12月5日，華能集團江蘇公司南京燃機電廠牽頭編寫的《燃氣輪機組黑啟動技術規范》團體標準正式通過江蘇省電力行業協會發布。

該標準是基于電廠黑啟動電源點建設的相關經驗，對燃機電廠黑啟動的總則、基本技術條件、黑啟動試驗、黑啟動程序及應急處置等環節制定標準。

近日，湖北省發改委發布《關于公布2022年第二批納入建設規模管理的新能源發電項目名單的通知》。

《通知》顯示，此次公布的7個風光火儲新能源百萬千瓦基地(二期)項目共計15個，容量195萬千瓦，其中：風電項目6個、容量88萬千瓦；光伏發電項目9個、容量107萬千瓦。

公布的常規單體風電和光伏發電項目共計20個，容量232萬千瓦。其中：風電項目3個、容量45萬千瓦；光伏發電項目17個、容量187萬千瓦。

公布的風電項目應在2024年底前全容量并網發電，光伏項目應在2024年6月底前全容量并網發電。

原文如下：

湖北省能源局關于公布2022年第二批納入建設規模管理的新能源發電項目名單的通知

各有關市、州、直管市發展改革委(能源局)，國網湖北省電力公司：

根據《省能源局關于加快風電、光伏發電項目開發建設有關工作的通知》(鄂能源新能〔2022〕25號)要求，有關發電企業將鄂能源新能〔2022〕14號安排的部分建設規模明確到具體項目，項目所在地市州縣發改委(局)已審核，省電力公司已反饋意見?，F將具備建設條件的具體項目名單公布如下。

一、此次公布的7個風光火儲新能源百萬千瓦基地(二期)項目共計15個，容量195萬千瓦，其中：風電項目6個、容量88萬千瓦；光伏發電項目9個、容量107萬千瓦。

二、此次公布的常規單體風電和光伏發電項目共計20個，容量232萬千瓦。其中：風電項目3個、容量45萬千瓦；光伏發電項目17個、容量187萬千瓦。

三、此次公布的風電項目應在2024年底前全容量并網發電，光伏項目應在2024年6月底前全容量并網發電。

四、有關市州縣發改委(局)要督促項目單位嚴格按照國家和省有關要求加快推進項目建設，確保項目按期建成；要加大協調服務力度，積極做好支持政策落實工作。

五、省電力公司要抓緊辦理納規項目的接入手續，加快并網工程建設，確保網源同步建成。

中國共產黨第二十次全國代表大會開幕會2022年10月16日（星期日）上午10時在人民大會堂大禮堂舉行。習近平總書記多次提及碳達峰碳中和、可持續發展、綠色發展、脫貧攻堅、鄉村振興、科技創新等關鍵詞，對可再生能源產業發展具有重要指導意義。

習近平總書記在報告中表示：五年來，我們堅持加強黨的全面領導和黨集中統一領導，全力推進全面建成小康社會進程，完整、準確、全面貫徹新發展理念，著力推動高質量發展，主動構建新發展格局，蹄疾步穩推進改革，扎實推進全過程人民民主，全面推進依法治國，積極發展社會主義先進文化，突出保障和改善民生，集中力量實施脫貧攻堅戰，大力推進生態文明建設，堅決維護國家，防范化解重大風險，保持社會大局穩定，大力度推進國防現代化建設，全方位開展中國特色大國外交，全面推進黨的建設新的偉大工程。

十年來，我們經歷了對黨和人民事業具有重大現實意義和深遠歷史意義的三件大事：

一是迎來中國共產黨成立一百周年。

二是中國特色社會主義進入新時代。

三是完成脫貧攻堅、全面建成小康社會的歷史任務，實現百年奮斗目標。

同時，習近平總書記表示：在充分肯定黨和國家事業取得舉世矚目成就的同時，必須清醒看到，我們的工作還存在一些不足，面臨不少困難和問題。對這些問題，我們已經采取一系列措施加以解決，今后必須加大工作力度。

四、加快構建新發展格局，著力推動高質量發展

高質量發展是全面建設社會主義現代化國家的首要任務。沒有堅實的物質技術基礎，就不可能全面建成社會主義現代化強國。必須完整、準確、全面貫徹新發展理念，堅持社會主義市場經濟改革方向，堅持高水平對外開放，加快構建以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局。

