虚拟电厂入市：开启碎片化能源“团购”时代

在如今的电力系统中，随着资源分散化、碎片化程度加深，常规的电力系统运行管理、调度控制、市场交易行为，很难直接作用于这些资源，于是，以资源整合、协调互动为特征的虚拟电厂便应时而生。

（来源：中国能源观察 作者：本刊记者 刘光林）

随着新型电力系统构建和电力市场建设的加速推进，虚拟电厂的发展需求日益增长，条件日渐成熟，作用日趋显著。作为一种全新的电力运行组织模式，推动虚拟电厂公平参与各类电力市场并获得相应收益，已经成为其实现高质量发展的必由之路。

4月11日，国家发展改革委、国家能源局分别在其官网发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）（以下简称《指导意见》）。《指导意见》要求，健全相关市场机制，推动虚拟电厂按独立主体身份公平参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。

在我国，尽管虚拟电厂本身尚处于发展初期，但是在国家和地方相关政策和举措的合力推动下，各地已经就其参与电力市场纷纷进行试水，围绕增强电力保供能力、促进新能源消纳以及完善电力市场体系等方面开展了有益探索，推动能源行业实现高质量发展。

政策先行，为虚拟电厂入市提供坚实制度保障

在我国，有关虚拟电厂的政策安排，有相当一部分是围绕其参与电力市场而设计的。

华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏，从政策的角度将国内虚拟电厂产业发展分为三个阶段，其主线基本上围绕电力市场展开：最初是在有关政策文件中提及虚拟电厂的概念；接着是在《电力现货市场基本规则（试行）》中明确将其纳入电力市场主体范畴；再到《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》和《指导意见》，对虚拟电厂的经营主体和市场主体身份进行确认，并对其如何参与市场进行了强调，等等。

今年以来，国内虚拟电厂发展更是驶入快车道。

在年初国务院新闻办举行的“中国经济高质量发展成效”系列新闻发布会上，时任国家发展改革委副主任赵辰昕介绍，2025年要统筹好培育新动能和更新旧动能的关系，因地制宜发展新质生产力，需要更加坚持深化改革，其中就包括“支持各类经营主体参与电力市场，为虚拟电厂、智能微电网等新业态提供发展空间”。

2月27日，国家能源局发布的《2025年能源工作指导意见》指出，持续完善能源体制机制，建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。

4月11日，国家发展改革委、国家能源局同时发布《指导意见》，明确积极推动虚拟电厂因地制宜发展、持续提升虚拟电厂建设运行管理水平、完善虚拟电厂参与电力市场的机制等任务，为虚拟电厂参与电力市场提供了政策保障。

随着国家政策层面的加码推动，尤其是《指导意见》的出台，各地迅速响应，相继出台了有关细则，发力推动虚拟电厂不断加快入市的步伐。

2月14日，四川下发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》并明确，虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求侧市场化响应、电力中长期市场、电力现货市场和电力辅助服务市场等。

3月14日，陕西电力交易中心转发陕西省发展改革委有关文件，就虚拟电厂参与电力市场等工作公开征求意见。

4月30日，《浙江省虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》发布，明确虚拟电厂应参与电力市场交易有关情况。

当然，还有些省份行动得更早一些。

2022年6月，山西就出台了《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，规定了虚拟电厂入市基本流程。2023年12月，《宁夏回族自治区虚拟电厂运营管理细则》出台，明确了虚拟电厂建设、接入、交易、结算等流程管理基本框架。2024年，《山东电力市场规则（试行）》《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》先后出台，针对虚拟电厂参与电力市场的基本规则进行了规定。

据不完全统计，截至目前全国有近20个省份发布或更新了虚拟电厂参与电力市场的相关政策，其中明确实施或者开展试点的省份包括山东、广东、江苏、山西、重庆、浙江、湖北、宁夏、江西、云南，另外南方区域电力市场也允许虚拟电厂参与交易。

