虚拟电厂参与电力市场的商业模式创新探究

代勇辉

      【摘要】随着能源转型与电力市场化改革深化，虚拟电厂在激活分布式资源、优化电力配置中的作用日益凸显，但其参与电力市场的现有商业模式因运营中的多重制约，面临可持续性挑战的问题。本文围绕虚拟电厂商业模式优化展开系统研究，通过分析其参与电力市场的模式特征与核心制约，提出系统性优化方向，旨在为虚拟电厂提升市场参与效能、实现市场化可持续发展提供理论支撑与实践参考。
      【关键词】虚拟电厂；电力市场；商业模式创新；风险对冲

引言
      虚拟电厂并非实体，而是借助物联网与优化调度技术，聚合分布式电源等分散资源，形成统一调控主体以参与市场。其能激活用户侧资源、缓解并网压力、提升市场效率。目前，虚拟电厂已初步参与电力市场，但因商业模式不成熟等，潜力未充分释放。本文聚焦其参与市场的模式、瓶颈与创新路径，助力可持续发展与新型电力系统高效运行。
一、虚拟电厂参与电力市场的现有模式
      （一）辅助服务市场参与模式虚拟
      电厂在辅助服务市场承担电网调节关键角色，整合储能、可控工业负荷、分布式电源等资源为统一调节主体，依据电网需求信号提供调频、备用或调压服务。调频时，实时调整聚合资源出力或负荷，响应自动发电控制（AGC）指令，弥补发电用电瞬时不平衡，因聚合资源响应快、调节精度高，在一次和二次调频市场形成与火电机组差异化竞争优势。 参与备用服务市场，预留部分资源容量，在突发情况时快速投入保障供电，服务分旋转和非旋转备用，虚拟电厂可依资源特性选择参与类型。调压时，协调分布式电源无功出力或控制柔性负荷用电特性，辅助维持节点电压稳定，在分布式电源高渗透率区域缓解调压压力。
      （二）电能量市场参与模式
      电能市场是虚拟电厂能源交易核心场景，通过中长期合约交易与现货市场竞价结合，平衡能源供给稳定性与收益优化需求。 中长期合约交易中，虚拟电厂作为能源聚合商提前与发电企业或大用户签订固定价格、量的合约，锁定收益、降低现货价格波动风险，为电网规划提供数据支撑。例如，针对聚合工业用户与煤电企业签订季度或年度供电合约。 现货市场竞价侧重实时供需匹配，虚拟电厂依据当日或实时电网负荷、新能源出力预测数据制定报价策略。当价格高于成本时，增加出力或减少负荷出售电力；当价格低于成本时，减少发电或增加负荷储存电能，提升盈利空间。
      （三）用户侧需求响应模式
      该模式以虚拟电厂聚合用户侧柔性资源为基础，引导用户调整用电行为，实现电网供需平衡与用户成本节约双赢。 虚拟电厂先与用户签订合作协议获取负荷调节权限，再依据电网需求或市场价格信号制定策略。峰谷价差套利是基础形式，虚拟电厂分析电价差异，引导用户低谷时段增加用电、高峰时段减少用电。用户降低电费，虚拟电厂提取服务费或售电获利。 虚拟电厂还可组织用户参与需求侧竞价，在电网供电紧张或价格飙升时发布邀约，组织用户削减负荷竞价。成功后获得补贴并与用户共享，将分散负荷转化为可调节市场资源。
二、虚拟电厂参与电力市场现有模式面临的瓶颈
      （一）收益结构单一，抗风险能力不足
      虚拟电厂现有商业模式的收益结构过于单一，多数主体仅聚焦辅助服务市场或电能量市场中的单一细分领域，未形成跨市场协同参与的收益组合。这种单一性使得虚拟电厂的收益高度依赖特定市场的需求波动与价格走势，当辅助服务市场需求缩减或电能量市场价格下行时，虚拟电厂缺乏其他收益来源进行补充，整体盈利稳定性大幅下降。同时，虚拟电厂在收益拓展中未充分挖掘用户侧增值服务潜力，仅局限于能源交易环节的收益获取，未延伸出与用户用电优化、能效管理相关的附加服务，进一步压缩收益空间，加剧抗风险能力的不足。
      （二）用户聚合困难，粘性维系受阻
      虚拟电厂在用户资源整合环节面临双重障碍，即用户聚合难度大与粘性维系受阻。虚拟电厂需聚合足量用户侧柔性资源才能形成市场竞争力，但部分用户因担心用电自主性受限、用电数据隐私泄露，或对收益分成机制的透明度、公平性存疑，主动参与意愿始终较低，导致资源聚合效率难以提升。即便通过短期激励达成初期合作，虚拟电厂也缺乏长期利益绑定机制维系用户粘性，当其他聚合商提供更高分成比例或更低参与门槛时，用户易出现流失，导致虚拟电厂的资源池规模频繁波动，直接影响其在市场中的交易履约能力。
      （三）成本收益失衡，可持续性受限
      虚拟电厂的经济运行存在成本收益失衡问题，其前期固定投入与后期运维成本的刚性特征，与市场化收益的波动性之间存在矛盾。虚拟电厂的前期投入涵盖聚合调度平台开发、分布式资源接入改造、计量与通信设备部署等，后期运维还需承担平台升级、数据管理、专业人员运维等持续成本，这些成本均需长期分摊且调整空间有限。而虚拟电厂的市场化收益受电力市场价格、调节需求、政策补贴变化等多重因素影响，多数情况下收益水平难以覆盖刚性成本，导致成本回收周期普遍较长，部分中小规模虚拟电厂甚至面临持续亏损，直接制约商业模式的可持续推进。