我們要堅持以推動高質量發展為主題，把實施擴大內需戰略同深化供給側結構性改革有機結合起來，增強國內大循環內生動力和可靠性，提升國際循環質量和水平，加快建設現代化經濟體系，著力提高全要素生產率，著力提升產業鏈供應鏈韌性和水平，著力推進城鄉融合和區域協調發展，推動經濟實現質的有效提升和量的合理增長。

我們要構建高水平社會主義市場經濟體制，堅持和完善社會主義基本經濟制度，毫不動搖鞏固和發展公有制經濟，毫不動搖鼓勵、支持、引導非公有制經濟發展，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用。建設現代化產業體系，堅持把發展經濟的著力點放在實體經濟上，推進新型工業化，加快建設制造強國、質量強國、航天強國、交通強國、網絡強國、數字中國。全面推進鄉村振興，堅持農業農村優先發展，鞏固拓展脫貧攻堅成果，加快建設農業強國，扎實推動鄉村產業、人才、文化、生態、組織振興，全方位夯實糧食根基，牢牢守住十八億畝耕地紅線，確保中國人的飯碗牢牢端在自己手中。促進區域協調發展，深入實施區域協調發展戰略、區域重大戰略、主體功能區戰略、新型城鎮化戰略，優化重大生產力布局，構建優勢互補、高質量發展的區域經濟布局和國土空間體系。推進高水平對外開放，穩步擴大規則、規制、管理、標準等制度型開放，加快建設貿易強國，推動共建“一帶一路”高質量發展，維護多元穩定的國際經濟格局和經貿關系。

十、推動綠色發展，促進人與自然和諧共生

大自然是人類賴以生存發展的基本條件。尊重自然、順應自然、保護自然，是全面建設社會主義現代化國家的內在要求。必須牢固樹立和踐行綠水青山就是金山銀山的理念，站在人與自然和諧共生的高度謀劃發展。

我們要推進美麗中國建設，堅持山水林田湖草沙一體化保護和系統治理，統籌產業結構調整、污染治理、生態保護、應對氣候變化，協同推進降碳、減污、擴綠、增長，推進生態優先、節約集約、綠色低碳發展。

我們要加快發展方式綠色轉型，實施全面節約戰略，發展綠色低碳產業，倡導綠色消費，推動形成綠色低碳的生產方式和生活方式。深入推進環境污染防治，持續深入打好藍天、碧水、凈土保衛戰，基本消除重污染天氣，基本消除城市黑臭水體，加強土壤污染源頭防控，提升環境基礎設施建設水平，推進城鄉人居環境整治。提升生態系統多樣性、穩定性、持續性，加快實施重要生態系統保護和修復重大工程，實施生物多樣性保護重大工程，推行草原森林河流湖泊濕地休養生息，實施好長江十年禁漁，健全耕地休耕輪作制度，防治外來物種侵害。積極穩妥推進碳達峰碳中和，立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，有計劃分步驟實施碳達峰行動，深入推進能源革命，加強煤炭清潔利用，加快規劃建設新型能源體系，積極參與應對氣候變化全球治理。

——節選自中國共產黨第二十次全國代表大會文字實錄

新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性特征，系統的綜合調節能力是影響新能源發展與消納的關鍵，迫切需要完善相關政策機制，整合各類調節資源，為新能源更大規模發展創造條件。本報告基于對新型電力系統內涵特征的研究基礎，梳理了電力系統調節能力發展情況及目前存在的問題，研判了未來調節能力需求，分析了各類調節資源特性及適用場景，從電源側、電網側、負荷側、儲能側以及政策機制方面分別研究了調節能力提升路徑，并提出了政策建議。（來源：微信公眾號“中能傳媒研究院”作者：董博 李藝） 

一、新型電力系統內涵及系統調節能力

  新型電力系統是在傳統電力系統基礎上，順應碳達峰碳中和要求的系統，是以新能源發電為主體，以多元協調、廣域互聯的靈活性資源為支撐，以交直混聯和微電網并存的電網為樞紐，應用先進電力電子技術與新一代數字信息技術，依托統一電力市場，實現能源資源大范圍優化配置的基礎平臺。新型電力系統具有綠色低碳、柔性靈活、互動融合、智能穩定的顯著特征。

