在“双碳”目标驱动下，我国能源结构加速向清洁化、低碳化转型，可再生能源装机规模持续扩大。截至2025年10月，全国太阳能发电装机规模为11.3亿千瓦，同比增长45.7%；风电装机达5.8亿千瓦，同比增长21.3%。但新能源发电的间歇性、波动性，叠加电动汽车、数据中心、工商业储能等新型负荷的迅猛增长，导致源荷双侧随机性显著增强，电网峰谷差持续扩大。以湖南省为例，2025年最大峰谷差率达45%，创历史新高，电力系统灵活调节能力不足的问题日益凸显，亟需挖掘需求侧资源潜力。

     虚拟电厂通过数字化技术聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源，既能为电网提供调峰、调频、备用等辅助服务，又能帮助用户降低用电成本、获取市场收益，成为连接需求侧资源与电力市场的关键纽带。当前，我国虚拟电厂仍处于从邀约型向市场型转型的阶段，本文基于国内外实践经验，从定义定位、实践案例、市场机制等维度展开研究，为虚拟电厂有序发展提供系统性解决方案。

1 虚拟电厂发展背景与定位

1.1 发展形势：资源、负荷与政策的三重驱动

     （1）新能源消纳需求迫切。我国新能源装机增速远超电网调节能力，2025年全国风电、光伏弃电率虽降至2.8%，但部分地区在极端天气下弃电问题仍较突出。虚拟电厂可通过聚合分布式新能源与储能资源，参与电力现货市场交易，提升新能源消纳能力。

     （2）负荷侧调节潜力巨大。随着工商业转型升级与居民用电结构优化，需求侧可调节资源规模持续扩大。国家明确提出了虚拟电厂发展目标，到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，调节能力跃升至5000万千瓦以上。

     （3）政策体系逐步完善。国家层面，2025年3月国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号文），明确虚拟电厂定义定位与发展路径；地方层面，山东、广东、浙江等20个省份已出台虚拟电厂专项政策，涵盖市场准入、交易规则、补贴激励等内容。政策红利持续释放，为虚拟电厂发展提供制度保障。

1.2 定义与定位：厘清概念边界

     根据《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号文），虚拟电厂是指“基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式”。其核心特征包括：资源聚合性（跨区域、跨用户整合分散资源）、功能灵活性（提供电能量、辅助服务等多元服务）、市场主体性（独立参与电力市场交易）。

     与相近概念相比，虚拟电厂具有明显差异：

     （1）与负荷聚合商相比。负荷聚合商仅聚焦负荷资源，调节功能单一； 虚拟电厂可整合分布式电源与储能，技术要求更高，是负荷聚合的高级形态。

     （2）与微电网相比。微电网侧重区域内就地平衡，可孤岛运行；虚拟电厂全部资源并网运行，主动为电网提供调节服务，可包含并网型微电网。

     （3）与源网荷储一体化相比。源网荷储一体化强调绿电直供，原则上不占用电网调峰资源；虚拟电厂是逻辑聚合的市场主体，通过参与市场交易实现资源优化配置。

1.3 核心价值：电网、用户与社会的多赢格局

     对电网而言，虚拟电厂可提升系统灵活性，降低峰谷差调节压力。以湖南省为例，若实现200万千瓦虚拟电厂调节容量，可减少煤电调峰机组启停次数35%，降低电网运维成本约15亿元/年。

     对用户而言，虚拟电厂通过参与需求响应与市场交易，帮助用户获取收益。例如，山东烟台城市级虚拟电厂聚合39万千瓦资源，累计交易量521万千瓦时，创收113万元。

     对社会而言，虚拟电厂可促进新能源消纳，减少碳排放。据测算，100万千瓦虚拟电厂每年可替代煤电发电量6亿千瓦时，减少二氧化碳排放48万吨。

2 国内外虚拟电厂实践经验

2.1 国际实践：差异化发展路径

     （1）欧洲聚焦分布式电源并网与市场运营。德国以《可再生能源法》激励分布式电源与虚拟电厂结合，如Next Kraftwerke公司运营的虚拟电厂聚合超2200个电源，总容量超350万千瓦。英国通过“需求侧响应计划”推动发展，要求超100千瓦用户参与，虚拟电厂可获补贴，2025年调节容量98万千瓦，减轻峰时供电压力约12%。

     （2）美国以需求响应为核心的市场化模式。美国虚拟电厂源于需求响应，依靠成熟市场机制商业化运营。加州2025年优化“虚拟电厂激励计划”，补贴标准提高15%，允许其参与多市场协同交易。纽约州深化“容量市场+辅助服务市场”模式，2025年容量市场中标价18美元/千瓦·月。

     （3）澳大利亚采用用户侧储能主导的技术驱动模式。澳大利亚因新能源占比高（2025年风电、光伏占比超40%），需虚拟电厂解决电压和频率问题。其以用户侧储能为核心，通过紧急频率控制市场响应。

2.2 国内实践：试点探索与模式创新

     （1）山西推进“负荷类”虚拟电厂规模化发展。山西省依托电力现货市场试点，持续推进“负荷类”虚拟电厂建设，截至2025年9月，全省已建成负荷类虚拟电厂12个，聚合工业用户56家，总容量达150万千瓦，调节容量为45万千瓦。其中首家入市的虚拟电厂运营商单日最大调节负荷11.72万千瓦。2025年1—9月，全省“负荷类”虚拟电厂累计午间峰时调节电量3.1亿千瓦时，晚高峰调节电量1.9亿千瓦时，累计收益达320万元，用户平均用电成本降低10%～15%。

