中国储能网讯：虚拟电厂（Virtual Power Plant, VPP）是一种通过先进的信息通信技术和能源管理手段，将分散的分布式能源资源（如分布式发电、储能系统、可控负荷等）聚合起来，形成一个统一协调、高效运行的电力系统参与主体。

中国最早的虚拟电厂示范项目主要集中在江苏、冀北等地，目前这些项目仍在运行，并在技术升级和市场参与方面取得了进展。早期虚拟电厂运行状况：

01

江苏“源网荷友好互动系统”（2017年）

2017年5月投运，被称为当时“世界最大虚拟电厂”，主要用于应对特高压直流故障导致的电力缺口，通过聚合可中断负荷实现秒级响应。现在仍作为江苏电网的重要调峰手段，参与需求响应和辅助服务。后续升级为更智能的虚拟电厂平台，整合分布式光伏、储能等资源。2024年江苏虚拟电厂可调节容量已超600MW，常态化参与电力市场。 

02

国网冀北虚拟电厂（2019年）

国内首个成熟运行的虚拟电厂示范项目，参与华北辅助服务市场，服务北京冬奥绿电供应。

现在持续扩展资源类型，包括风电、储能、工业负荷等。2024年冀北虚拟电厂仍作为华北电网调频重要力量，并探索电动重卡V2G等新场景。 

03

深圳虚拟电厂（2022年）

早期以充电桩、商业楼宇空调负荷为主，2022年建成管理平台。现在可调节容量超750MW，充换电设施占比最高（如特来电聚合5400MW资源）。且可以参与广东电力现货市场，实现秒级调峰响应。 

04

山西虚拟电厂（2023年）

全国首个以现货模式运营的虚拟电厂，2023年9月启动交易。现在聚合容量突破200万千瓦，最大可调负荷25.63万千瓦。 

采用“分时价格+红利分享”模式，用户收益显著（如风行测控获红利135万元）。早期项目从单纯负荷控制转向“源网荷储”协同，技术升级AI预测精度提升至95%。其市场机制是从政府补贴转向电力现货交易，需求响应补偿波动大，其盈利模式仍不稳定。

早期项目面临“聚而不合”，主要是接入标准问题，现在相关单位推动IEEE 2030.5等协议解决标准接口。

对于现在虚拟电厂，首先是资源聚合与优化调度技术，由于电源是分布式资源接入，例如整合光伏、风电、储能、电动汽车、柔性负荷（如空调、工业可中断负荷）等异构资源，同时要这些资源的经济性，即收益最大化、以及电网调频、调峰稳定性、有些项目必须考虑碳排放等目标，实现资源动态调度。高精度预测分布式发电出力（如风光功率预测）和负荷需求，支撑调度决策的“多目标优化算法”预测技术比较关键。其次是信息通信与物联网技术（ICT），依赖5G、光纤、电力载波等低时延、高可靠通信技术，遵循IEC 61850、OpenADR等标准，确保设备互联互通，实现实时数据交互双向通信网络，采用边缘计算与云计算边缘节点处理本地快速响应（如毫秒级控制），云端进行全局优化。再就是采用智能控制与协调管理技术分层控制架构，有本地控制，设备级自主响应（如储能充放电）。然后是集中控制，虚拟电厂中枢统一决策，策略是分布式控制，多代理系统（MAS）实现去中心化协同，通过价格激励或直接控制调节用户侧负荷实现需求响应（DR）。最终实现虚拟电厂的价值是通过市场参与模式，支持能量市场、辅助服务市场（如调频、备用）、容量市场等。可进一步采取区块链技术，实现点对点（P2P）电力交易、绿证追溯，提升透明度和信任，动态竞价策略基于博弈论或机器学习优化报价策略。从能源管理与虚拟化技术，可以利用数字孪生来构建虚拟电厂的数字映射，实时仿真和优化运行。通过软件灵活配置资源功能，软件定义电网（SDG），适应不同场景需求。

虚拟电厂的安全与可靠性技术依赖于网络安全，防御网络数据篡改、拒绝服务攻击等技术也比较关键，确保数据隐私，国外普遍采用Resilience，用以增强通信中断时具备本地自治能力，避免系统崩溃。目前积极采用人工智能与大数据技术，利用机器学习，进行负荷预测、故障诊断、动态定价等，同时进行数据挖掘，用以分析历史运行数据，优化聚合策略。其应用在削峰填谷，即通过储能和负荷调节平衡电网供需。如此可以对可再生能源消纳，缓解风光波动性，提升绿电渗透率。同时可以在灾害场景下作为微电网独立运行，起到应急支持的作用。

目前虚拟电厂普遍存在的问题是技术融合，将AI、区块链与能源系统的深度结合。今年国家大力支持，其政策与标准正在逐步完善，但是仍然需需完善市场准入机制和利益分配规则。规模化应用仍需要探索应用，跨区域、跨能源品种的虚拟电厂生态构建存在挑战与发展的趋势。

总体来看，这些早期虚拟电厂仍在运行并逐步规模化，但需进一步解决市场机制和技术标准化问题以提升经济性。虚拟电厂是能源互联网的核心载体，其技术发展将加速电力系统向低碳化、智能化转型。