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04月8日，国家发展改革委、国家能源局下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）。 意见明确，到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。
到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。
1 加快推进虚拟电厂发展
文件明确了虚拟电厂的定义及功能定位：
虚拟电厂是基于电力系统架构，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。
虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。
虚拟电厂参与电力市场的条件：
虚拟电厂在满足《电力市场注册基本规则》要求及相应市场的准入要求后，可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易。
省级主管部门、国家能源局派出机构结合职责，明确并组织发布虚拟电厂参与各类电力市场的规则细则。在虚拟电厂参与电力市场初期，可结合实际适当放宽准入要求，并根据运行情况逐步优化。
积极推动虚拟电厂因地制宜发展：
省级主管部门要结合本地区实际制定虚拟电厂发展方案，在发展规模、业务类型、运营模式、技术要求等方面作出安排，针对省级、地市级电力调节需要，培育不同特点的虚拟电厂主体，完善虚拟电厂发展体系，围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、减小供电缺口、促进新能源消纳等场景加快推进虚拟电厂规模化发展。
鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。
持续丰富虚拟电厂商业模式：
省级主管部门及有关单位要推动虚拟电厂立足核心功能，公平参与各类电力市场或需求响应，获取相应收益。鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。
健全参与电能量市场的机制：
加快推进虚拟电厂作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。
虚拟电厂在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质。健全完善中长期市场价格形成机制，适当拉大现货市场限价区间。在具备条件的地区，积极探索虚拟电厂参与跨省电力交易。
加快推进辅助服务市场向虚拟电厂开放，针对虚拟电厂特点完善交易品种和技术要求。完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，不应对各类主体设立不同上限。建立完善适应虚拟电厂发展阶段的考核机制，保障虚拟电厂调节能力可靠性。
2 当前虚拟电厂发展现状
中国虚拟电厂市场发展现状呈现出多面性，正处于从计划主导迈向市场化探索的重要阶段。
一、发展阶段
1.当前阶段特征
当前仍以邀约型为主导，以电网公司为核心，通过行政指令组织需求响应，用户被动参与，收益依赖政府 / 电网补贴。这种邀约型模式在早期阶段能够快速集中资源，应对电力供需的紧急情况。
例如在一些夏季用电高峰期，电网公司迅速组织邀约，将众多充电站的负荷进行调控，一定程度上缓解了电力紧张局面。但长期来看，过度依赖补贴和行政指令，不利于市场的自主健康发展，用户缺乏主动参与优化用电的内在动力。
广东、山东等 14 个省份启动现货市场试运行，峰谷价差显著（广东 1.351 元 / 度，山东 0.892 元 / 度），但中长期交易仍占主导（2023 年市场化电量中 90% 为中长期交易）。
现货市场的试运行是市场化探索的重要一步，显著的峰谷价差为虚拟电厂通过灵活调整用电和发电计划获取收益提供了机会。例如广东的虚拟电厂可以在电价低谷时储存能量或增加用电设备运行，在电价高峰时减少用电或向外供电。
然而，中长期交易的主导地位表明市场机制仍有待完善，虚拟电厂在市场中的灵活性和自主性还未能充分发挥，其参与市场交易的深度和广度受限。
2.过渡期表现
2023 年全国辅助服务市场规模超 500 亿元，火电仍为主力（占 80% 以上），虚拟电厂占比不足 5%，但增速达 30%。这显示出虚拟电厂在辅助服务市场的影响力逐渐增加，尽管当前占比小，但快速的增速意味着其发展潜力巨大。
随着新能源发电的不断增加，电力系统对调节能力的要求提高，虚拟电厂能够利用其聚合的分布式能源和可调负荷，在调频、调峰等辅助服务中发挥更大作用，逐步改变辅助服务市场的格局。