系統調節能力是指電力系統能夠可靠且經濟有效地應對供需平衡動態變化，確保電力系統瞬時穩定及供電能力。提升系統調節能力能夠推動源網荷儲（電源、電網、負荷、儲能）一體化發展，促進新能源高比例開發和大規模消納，是體現新型電力系統柔性靈活特性的關鍵指標。

二、系統調節能力基本情況及存在問題

（一）基本情況

電源側靈活調節能力持續提升。電源側調節能力主要包括靈活調節煤電、具有日及以上調節能力的大中型水電、抽水蓄能、調峰氣電、新型儲能等。截至2020年底，全國靈活調節電源裝機占比18.5%。

電網跨省跨區輸電通道加快建設，為大范圍系統調節創造了條件。截至2020年底，我國跨省跨區送電能力達到2.9億千瓦，已建成“十四交十六直”30項特高壓工程。

電力需求側管理作用彰顯，響應能力不斷提高?！笆濉逼陂g，國家電網經營區累計實現削峰響應1853萬千瓦，填谷響應1925萬千瓦；南方電網通過簽訂可中斷協議，實現需求響應共計570萬千瓦。

新能源得到利用，棄電率控制在合理水平。2021年，全國11個省市風電、太陽能發電利用率達到100%，27個省區的風電、太陽能發電利用率在95%以上。新能源棄電率2.7%，比“十三五”初期下降13個百分點。

（二）存在問題

一是系統調節能力難以適應更大規模新能源發展需要?！笆濉逼陂g，新能源裝機占比從11.3%提升至24.3%，提升了13個百分點；而抽水蓄能、調峰氣電等傳統調節電源占比一直維持在6%左右。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，美國、西班牙靈活電源占比分別為49%、34%，靈活調節電源分別是新能源的8.5倍和1.5倍。

二是新能源配置儲能政策存在諸多問題。地方出臺“一刀切”強配儲能政策，已建項目利用率不高，僅為22%；儲能成本全部由新能源企業承擔，影響經濟效益；電化學儲能問題頻發，設備性能有待提高，管理有待加強；儲能技術標準和規范體系有待完善。

三是輔助服務補償力度小、補償機制不合理。輔助服務補償費用偏低，2018年我國輔助服務補償費用僅占上網電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%；輔助服務參與主體不全，尚未對虛擬電廠等新興服務品種進行整體規劃；成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發電企業分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。

四是提升系統調節能力的電價機制尚未形成。抽水蓄能的電價疏導需盡快出臺實施細則，明確資本金核定、容量電費分攤等問題；目前尚未形成促進新型儲能發展的價格機制，電網側替代性儲能電價政策尚處于研究探索階段；負荷側資源主動參與調節積極性不高，通過價格信號調動需求側資源的機制還未形成。

三、系統調節能力需求及調節措施適用場景

（一）調節能力需求

未來電力系統調節能力需求逐步攀升，并呈現不同時空尺度特性?！笆奈濉睍r期，新能源占比逐漸提高，常規電源將逐步轉變為調節性和保障性電源。預計2025年，靈活調節電源占比將達到24%左右。遠期看，構建新型電力系統，對調節能力的需求將更大。新能源成為主體電源之后，其季節性出力特性受天氣影響大，特別是對小時級以上的調節需求將更加突出。需要挖掘源網荷儲各環節的能力，要利用好可中斷負荷、虛擬電廠、跨省跨區交易等調節手段，推進電動汽車、長周期新型儲能、氫儲能的利用。

（二）調節電源特性

系統調節電源主要包括煤電靈活性改造、調峰氣電、有調節能力的水電、抽水蓄能和電化學儲能等，未來還將包括壓縮空氣儲能、氫儲能和合成燃料儲能等。不同調節電源在性能、成本和配置要求等方面存在差異，需要綜合考慮各類調節電源特點和應用場景需求，因地制宜合理配置。 

（三）適用場景分析

針對新能源大規模發展帶來的超短期、短期調節需求，為加大新能源頻率響應特性和短期調節能力，可在集中式新能源場站配置一定比例儲能，主要選擇能夠快速響應新能源波動的電化學儲能。