基于此，有专家表示，正是由于政策的强力支持，我国虚拟电厂才得以快速发展，并就参与电力市场进行了全方位实践探索。

实践探路，多地力推虚拟电厂全方位参与市场

根据《指导意见》，到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。

数据显示，截至2024年底，全国注册虚拟电厂聚合商有600多家，数量排名前三的省份为广东、北京、江苏；全国在运虚拟电厂调节能力已经达到千万千瓦级别，比如，国家电投苏州市虚拟电厂便聚合容量91万千瓦，其中涵盖分布式光伏、储能、工商业可调负荷等系统资源，具备了23万千瓦可调节能力。

随着各层级政策逐渐起效，全国各地虚拟电厂层出不穷，入市进程也大大加快。目前，山西、山东、广东等电力市场化程度较高的省份，正加速推进虚拟电厂参与市场交易，如山东建成虚拟电厂20家，聚合分布式光伏、储能、充电桩等资源274.8万千瓦，可调节能力达到55万千瓦；山西聚合资源容量突破200万千瓦，累计结算电量3.84亿千瓦时；江苏也已经有10余家虚拟电厂通过公示阶段进入电力市场。此外，南方五省区聚合虚拟电厂资源规模超过500万千瓦。同时，冀北、江苏、浙江和上海等地也有多个大型虚拟电厂试点项目投入运营。

而在江苏、浙江等试点省份，正通过“报量报价”“报量不报价”等多种模式验证虚拟电厂入市的技术可行性。

“多地加速布局虚拟电厂建设，反映了地方政府对能源转型和电力系统优化的迫切需求。”全联并购公会信用管理专业委员会专家安光勇在接受媒体采访时表示，这种区域性实践是国家政策落地的具体体现，显示出虚拟电厂正从概念走向规模化应用。

相关政策显示，目前虚拟电厂主要参与电能量市场及辅助服务市场，当然也可以参加市场化的需求响应。

对此，有业内人士认为，参与辅助服务和现货市场交易是虚拟电厂实现可持续发展的根本出路。电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞认为，在新型电力系统建设进程中，虚拟电厂将发挥分布式资源参与电力市场的“聚合器”的作用。

虚拟电厂，本质上是一种电力运行组织模式，“资源还是那些资源，聚合为虚拟电厂并不意味着容量的增加。所谓虚拟电厂参与电力市场交易，只是将既有多个资源打包到一起，变换一种组织形式参与市场而已，通过与电网精确互动来实现价值最大化。”一位民营企业负荷聚合商这样告诉记者。

在电能量市场，虚拟电厂可以参与现货和中长期交易，通过精心策划的调度和交易策略来获取收益。比如，在现货市场上虚拟电厂能根据实时价格信号，及时调整发用电计划，通过电价价差获得相应收益。

在虚拟电厂参与现货交易方面，截至目前，全国已有广东、安徽、福建、山西、浙江等省份实现正式交易或者试运行交易。比如，在2023年9月，山西就允许虚拟电厂以“报量报价”方式参与日前现货市场，通过价格信号引导负荷作出调整，使其收益与调节能力直接挂钩。

聚焦虚拟电厂常态参与现货市场，南瑞集团牵头申报的“现货市场环境省域虚拟电厂”成果，成功入选“2024年度绿色技术创新典型案例”，形成支撑电网企业、社会运营商的“现货市场环境省域虚拟电厂”完整解决方案，整体达到国际领先水平，已在宁夏、山东、重庆、安徽、深圳等20余个省市批量推广应用。

不过，目前我国电力现货市场还在推进和完善过程中，尚未完全正式普及。这也被认为是虚拟电厂难以真正发挥潜力、没有体现出聚合资源真正作用的原因。

而作为中长期交易的一种，绿电交易自然能吸引电源型虚拟电厂的积极参与。在安徽，虚拟电厂成为绿电交易中的一股新兴力量，针对分布式新能源交易“小而散”的特点，当地制定分布式聚合交易规范，推动虚拟电厂参与绿电交易市场。目前，该省已有4家虚拟电厂聚合了20家分布式新能源主体参与交易，年初至今成交量达3380万千瓦时，比2024年全年增长超4倍。