      （四）风险对冲缺失，盈利不确定性高
      虚拟电厂参与电力市场时缺乏有效的风险对冲机制，显著放大盈利不确定性，使其难以应对市场波动带来的经济损失。电力市场的现货价格、辅助服务定价均存在日内、日间的剧烈波动，虚拟电厂若未提前锁定交易价格，可能因价格骤降导致单次交易收益不及预期；同时，虚拟电厂对聚合资源的出力或负荷预测存在天然偏差，若预测值与实际值差距过大，会增加额外履约成本或面临违约处罚。当前电力市场中针对虚拟电厂的风险对冲工具极为匮乏，既无专属的电力期货、期权产品，也缺乏第三方风险担保机制，虚拟电厂只能被动承受市场风险，进一步加剧盈利层面的不确定性。
三、虚拟电厂参与电力市场的商业模式创新方向
      （一）构建多元收益体系，增强抗风险能力
      虚拟电厂可根据各市场实时价格与需求信号，动态分配聚合资源：当电能量市场价格偏低时，将部分可控资源转向辅助服务市场提供调频、备用服务，避免资源闲置导致的收益损失；当辅助服务需求疲软时，则聚焦电能量市场的现货竞价或中长期合约交易，通过市场间的资源调剂实现收益互补。
      针对用户侧增值服务，虚拟电厂需在基础能源交易之外，延伸与用户用电需求直接关联的服务内容。除能效管理、用电咨询外，虚拟电厂可基于用户负荷特性定制用电优化方案，例如为工业用户设计错峰生产与能源消费的联动方案，此类服务可与基础能源交易打包形成组合服务包，通过“基础服务费 + 优化收益分成”的模式提升收益稳定性，减少对单一市场交易收益的依赖。
      在能源服务融合维度，虚拟电厂可探索电力与热力、冷气等能源类型的协同服务。虚拟电厂可依托聚合的电力资源，联动用户侧热力、冷气设备，通过调节电力负荷间接优化热力、冷气供应节奏，形成负荷侧多能互补的服务能力，此举可以进一步降低单一电力市场波动对整体收益的冲击。
      （二）优化用户合作机制，强化粘性维系
      在收益分成机制设计上，虚拟电厂应细化核算维度，除公开总收益与分配比例外，还需按用户资源类型、调节响应速度等维度量化个体贡献对应的收益，避免“平均主义”引发的公平性质疑。
      在数据隐私保护方面，需建立全流程数据管控机制：在采集阶段遵循“最小化使用原则”，仅获取调度所必需的负荷调节能力数据；在传输与存储阶段采用端到端加密技术，防止泄露；使用后明确数据销毁或匿名化规则，从流程上保障用户数据安全，降低参与顾虑。
      为增强长期合作粘性，虚拟电厂可搭建用户贡献可视化平台，实时反馈用户参与市场交易的次数、调节量及对应收益，使其直观感知自身价值。同时，可设立“长期贡献奖励”，对连续参与超过一定周期且履约达标的用户，给予额外分成加成，通过“价值感知 + 阶梯激励”相结合，提升用户长期留存意愿，稳定资源池规模。
      （三）优化成本管控路径，提升可持续性
      在前期固定投入管控上，虚拟电厂可联合设备厂商推行“以租代买”模式，减少聚合平台、计量设备的一次性采购支出。运维成本优化需结合技术升级与策略调整。虚拟电厂可建立设备健康管理模型，通过实时监测设备运行数据预测故障风险，开展预测性维护而非被动维修，降低突发故障带来的高额维修成本。
      为进一步稳定成本端，虚拟电厂可与可再生能源场站签订优先购电协议，锁定中长期购电价格，减少电能量采购成本的波动；此外，虚拟电厂可与电网企业协商差异化接入电价，根据调节贡献争取电价优惠，通过成本端的精准管控实现收益与成本的动态平衡，支撑商业模式长期可持续。      （四）完善风险对冲机制，降低盈利不确定性
      在金融工具应用层面，虚拟电厂可联合金融机构、电力市场运营机构设计与自身调节容量挂钩的定制化衍生品，而非仅使用通用电力期货、期权产品，使对冲工具精准匹配交易规模与风险敞口。针对预测偏差风险，虚拟电厂需建立预测模型动态校准机制，在整合多维度数据基础上，结合实时市场反馈与履约结果持续调整模型参数，逐步缩小预测值与实际值的偏差。
      在外部风险缓释上，虚拟电厂可与电网企业签订风险共担协议，约定因电网调度调整导致的交易中断损失由双方按比例分担；同时，虚拟电厂可联合保险机构开发专项保险产品，覆盖政策补贴变动、市场需求骤减等非市场风险，通过“金融工具 + 协议共担 + 专项保险”的组合方式，全面降低盈利不确定性。
四、结语
      本文针对虚拟电厂参与电力市场的商业模式展开系统性研究，针对核心问题提出了系统的优化方向，形成“模式认知—问题剖析—路径优化”的完整研究框架。这些优化方向可为虚拟电厂突破发展障碍、提升市场竞争力提供直接指引，助力其在电力市场中更充分地发挥资源优化配置作用。未来可结合区域市场差异进一步拓展。
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