     山西的核心经验在于：一是明确虚拟电厂市场准入标准，要求调节容量不低于5兆瓦、持续响应时间不低于2小时；二是创新“分时价格+红利分享”结算模式，运营商与用户按7∶3比例分配收益；三是放宽市场约束考核，对虚拟电厂的响应偏差容忍度提高至15%，激发运营商积极性。

     （2）深圳采用南网体系下的“源荷互动”深化模式。深圳虚拟电厂由南方电网主导建设，部署于南网调度云平台，实现网省两级直接调度。截至2025年9月，已接入58家运营商、7.2万个可调资源，总容量达380万千瓦，实时可调负荷为75万千瓦，平台最大调节能力达110万千瓦，常态化参与电网调峰。据了解，2025年1—9月，深圳虚拟电厂开展46次精准响应，调节电量186万千瓦时。

     深圳的创新点在于：一是建立“政府引导+电网主导+市场运作”机制，明确电网公司负责平台建设与调度，运营商负责资源聚合；二是推出“调节能力认证”制度，对可调资源进行分级分类管理，确保响应可靠性；三是打通“中长期+现货+辅助服务”市场通道，虚拟电厂可跨市场获取收益。

     （3）山东为市场化盈利模式的多元化标杆。山东省是国内虚拟电厂政策最完善、规模最大的地区之一，2025年9月，全省接入虚拟电厂达36家，聚合资源容量519.7万千瓦，测试调节能力116.9万千瓦。迎峰度夏期间，同一时刻最大削峰、填谷调节负荷分别达到25.75万千瓦和30.83万千瓦，27家虚拟电厂常态化参与电力现货市场交易，累计调节电量突破1.7亿千瓦时。

     山东的关键举措包括：一是成立省级虚拟电厂服务中心，12个地市同步设立市级服务中心，创新项目长责任制，为87个虚拟电厂项目提供全流程服务；二是建立“日清月结”结算机制，依托运营服务平台实现交易结算自动化；三是推出“虚拟电厂保险”，由保险公司为响应偏差风险提供保障，降低运营商风险。

3 虚拟电厂业务管理与市场交易机制

3.1 业务管理体系：全流程规范化运作

     （1）资源接入管理。虚拟电厂资源接入需满足技术标准与安全要求，核心流程包括：资源申报（用户提交可调资源参数）、资质审核（电网公司审核技术能力）、接入测试（验证调节性能）、正式并网（接入新型电力负荷管理系统）。一般来说，要求可调资源数据采集周期不超过3分钟，响应延迟不超过10分钟，调节精度误差不超过8%。

     （2）运行监测管理。依托新型电力负荷管理系统与虚拟电厂运营服务平台，实现对资源的实时监测。监测内容包括负荷功率、发电出力、储能SOC（荷电状态）、响应状态等，山东创新研发的模拟仿真平台可提供模拟交易和效果验证服务。

     （3）收益分配管理。收益分配需兼顾运营商与用户利益，常见模式包括：固定比例分配（如运营商70%、用户30%）、按贡献分配（根据用户调节量占比分配）、阶梯分配（调节效果越好，分成比例越高）。现阶段，虚拟电厂运营商与聚合用户的调节收益通常以固定比例分配为主。

3.2 市场交易机制：多市场协同参与

     （1）电能量市场。虚拟电厂参与电能量市场的核心方式包括：日前市场报量报价（申报次日调节计划）、实时市场补充调节（根据实际负荷偏差调整）。在现货市场试点地区，可通过“负发电”（负荷削减）或“正发电”（分布式电源出力）参与出清。例如，山西现货市场中，“负荷类”虚拟电厂2025年平均中标价格为0.72元/千瓦时，高于燃煤机组平均出清价格0.15元/千瓦时。

     （2）辅助服务市场。辅助服务市场是虚拟电厂的重要收益来源，包括调峰、调频、备用等品种。现货市场连续运行后，将主要考虑通过调频辅助服务。通常要求虚拟电厂具备快速响应能力（响应时间<8秒），收益按调频性能指标（Kp值）计算。

     （3）需求响应市场。需求响应是虚拟电厂的基础业务，分为邀约型与实时型：

     邀约型需求响应。电网公司提前发布邀约，虚拟电厂申报调节量与价格，按中标结果执行。

     实时型需求响应。电网出现紧急情况时实时触发，虚拟电厂需在分钟级或小时级内响应，收益按实际调节量计算。

     典型地区市场机制对比如表1所示。

4 结语

     在“双碳”目标与能源结构转型的双重驱动下，虚拟电厂凭借资源聚合、功能灵活、市场主体明确的核心特征，已成为破解新能源消纳难题、缓解电网峰谷差压力、实现源荷协同的关键路径。从发展背景看，我国新能源装机规模突破与新型负荷增长催生调节需求，相关政策体系的逐步完善，则为虚拟电厂发展提供制度保障，发展潜力巨大。

     虚拟电厂作为新型电力系统的重要组成部分，其健康发展不仅能提升电网灵活性与能源利用效率，更能推动能源转型与“双碳”目标落地。后续需持续优化技术体系、市场机制与政策环境，充分释放需求侧资源潜力，实现电网、用户、社会的多赢格局，为我国能源高质量发展提供有力支撑。

来源：用心君   大众用电