針對新能源更大規模發展帶來的日內、周調節需求，應通過抽水蓄能電站、靈活煤電、調節水電以及未來布局氫能等措施，進一步提升系統調節能力。

四、系統調節能力提升路徑 

（一）電源側提升路徑 

持續推進煤電靈活性改造制造，煤電靈活性改造技術成熟、綜合能效高，雖然煤電深度調峰運行煤耗升高，但增加新能源消納后，綜合供電煤耗顯著下降。加快抽水蓄能電站建設及改造，推動已開工的項目盡快投產運行，盡早發揮作用；因地制宜，建設中小型抽水蓄能電站；對具備條件的水電站進行抽水蓄能改造。發揮流域水電集群效益，通過聯合調度，利用好梯級電站水能資源，形成梯級電站大型儲能項目，實現水電與新能源多能互補運行。因地制宜，同時鼓勵熱電聯產氣電開展靈活性改造，進一步提升調節能力。引導新能源積極主動參與系統調節，綜合考慮技術經濟性，合理確定新能源利用率目標；利用好新能源自身調節能力，多途徑提升其并網友好性。

（二）電網側提升路徑

規劃建設跨省跨區輸電通道，提升資源大范圍優化配置能力，預計到2025年，“西電東送”能力達到3.6億千瓦左右。加強送受端省份對接協作，優化運行方式，充分利用鄰近省區調節能力，提升地區整體的新能源消納水平；建立送受端地區協作機制，大程度發揮遠距離大規模送電的效率效益。加快配電網改造和智能化升級，滿足分布式電源、電動汽車充電設施、新型儲能、數據中心等多元化負荷的靈活接入，推進新能源就地開發、就近消納。優化調度運行機制，共享儲能資源，構建多層次智能電力系統調度體系，電網統一調度“共享儲能”，實現儲能在不同場站間共享使用。

（三）負荷側提升路徑

挖掘需求側響應能力，著力提升大工業高載能負荷靈活性，引導用戶優化用電負荷，增強電網應急調節能力。引導電動汽車有序充放電，利用現代信息技術和價格手段，推動電動汽車參與電力系統調節。因地制宜發展電供暖、電制氫、電轉氣等靈活性負荷，在新能源富集地區，鼓勵熱泵供熱、電制氫、電制甲烷等靈活用電負荷，主動參與系統運行，減少系統峰谷差，從而提升新能源消納能力。

（四）儲能側提升路徑 

根據系統需要，多元化推進儲能技術研發與應用。優化儲能布局場景，合理選擇儲能技術類型，與各類電源協同發展。積極探索新的商業模式，推動獨立儲能發揮調節作用。 

（五）政策機制提升路徑

健全電力輔助服務市場機制，適當增加爬坡類、系統慣性等交易品種，滿足系統不同時段的靈活需求；完善輔助服務補償機制，加大補償力度，有效引導企業提升系統調節能力。探索建立容量成本回收機制，隨著市場化深入，盡早謀劃建設容量市場，探索適應我國資源稟賦和市場化改革的容量市場機制。完善新能源+儲能配置政策，科學確定新能源配置儲能的合理比例，優化儲能布局，推廣共享儲能，有效提升儲能設施的利用率。 

五、有關建議

一是強化規劃帶領，統籌推進新能源發展與系統調節能力建設。因地制宜，科學制定各地區新能源合理利用率目標；規范新能源項目開發機制，促進新能源資源配置與調節能力、成本控制相結合；建立新能源開發與配套電網建設協調推進機制，確保新能源“能建盡建、能并盡并、能發盡發”，促進大范圍資源優化配置。

二是完善電力輔助服務市場機制，合理分攤疏導系統性成本。加大有償調峰補償力度，根據煤電在系統中的作用變化，系統推進煤電靈活性改造、制造；盡快明確可中斷負荷、虛擬電廠等輔助服務市場主體地位和準入條件；構建成本疏導機制，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。 

三是持續推進電價改革，充分釋放各類資源調節潛力。探索建立容量成本回收機制，煤電的備用容量作為可靠的保障電源，要合理體現其容量價值；完善需求側電價政策，激發需求側資源參與系統調節的潛力；出臺并完善面向新型儲能的電價政策及市場化機制。 

