#1从物理基础，到虚拟电厂
一般认为，虚拟电厂主要面向大量的小体量资源进行集成，主要包括三类：一是可调（可中断）负荷，二是分布式电源，三是储能。这是三类基础资源，在现实中，这三类资源往往会糅合在一起，特别是可调负荷中间越来越多地包含自用型分布式能源和储能，或者再往上发展出微网、局域能源互联网等形态，同样可以作为虚拟电厂下的一个控制单元。相应，虚拟电厂按照主体资源的不同，可以分为需求侧资源型、供给侧资源型和混合资源型三种。需求侧资源型虚拟电厂以可调负荷以及用户侧储能、自用型分布式电源等资源为主。供给侧资源型以公用型分布式发电、电网侧和发电侧储能等资源为主。混合资源型由分布式发电、储能和可调负荷等资源共同组成，通过能量管理系统的优化控制，实现能源利用的最大化和供用电整体效益的最大化。 早在2001年，德国、英国、法国、西班牙等国家开始兴起以集成中小型分布式发电单元为主的虚拟电厂项目，同期，北美推进相同内涵的“电力需求响应”，澳大利亚、日本等国家近年来也逐步加入研究、部署行列。各国发展各有侧重，欧洲虚拟电厂以聚合分布式电源为主；美国虚拟电厂则以负荷侧的灵活性资源为主，美国许多州都在尝试家庭虚拟电厂；日本以聚合用户侧储能和分布式电源为主；澳大利亚以聚合用户侧储能为主，特斯拉公司在南澳建成了当时号称世界上最大的电池虚拟电厂。国际上，欧洲是虚拟电厂最集中、最成熟的市场，据美国知名战略咨询机构GuidehouseInsights预测，到2028年，欧洲虚拟电厂市场收入预计每年超过30亿美元。其中，德国已完全实现商业化，德国的能源聚合市场和灵活性市场规模为75GW，预计2030年将翻一番。
虚拟化本质上是对调度权与物权的解耦，将调度对象从实体设备上升到场站、节点、平衡区，甚至更为模糊的某种联合体。广义而言，虚拟电厂作为实体电厂的补集，其构成资源能够覆盖所有不被集中调度的所有具有某种发电或调节能力的资源。按此逻辑，大型场站的联合运行也可以适用虚拟电厂的概念，从而将虚拟电厂的物理基础从小型资源扩展到几乎整个电网。
这种扩展早有实践，例如采用集中式电力现货市场的美国得州的ERCOT的市场中，其参与者除了售电商LSE（Load Serving Entities）和输电商TSP（Transmission Service Providers）之外，还有类似于大型虚拟电厂的授权计划实体QSE（Qualified Scheduling Entities）。QSE代表电源实体和售电公司参与日前和实时市场，与ERCOT进行数据对接和结算。QSE可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者是两者皆无的纯金融买卖参与者。在特斯拉公司游说得州公共事业委员会长达63页报告中，也澄清了ERCOT可以与QSE交换两个遥测点以实现虚拟电厂在得州的落地。
在采用分散式电力现货市场的欧洲，这类实体更为普遍，例如目前德国约有2700多个平衡基团，采取分而治之的平衡机制。所谓平衡基团是一个虚拟的市场基本单元，在此单元中发电和用电量必须达到平衡。当单元内部达不到自平衡时，必须买入或卖出电量来保持平衡。平衡基团负责每天预测该区域内流入与流出电量，根据需要买入或卖出电量平衡该区域电量，并制成计划上交给输电网公司，而输电网公司会根据这些表格在内部平衡之后做出全区域的计划。当预测和实际发生偏差时，平衡基团必须承担系统的平衡费用。平衡基团的预测和平衡控制做得越好，系统需要的平衡功率就越少，这种虚拟单元的机制一度被解读为德国可再生能源高消纳的秘密之一。
我国电力系统的理论与实践中，提出的诸如厂内机组自主调度、核电抽蓄联合运行、源网荷储一体化、多能互补等实施方案，也可以视作对广义虚拟电厂概念的拓展和应用，随着我国电力市场建设的深入将涌现出更多的新模式。
#2虚拟电厂能当真电厂吗？
