虚拟电厂政策 - 国家政策：2024年5月，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，提出大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式，到2025年底，各地区需求响应能力一般应达到最大用电负荷的3%至5%。同年5月，国家发展改革委正式对外公布新修订的《电力市场监管办法》，自6月1日起实行，正式将虚拟电厂纳入电力交易主体。2024年，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，提出结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂，建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则。 - 地方政策：2024年6月13日，深圳市发展和改革委员会发布《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》，围绕4个维度提出12条具体措施推动虚拟电厂加快发展，包括对虚拟电厂关键技术研发、关键设备规模化量产、提升充电设施智能有序充电能力、提升车网双向互动能力等给予资金支持。2024年5月，湖南电力交易中心发布《虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则（征求意见稿）》，明确了虚拟电厂参与电力市场的具体条件和规则。2024年5月，浙江杭州市人民政府印发《国家碳达峰试点（杭州）实施方案》，提到试点建设虚拟电厂。 虚拟电厂收益计算方法 - 电量平衡收益：虚拟电厂可利用电力市场价格波动，借助储能与光伏等资源配合，实现低谷用电、高峰售电，获取峰谷套利收益，收益计算公式为：峰谷套利收益=（高峰电价-低谷电价）×峰谷套利电量。 - 电力平衡收益：包括参与电网辅助服务及需求响应获得的收益。辅助服务交易包括调峰、填谷、调频、备用等，收益计算公式为：辅助服务收益=每次调节量×调节次数×平均每次调节单价；需求响应收益则根据参与需求响应的电量和响应补偿单价计算，即需求响应收益=响应电量×需求响应补偿单价。 - 其他增值服务收益：如为用户提供能源管理、设备维护等服务获取的收入，这部分收益根据具体服务内容和收费标准确定。 虚拟电厂收益计算案例 - 案例一：储能型虚拟电厂：某储能型虚拟电厂项目规模为1MW/2MWh储能系统，总初始投资260万元，包括储能系统成本200万元、安装成本40万元及其他费用20万元。年度运维成本按总投资的3%计算为7.8万元/年。假设峰谷电价差为0.8元/kWh，每日充放电量400kWh/天，年均充放电天数300天，则峰谷套利年收入为96万元/年；参与辅助服务市场，年均参与调节次数2000次，每次调节量200kWh，平均每次调节收入0.5元/kWh，年辅助服务收入200万元/年；参与需求响应计划，年均参与次数100次，每次响应量200kWh，每次需求响应收入1元/kWh，年需求响应收入20万元/年；增值服务收入假设每年20万元。则该虚拟电厂年均总收入336万元，扣除年度运维成本后的净收入328.2万元，扣除所得税后的净收入246.15万元。 - 案例二：特斯拉能源资产交易控制平台：2022年，特斯拉与加州公用事业公司PG&E合作开展紧急减负荷计划，当加州电网需要额外电力供应时，特斯拉Powerwall的用户将储存的电量返回电网，可获得每千瓦时2美元的报酬。 - 案例三：上海黄浦区商业建筑虚拟电厂：作为全国首个区域级商业虚拟电厂，截止2023年中旬，累计调度超过2000幢次，已完成虚拟发电量近50万千瓦时，其中最大单次调度量5万千瓦时，在2022年7-8月极端负荷天气下，连续性日内调度15次，累计消减峰值负荷电量超16万千瓦时，但未提及直接的经济收益情况，其主要体现为社会效益和对电力系统安全稳定运行的贡献。