四是打破省間壁壘，構建多層次協同、基礎功能健全的電力市場體系。規范統一市場交易規則，破除電力交易地域界限，提高大范圍資源配置效率；加快建設適應新能源消納的電力現貨市場；建立健全適應多元主體參與的體制機制。 

五是加強技術攻關和管理創新，充分釋放系統各環節調節能力。優化煤電靈活性改造技術路線，確保機組經濟運行；加快可變速抽水蓄能機組、風機變速控制、光伏逆變器、新型儲能、綠氫制取應用、雙向互動智能充放電等關鍵技術攻關；創新管理模式，鼓勵能源企業優先租賃共享儲能設施，加快建立適合虛擬電廠、負荷聚合商等新興主體的管理規則和商業模式，充分釋放系統各環節調節能力。

提起電廠，很多人會想到這樣的場景——火電廠里冒著水蒸氣的冷卻塔、風電廠中高聳的風機、光伏電站一排排光伏板……但您聽說過“虛擬電廠”嗎？

今年夏季，國內多地出現高溫天氣，疊加經濟復蘇等因素，全國用電負荷快速增長。再看供電端，可再生能源發電在全國電力供應中的比重不斷上升，但風、光等可再生能源發電波動性、間歇性較強的問題仍待突破。如何保障穩定的電力供應？虛擬電廠進入人們的視野。

啥是“虛擬電廠”？

——看不見也摸不著，是一套依托于數字信息技術的能源管理系統

談及虛擬電廠，可追溯至中國的電力體制改革。

據了解，上世紀90年代，國內電力供應實行電力需求側管理，主要通過行政手段實行計劃用電。進入本世紀以來，電力需求側管理逐步演變為電力需求側響應，即根據電力市場供需情況調節電力。而電廠的主要功能之一，就是通過調節電力負荷來確保電力穩定。

華北電力大學能源互聯網研究中心主任曾鳴告訴記者，過去，用戶用電需求波動時主要靠供應側調節來平息，而能源結構轉型對電力系統的調節能力提出了新要求。“當前，中國正加快建設新型電力系統，其核心就在于推進可再生能源大規模、高比例發電。但可再生能源發電大規模并網帶來的不穩定性等問題也較為突出，傳統供應側的調節能力較難平滑風、光發電的波動性。這時候，依托數字化技術平臺、不受物理空間限制的虛擬電廠就展現出穩定電力供應的潛力?！痹Q說。

顧名思義，虛擬電廠看不見也摸不著。與傳統電廠不同，它不燒煤，也沒有廠房，是一套依托于數字信息技術的能源管理系統。

曾鳴告訴記者，虛擬電廠不用實體設備發電，而是聚合各類用電負荷，實現電力負荷的組合、分析、優化和調度。一方面，虛擬電廠所聚合的各類用電負荷要“可調節”，比如辦公樓里的空調、公共交通用電等；另一方面，它以數字化技術為支撐，將不同空間的用電負荷整合起來，實現優化調度，從而起到穩定電力供應的作用。

“除了可調節負荷，虛擬電廠還能對分布式電源、儲能、電動汽車等各類分布式資源進行聚合管理和優化控制。簡單來說，就是將不同類型的分布式資源‘聚沙成塔’，相當于建了一個云端電廠?！眹W能源研究院企業戰略研究所副所長張曉萱說。

虛擬電廠咋運作？

——根據市場電力供需情況，上游電力經由中游的數字化平臺統一調配，再分配給下游需求方

如果將整個產業鏈展開，虛擬電廠可分為上游的電力供應、中游的電力管理和下游的電力應用三大板塊。據介紹，虛擬電廠的運作，就是根據市場的電力供需情況，將上游的電力經由中游的數字化平臺統一調配，再分配給下游的需求方。

從上游供電看，虛擬電廠不具有實際存在的電廠形式，但具有電廠的功能。那么，建立在“云上”的虛擬電廠，電從哪兒來？

“虛擬電廠的電力來源可以分為兩大類?！睆垥暂娼榻B，一類是其聚合的分布式電源、儲能、電動車等向電網提供的富余電力；另一類是虛擬電廠通過控制其聚合的可調節負荷，削減用電高峰時的電力需求，所節省的部分等效于向電網提供了電力。