电厂发电容量既提供电能量，也需要提供调频、备用等辅助服务，分别对应电能量市场与电力辅助服务市场。当局部地区在线发电容量短缺时，会造成对应节点电能价格的升高，而更多资源参与提供辅助服务则有助于释放部分原本用于提供辅助服务的发电容量，有助于平抑这些节点的尖峰价格，而虚拟电厂对资源的整合将降低调度诸多资源的难度。但集成并灵活调用分散琐碎的资源并不容易，要克服单体性能不足、发用电特性差异大、终端用户参与积极性不高、功率和现货价格波动等诸多困难。虽然理论上虚拟电厂能够在某个方面达到不下于实体电厂的效果，甚至有所超越，例如在供不应求的负荷尖峰时段充当奇兵，但目前尚无法做到像实体传统水火电厂那样稳定持续又灵活可控，而如果以量变求质变则需要面对高昂的集成成本。因此，不发电的虚拟电厂，其核心作用不是发出电能量，而是作为“搬运工”发挥其调节能力。因此，参与系统日前、小时、分钟甚至秒级的交易品种（如现货、辅助服务），才是最大化系统价值的手段。如冀北的虚拟电厂参与调峰辅助服务市场，纳入调度平衡计划中，山西、山东则可参与现货市场。另外，虚拟电厂的发展需要融入市场整体布局之中，在响应系统需求获取收益的同时，承担与之匹配的平衡责任也是大势所趋，例如对于响应偏差的相应考核等。目前对于虚拟电厂的响应偏差在市场规定中还处于比较宽松的环境，比如华北调峰辅助服务市场中，对于火电厂偏差超过2%即需要考核，而对于虚拟电厂标准这一数字是30%，随着市场的规范和技术的进步，这一差别将逐渐消弭。另一方面，虚拟电厂由于涉及到大范围设备的接入，在资源位于不同电气节点时，电网节点之间的差异和输电网络的阻塞影响不容忽视：
#3虚拟电厂前路几何？
虚拟电厂作为一个新型的电力交易与调度主体，其运营涉及的技术与管理难度较大。提高分布式能源与电网协同，加强数据共享与互操作，是它实现规模化运营的关键。需要认识到虚拟电厂并非一个标准概念，本质上是一种电力交易调度的单元，其生长的土壤是开放互动的电力市场环境，不同的环境下生长出来的虚拟电厂也大相径庭。当前国内电力市场机制尚未真正落地，对虚拟电厂的定位与发展路线就更为模糊，诸如谁建设、谁运营、谁监管、谁参与、系统设计、定价机制、技术标准、补贴发放等关键问题，甚至都还不明确，行业的长期发展面临很大的不确定性和诸多困难。各地政府为保障经济，仍习惯通过行政手段将电价维持在低位，价格的扭曲使得目前我国虚拟电厂的盈利空间几近于无，商业化运作也变得十分困难，当下仅能做一些试点示范工程进行先期探索。我国提出的建设全国统一电力市场体系的要求，不仅是对“9号文”发布以来电改稳步推进成绩的肯定，也是对未来坚定推进电力市场改革的进一步指引，为“能源不可能三角”（经济、安全、环保）问题提供了解决方案，将集中体现经济性的电力市场机制作为支撑全局的主轴，而不再作为与安全性和环保性同一层级的鼎立一足，从而形成以电力市场机制为转轴，以充裕性、灵活性和环保性的价值为翼的全新格局。随着其物理基础资源的快速发展，虚拟电厂自身的发展空间也在快速拓宽，但仍要有系列必要的体制机制条件为前提。依据外围条件的不同，国内学界把虚拟电厂的发展分为三个阶段：第一个阶段为邀约型阶段，在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程；第二个阶段为市场型阶段，在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益，也会同时存在邀约型模式；第三个阶段为自主调度型虚拟电厂，甚至可称为“虚拟电力系统”，其中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。虚拟电厂是个上层建筑，对发展土壤的要求比较多，市场、技术、认知缺一不可。我国虚拟电厂一只脚已经踏上了第二阶段，要看清路在何方，不能仅站在单一的角度去看待，而是要放在充裕性、灵活性和绿色性的三维价值体系中立体的去衡量其优劣势所在，既不能以传统电厂的模子去硬套，也不能以国外经验的模板来生搬，以数字化驱动创新，靠技术迭代缩减成本，立足交易发现商机，求同存异地形成标准规范，兼容并包的融合各类资源，才能够真正找到适合我国国情和发展趋势的虚拟电厂解决之道。
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