辅助服务市场也是虚拟电厂逐鹿的新疆场。虚拟电厂在该市场上的价值实现，与其资源聚合规模、技术响应速度，以及与市场规则契合度密切相关。

统计数据显示，每年全国高于95%的尖峰用电负荷时长仅为几十小时，为此新增灵活性调节资源显然不具经济性。研究发现，在当前系统条件下采用虚拟电厂方式可以削掉6000万—7000万千瓦的顶峰负荷，从而大大节省顶峰电源投资。而要达到同等效果，发展虚拟电厂的投资仅为新建或改造火电的10%—15%，经济性相当可观。

中国宏观经济研究院能源研究所能源系统分析研究中心主任冯升波曾提到，随着全国统一电力市场与现货市场建设加速，电力系统运行与电力市场关系将更加密切，未来需求侧资源将逐步以虚拟电厂方式纳入电力平衡，提升系统灵活性。

经不完全统计，目前全国有十几个省份实现虚拟电厂常态参与电力辅助服务交易。而早在2022年华北电网便率先开展了虚拟电厂参与辅助服务市场交易。

近几年来，我国多地开展了虚拟电厂方面的探索实践，并取得积极成效，为其产业化发展、商业化布局积累了有益经验。

但就发展阶段来看，有业内人士认为，我国虚拟电厂的价值发挥还主要依靠传统的邀约模式，从邀约模式走向市场模式，中间还需要一个转型过程，其中包括政策的到位、市场机制的完善、交易品种的丰富，还包括运营商专业能力的提升。

意义深远，虚拟电厂入市有助于能源保供和转型

136号文的印发，意味着能源绿色化与市场化两股转型力量终于兵合一路。而在新型电力系统不断构建和电力市场逐步放开的过程中，越来越需要虚拟电厂这一全新的运行组织模式，尤其是在新能源高比例接入的背景下，虚拟电厂能够快速响应供需变化，平抑两端的波动，保证电力系统的稳定。

近年来，面对尖峰负荷屡创新高的严峻局面，为增强电力保供能力，江苏、浙江、广东、上海、河北、四川等省市，就虚拟电厂参与电力市场等方面开展了大量实践，更是积累了一定的经验。

同时有观点认为，虚拟电厂的出现，为新能源顺利入市消纳提供了一个更优的选择。

根据136号文，新能源上网电量需全部参与市场交易，这对于缺乏议价能力的分布式能源项目而言，无疑是一个极大考验，需要克服运营条件复杂、交易能力不足等一系列难题，还要面对高成本、高风险的挑战。不过，虚拟电厂可以将体量较小的分布式发电项目聚合为具有一定规模的新型市场主体，通过其专业化的操作，既可以提升议价能力，又可有效降低交易成本和市场风险，从而实现分布式发电项目市场收益的最大化。

另外，负荷型虚拟电厂通过聚合零散的可调节负荷，最大化挖掘系统的调节潜力，为消纳新能源让出更多空间。在山西，作为系统集成商的山西风行测控股份有限公司，通过聚合水泥、铸造等优质调节资源，目前实现单日最大调节能力11.72千瓦。该集成商以“报量报价”方式参与日前电力现货市场，追随多变的价格信号快速增减负荷，通过高效的源荷互动响应极大地促进了新能源消纳。

拉动民营经济主体进入电力市场，则是发展虚拟电厂产生的又一价值。据了解，目前全国约60%的虚拟电厂运营商为民营企业，预计到2030年可带动千亿级的产业链投资规模，为活跃民营经济开辟了新的赛道。

“鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与虚拟电厂投资、建设和运营。”《指导意见》为民营企业通过电力市场实现自身价值提供了政策保障。

据报道，目前深圳虚拟电厂运营商已经达到61家，其中民营企业数量占到一半以上。“赶上了虚拟电厂的第一班车”的恒实盛景能源科技公司市场总监刘卓透露，作为民营企业，他们是目前深圳最大的空调负荷聚合商，通过参与64次需求响应，累计获得补贴超百万元。刘卓进一步表示，未来代理用户侧资源参与各类电力市场化交易，民企的舞台将会更大。

“对资金需求相对较小、运营灵活，这些为民营企业参与虚拟电厂提供了可能。而唯有高度的市场化才是虚拟电厂实现价值获得收益的必由之路。”前文提及的民企负荷聚合商这样分析认为。

应对挑战，进一步完善虚拟电厂入市规则机制

在政策引导下，虚拟电厂行业取得了显著进步。但短期的进步并不能掩盖存在的不足——除了在技术、设备、运营等方面尚面临诸多挑战之外，一个关键问题在于虚拟电厂参与电力市场的机制还不够成熟完善。

有观点认为，仅靠邀约型的需求响应机制对虚拟电厂激励不足，很难保障其在电力市场实现盈利。获利手段单一不利于社会投资积极性的培养，会阻碍虚拟电厂的进一步发展。

统计数据显示，自2024年7月以来，在山东已投运的20家虚拟电厂中，发电储能类机组累计发电量52.98万千瓦时，收益共计4.59万元，平均收益价格为0.0866元/千瓦时；负荷类机组累计调节量4127.58万千瓦时，调节收益共计743.21万元，平均调节收益价格0.18元/千瓦时。可见，虚拟电厂的调节类收益明显大于发电类收益。

有关虚拟电厂参与电力市场的机制问题，业界已有很多观点。

如上所述，有相当一部分虚拟电厂为复合型项目，其聚合资源既涵盖分布式电源和储能又包括负荷，并且分别属于发电和用电两端，有的甚至发用同端，比如储能。不同资源在电力市场运行管理中适用不同的体系和规则，但它们又通过集成商聚合为一个整体，这十分考验集成商的管控调节能力和市场策略水平，并且需要有关方面针对虚拟电厂这一特殊主体来完善交易规则。

来自中电联的专家表示，当前，我国虚拟电厂市场化发展应用面临的主要矛盾在于其调节能力与市场价值兑现尚不匹配。他们认为，尽管虚拟电厂理论上可提供调峰、调频、备用等服务，但在实际运行中，其经济价值的体现仍不同程度地受限于市场机制的不完善。比如，现有电价体系对灵活性资源的定价颗粒度不足，辅助服务市场补偿标准偏低，峰谷价差激励有限，用户侧资源参与市场门槛较高，等等。

电规总院的专家也认为目前虚拟电厂参与市场的机制不够健全。他们表示，目前我国电力现货市场、辅助服务市场的建设进展不一，特别是在现货市场非试点地区，市场结构和规则机制尚不成熟，虚拟电厂参与市场的准入条件、调度运行管理和交易机制尚不完善，进一步限制了虚拟电厂在电力市场的功能发挥，影响虚拟电厂的盈利能力和市场参与积极性。

对此，《指导意见》重点对虚拟电厂参与电能量市场和辅助服务市场的相关机制进行了完善——提出适当拉大现货市场限价区间，通过价格信号引导虚拟电厂灵活响应供需变化；在辅助服务市场领域，公平设定各主体申报价格上限，避免对分布式资源的歧视性定价；同时积极探索虚拟电厂参与跨省电力交易。

能源变革带来系统重构。在构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系进程中，虚拟电厂既是技术层面的能源解决方案，更是能源体制机制创新的试验田，其成功实践将为中国式现代化提供独特的能源治理样本，为全球能源转型贡献东方智慧。