市场。此外，通过调研各省市场准入政策来看，各省的虚拟电厂入市标准如最小聚合容量通常为5~20 MW，远高于德国。

3）高电价、分布式电源强制入市等使虚拟电厂较易吸引各类资源扩大聚合规模。

①高电价使用户倾向于通过虚拟电厂获取额外收益。德国工商业、居民电价分别为1.72元/(kW·h)、3.24元/(kW·h)，均高于欧盟平均电价、远高于世界平均水平。特别是，其居民电价位列欧盟也是G20中居民电价最高的国家，因此居民用户有较强意愿开放户用储能、电动汽车充电、热泵等设施参与虚拟电厂赚取收益。

②德国可再生能源法要求100 kW以上的可再生能源电厂强制入市，可以通过虚拟电厂聚合代理降低边际交易成本。对于小容量分布式电源主体，独立参与市场流程繁琐且不具备规模优势，可由虚拟电厂代理入市。因此，德国虚拟电厂的一项主要业务是在批发市场销售100 kW以上可再生能源电厂发电量。

与德国相比，中国工业、居民电价平均为0.61元/(kW·h)、0.596元/(kW·h)，低电价压缩了虚拟电厂获利空间。此外，当前分布式光伏上网电量由电网企业全额收购，仅部分省份开展市场化交易试点，都将影响虚拟电厂发展壮大。

相关启示与建议

法律法规先行、独特的电力平衡机制、高电价以及分布式电源强制入市等为德国虚拟电厂发展创造了条件。相较于德国，中国虚拟电厂发展仍处于试点示范阶段，但在高热度下已出现政策不完善、市场机制不健全、管理措施滞后于发展速度的情况。因此，应借鉴德国经验，开展以下工作。

1）通过国家级专项政策明确虚拟电厂定义内涵、责权利等基本要素，为市场主体公平竞争提供法律保障。

中国当前针对虚拟电厂的定义内涵、责权利等“四梁八柱”仍处于百家争鸣阶段，没有形成稳固统一的基本认识，围绕虚拟电厂市场机制、管理规范设计各自为政，不利于规范发展。例如各省入市标准不统一造成的运营商跨省布局成本高、参与电网运行的责任不明确导致电网企业难以放心调用。

欧盟、德国颁布针对聚合商的政策法规，在虚拟电厂推广和权利保障方面发挥了积极作用。因此，中国应借鉴德国经验，通过国家级专项政策对虚拟电厂定义内涵、市场准入条件、责权利等形成统一规范，配合地方政策、相关国标行标形成多层次政策体系。

2）应研究虚拟电厂最小聚合容量、连续响应时间等基本准入条件设计原则，促进虚拟电厂友好参与电网运行。

从国内情况调研来看，社会运营商普遍认为最小聚合容量、连续响应时间等准入条件主要影响电网运行管理，是电网公司的主观诉求。因此，高准入条件虽对降低电网运行管理复杂度有利，但不利于广泛聚合各类资源，且可能被诟病电网公司在抬高入场门槛；低准入条件如较低的最小聚合容量则意味着电网公司须对接更多虚拟电厂主体，面临管理复杂度大幅提升的压力。

德国虚拟电厂可参与市场交易的最小容量仅为1 MW，其低准入标准是丰富市场参与主体的关键因素，相比来看中国的设置标准仍较高。因此，虚拟电厂准入条件应综合考虑电网运行条件、电网公司管理承载力和虚拟电厂运营商诉求给出科学的设置依据，避免公众认为准入条件是简单的政策划线，增强其公众接受度。同时，要根据电网运行条件变化以及平衡机制的不断完善逐步降低准入条件，推动更多虚拟电厂主体参与市场。

3）研究分布式新能源入市交易与虚拟电厂协同发展路径，探索虚拟电厂破解分布式新能源发展难题的潜在价值。

当前中国分布式新能源已到从“按固定上网电价收购”到“市场化交易”的关键转折点，从德国经验看，通过虚拟电厂聚合入市是可行选项，应提前布局二者协同方式。

①鼓励分布式新能源运营主体借助虚拟电厂的专业化服务能力参与市场交易。分布式电源独立入市面临经验知识不足、体量小市场博弈能力不强等现实问题。虚拟电厂运营商可在代理入市检测流程、制定竞价策略等方面提供专业服务。此外，还可将分布式新能源与用户侧储能、可调负荷等聚合协调，弥补其间歇性强的缺点，协助其更好地兑现市场价值。

②探索虚拟电厂对当前分布式光伏快速发展中暴露安全消纳问题的解决路径。分布式光伏尤其是农村屋顶光伏的快速发展引发调峰消纳难、全方位调控困难等多种问题。虚拟电厂可发挥聚合价值，作为电网公司与广大分布式光伏主体间的“缓冲带”形成参与系统运行的信息安全隔离区，也可充当“放大镜”帮助电网公司通过其控制平台掌握分布式光伏的运行信息，为后续的调控机制设计、运行引导奠定基础。

4）研究以虚拟电厂为“桥梁”分解传导系统平衡责任，促进“就地小平衡、区域大平衡”的有效机制。

中国未实行德国平衡基团这类分散式平衡机制，电网公司承担了从省网大平衡到配网小平衡的无限兜底责任。因此，有必要探索依托虚拟电厂这类聚合体分解传导系统平衡责任的机制，打造“千斤重担大家挑”的新型电力系统平衡机制。

①推动虚拟电厂与常规电厂逐步同责同权，在省网大平衡和配网小平衡中均发挥价值。参照比一般需求响应更严格的技术条件，强化虚拟电厂“类电厂”属性，加强偏差考核、承担平衡责任，并逐步与常规电厂同责同权。除以市场化交易方式在省网平衡中贡献力量外，也应借鉴德国虚拟电厂对平衡基团实现局部平衡的经验，在缓解配电网线路阻塞、分布式电源消纳等就地小平衡中发挥作用。

②通过虚拟电厂将平衡责任传导至其聚合资源。当前中国分布式电源、可调节负荷、用户侧储能等小微资源参与系统运行的平衡责任传导难，应建立“逐级传导机制”促进虚拟电厂通过商业合同等形式将自身背负的偏差考核责任、配电网运行约束等分解至其聚合对象，并将聚合资源收益与责任约束挂钩，促进各类小微资源在电力系统安全运行中贡献正向价值。

结语

本文分析了德国虚拟电厂发展背景、发展历程、建设运营主体以及主要盈利模式，重点研究了其特殊的电力平衡机制以及在该机制下虚拟电厂运营商与关联主体间的关系，在其基础上进一步从法律规范保障、市场机制、电价政策等方面对比分析了中德两国虚拟电厂发展情况并总结了相关经验，中国可借鉴以下几点：1）出台国家级虚拟电厂专项政策，明确定义内涵、责权利等基本要素；2）制定合适的准入条件，促进更多虚拟电厂主体参与市场；3）鼓励分布式新能源通过虚拟电厂聚合参与市场；4）通过虚拟电厂促进各类资源承担平衡责任、发挥平衡价值。