7月27日，在国新办举行的发布会上，国家能源局电力司司长何洋介绍了我国在推动新型储能发展方面取得的成果：一是新型储能的技术水平和装机规模稳步提升；二是新型储能的应用场景和商业模式不断拓展；三是新型储能的政策体系和市场机制初步建立。

7月28日，中共中央政治局召开会议，提出加大力度规划建设新能源供给消纳体系。

业内人士认为，加快建设新能源供给消纳体系，将促进新型电力系统的建立。在新型储能可以独立参与电力市场交易后，虚拟电厂作为新型储能的重要商业模式，将开启发展加速度。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对《证券日报》记者表示，随着风电、光伏的发电占比不断增多，虚拟电厂的发展前景毋庸置疑。不过目前来看，电力交易制度和电价等方面仍存在障碍，还需要通过技术进步、商业模式探索以及与政策不断磨合才能得到更好的发展。

商业模式逐步落地

今年可以说是新型储能迎来大发展的一年。

3月份印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》明确了新型储能发展的基础目标，计划到2025年实现新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。

中宇资讯分析师柳东远对《证券日报》记者表示，目前国内新型储能行业主要优势在抽水蓄能、化学储能、风电、太阳能发电以及氢能源等领域，而化学储能中的应用场景近年来发展步伐加快，目前主要集中在新能源车领域，包括锂电池、钠离子电池以及钒电池等。

6月份，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。

可以作为独立储能参与电力市场交易，是新型储能实现大踏步发展的重要一步。

何洋表示，传统的电力系统是因为电力不可储存，所以电力系统要瞬时平衡。随着风电、光伏大范围接入以后，因为风电光伏不确定性，系统也会产生很多不确定性，这时候新型储能在系统中就会发挥非常大的作用。所以现在新型储能的发展受到电力行业、制造产业、社会的高度关注。

中电联日前发布的《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，在新能源快速发展带动下，2022年新增装机规模将创历史新高，预计全年新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。到2022年底，非化石能源发电装机将首次达到总发电装机规模的一半。

“双碳”目标下，新能源装机量不断增加是必然趋势。在此背景下，新型储能所发挥的作用也就更为重要。

而虚拟电厂作为新型储能商业模式之一，可以实现对分布式能源的负荷预测、响应分配、实时协调控制和储能安全健康充放电管理，参与电力交易市场和需求响应。

柳东远认为，虚拟电厂作为适应波动式储能环境的新型模式，未来推广有望提速。

虚拟电厂迎发展良机

随着多地持续高温以及复产复工的推进，用电负荷快速增长并创新高。其中，7月25日，广东电网统调负荷今年第一次创历史新高，达到1.42亿千瓦，较去年最高负荷增长4.89%；深圳电网用电负荷也创新高，达2142.62万千瓦。

“7月份以来，局部地区出现了一些负荷侧响应情况，主要是当地为应对高峰负荷作出的负荷侧响应，引导用户通过市场化方式主动降低负荷。”何洋表示，随着“七下八上”(7月下旬到8月上旬)负荷高峰期的来临，预计全国用电负荷还将继续攀升。

天风证券研究报告指出，电网最高用电负荷连年攀高，电力供需“平时充裕、尖峰紧张”矛盾日益凸显，虚拟电厂成为经济性最优解决方案，满足5%的峰值负荷仅需投资500亿元至600亿元，仅约为火电投资的1/8。伴随政策助力，中国虚拟电厂市场有望跑步进入成熟期。

据中金公司测算，我国虚拟电厂行业有望在2030年触达1320亿元的理论市场空间。目前来看，已有不少上市公司开始布局虚拟电厂，江苏、浙江、上海等地也已开展虚拟电厂实践。

国能日新有关人士向《证券日报》记者表示，公司通过建设虚拟发电厂，电力供应商和聚合商可将分布式能源接入电网，根据电力需求变化情况向电网供电，并从中获得收入。

“虚拟电厂是一种将分布式发电、需求侧响应和储能资源统一协调控制，响应电网调度指令的物联网技术。公司的虚拟电厂平台及技术，主要是通过移峰填谷等服务手段实现电网的柔性调节及稳定运行。”恒实科技有关人士告诉《证券日报》记者，基于参与国网冀北电力公司“虚拟电厂”试点建设经验，公司在发电、电网以及用户侧开展综合能源服务，助力电网数字化、绿色化融合发展。

柳东远表示，目前我国虚拟电厂仍以政策和补贴驱动为主，还应完善配套激励政策。从能源结构和市场机制的特征来看，尚需要探索出兼顾分布式电源、可控负荷以及储能资源的模式。我国大力发展虚拟电厂的难点并不在技术或商业推广层面，而主要在于电力市场化交易层面。