以國家電網冀北電力公司2019年投運的虛擬電廠示范工程為例，該電廠聚合了張家口、秦皇島、承德、廊坊地區的可調節工商業、蓄熱式電鍋爐、智慧樓宇、儲能等資源，主要參與華北調峰輔助服務市場的運營。在凌晨4時至6時風力大發期間，虛擬電廠控制蓄熱式電鍋爐、儲能、電動汽車等分布式資源儲存電力，到了晚上7時至8時用電高峰期，再將儲存起來的這部分電力提供給電網，屬于上述電力來源。在此階段，虛擬電廠還可將商業樓宇空調等柔性負荷降下來，節省大量電力以保障用電穩定，屬于上述第二類電力來源。

同樣具備調峰、調頻功能，虛擬電廠的調節效率遠高于傳統的供應側調節。張曉萱告訴記者，傳統煤電機組增減出力的響應時間較長，參與調峰受爬坡速率的限制。一般來說，一臺煤電機組從出力到額定出力需要1到2個小時。而虛擬電廠聚合的儲能、可調節負荷等資源響應速度可達到分鐘級甚至秒級，顯然快于前者。

不僅如此，虛擬電廠在穩定電力供應方面還呈現出更高的經濟性。以往在出現較大用電負荷時，供應側的調節方式往往是擴建電廠、調動備用電源、加強有序用電管理等。而虛擬電廠通過降低用電側負荷來保障用電穩定，不會對居民、工商業用電產生過大影響，成本更低，對環境也更友好。

國家電網的一項測算顯示，同樣為了維持電力系統穩定，傳統火電廠如果要建設煤電機組來實現經營區域內電力削峰填谷，以滿足5%的峰值負荷需求即用電需求計算，需投入電廠及配套電網建設成本約4000億元；如果借助虛擬電廠來實現同樣的功能，其建設、運營、激勵等環節僅需投資500億元至600億元，成本遠低于前者。

發展機制仍待完善

——推動虛擬電廠大規模發展還需進一步明確其盈利機制，并協調好供電側等多方關系

業內人士分析，虛擬電廠近來關注度高漲，一方面源于天氣等因素催生的用電需求，另一方面，儲能、新能源汽車等相關技術的成熟讓虛擬電廠得以獲取更多電力資源。此外，依托物聯網、大數據等手段，虛擬電廠預測可再生能源的發電情況，避免“棄風棄光”現象，節省電力資源的同時也能實現其在更大范圍內的優化配置。

不過，和傳統電廠一樣，虛擬電廠的運作還要考慮一個關鍵問題——如何盈利？

張曉萱告訴記者，國內的虛擬電廠主要通過參與輔助服務市場和需求側響應來賺取一定費用。前者指為電力系統調節等提供服務，后者則是根據電網需求，調整用電側的使用情況?？傮w看，目前國內的虛擬電廠盈利模式較為單一，激勵機制還不夠。

記者了解到，在虛擬電廠布局較早的部分歐洲國家，當地虛擬電廠可通過向發電企業提供電力規劃和技術支持等獲取服務費，或幫助發電企業接入電網完成電力交易后收取部分費用。業內人士認為，參照部分歐洲國家的經驗，中國的虛擬電廠在盈利模式等方面可實現一定創新。比如進一步豐富輔助服務市場交易品種，加快電力現貨市場、容量市場建設，拓寬虛擬電廠參與市場的渠道。此外，可探索能源托管、節能服務等其他增值服務，如提供節約電費、降碳分析方案等。

中國正加緊布局虛擬電廠。2021年10月，國務院印發《2030年前碳達峰行動方案》，提出要大力提升電力系統綜合調節能力，加快靈活調節電源建設，引導自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、虛擬電廠等參與系統調節。今年3月發布的《“十四五”現代能源體系規劃》明確，開展工業可調節負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網（V2G）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范。力爭到2025年，電力需求側響應能力達到大負荷的3%-5%。

專家認為，要進一步推動虛擬電廠大規模發展，還需處理好多方關系。“要使虛擬電廠的價值在市場中充分體現，讓它和供應側的資源實現公平競爭，按照誰更劃算、更具清潔性等標準進行選擇?！痹Q說，另一方面，仍需進一步完善相關政策支持，繼續創新數字信息技術，讓虛擬電廠更“聰明”，進而在更大范圍內推廣應用。（記者 廖睿靈）