山东试点通过负荷预测技术实现 2344 万千瓦新能源消纳，江苏虚拟电厂单体可调资源规模突破 100MW。山东的负荷预测技术突破有助于更精准地安排新能源发电的接入和消纳，减少新能源的弃风弃光现象。
江苏虚拟电厂单体可调资源规模的扩大，使其在区域电力调节中能发挥更大效能，为其他地区提供了技术和规模发展的借鉴，推动整个虚拟电厂行业在技术应用和资源整合方面不断进步。
二、核心挑战
1.机制与政策短板
前期虚拟电厂身份界定、并网标准、交易规则尚未统一，导致跨省调度困难（如上海与江苏间负荷响应无法协同）。由于缺乏统一标准，不同地区的虚拟电厂在参与电力系统运行和市场交易时，面临诸多不确定性。在跨省调度中，设备接口、通信协议、控制策略等方面的差异，使得负荷响应无法协同，限制了虚拟电厂资源在更大范围内的优化配置和高效利用，阻碍了全国性虚拟电厂市场的形成。
需求响应收益结算周期长（平均 3 - 6 个月），导致用户参与积极性受挫。长时间的结算周期使得用户和运营商资金回笼缓慢，增加了运营成本和资金风险。
车网互动等新兴业务模式中，涉及多方利益主体，分账复杂进一步加剧了资金压力，导致运营商缺乏持续投入的动力，用户也因收益不确定性和延迟而对参与虚拟电厂相关活动持谨慎态度，严重影响了市场的活跃度和参与度。
2.市场化水平不足
工商业用户续约率仅 30% - 40%，因收益占比用电成本不足 1%。对于工商业用户而言，参与虚拟电厂所获得的收益相对其用电总成本微不足道，无法对其经营成本产生显著影响。相比之下，用户通过自身调整用电时间利用峰谷价差获得的收益更为可观，这使得用户对参与虚拟电厂的积极性不高，不愿意花费时间和精力去配合虚拟电厂的调度安排，不利于虚拟电厂规模化聚合用户侧资源。
当前现货市场日均波动率仅 15%（欧洲达 60%），无法有效激励灵活调节。较弱的价格信号意味着虚拟电厂通过灵活调整用电和发电策略获取高额收益的空间有限。在欧洲市场，较高的电价波动率使得虚拟电厂能够敏锐捕捉价格变化，及时调整运营策略，实现更大的经济效益。而国内市场价格波动不足，难以充分激发虚拟电厂的灵活性和创新性，限制了其在市场中优化资源配置的能力。
3.技术与资源壁垒
70% 虚拟电厂仅聚合单一负荷资源（如空调），储能、分布式电源接入率不足 20%。单一负荷资源的聚合使得虚拟电厂的调节能力和稳定性受到限制，难以应对复杂多变的电力供需情况。储能和分布式电源接入率低，意味着虚拟电厂无法充分利用这些优质资源进行能量存储和灵活发电，无法形成多元化、互补性的资源聚合体系。分路监控投资增加成本，进一步阻碍了企业提升聚合能力的步伐，影响了虚拟电厂的整体效能和市场竞争力。
多数电网负控设备数据未开放，第三方需重复部署传感器。数据是虚拟电厂实现精准调度和优化控制的关键。电网负控设备数据不开放，第三方企业无法获取全面准确的电力运行数据，只能自行投入大量资金重复部署传感器，增加了运营成本和技术难度。
这不仅造成了资源的浪费，还导致不同数据源之间可能存在数据不一致问题，影响虚拟电厂对电力系统状态的准确判断和决策，阻碍了虚拟电厂技术的进一步发展和应用。
3 虚拟电厂的新发展路径
《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》实施后，中国虚拟电厂产业将呈现多方面变化：
1.市场化进程加速
《指导意见》为虚拟电厂产业的市场化发展提供了坚实的政策支撑。
一方面，明确其独立市场主体地位并统一并网标准，解决了虚拟电厂身份模糊与技术规范不统一的问题，为跨省调度协同创造了条件，促进电力资源在更大范围内优化配置。
另一方面，创新交易机制，建立专属交易品种并缩短结算周期，提升了用户收益的确定性，增强市场主体参与积极性。同时，推动电力现货市场扩容和辅助服务市场化，扩大了虚拟电厂的市场空间，提升其经济收益，加速产业市场化进程。
2.数据互通与安全共进
《指导意见》大力推动虚拟电厂技术革新。5G 与边缘计算设备的广泛应用，搭配国家级算法库和 AI 技术的深入推广，将显著提升虚拟电厂的实时响应与智能决策能力，实现更精准的负荷预测和高效的交易策略制定。
在数据领域，电网数据的标准化开放降低了获取成本，区块链和联邦学习技术保障数据安全，既推动数据高效利用，又消除数据安全隐患，为虚拟电厂智能化、高效化发展筑牢技术根基。
3.车网互动成新引擎
《指导意见》通过多种激励措施，极大提升用户参与度。对高精度可调负荷提高补贴，丰富用户收益模式，使综合收益占比提升，激发工商业用户积极性。
在车网互动方面，明确价差补贴，聚合大量电动汽车，构建动力电池共享池，不仅为虚拟电厂提供强大调节资源，还开辟新的盈利途径，推动产业资源整合与创新发展。
4.区域分化发展
依据《指导意见》，不同区域的虚拟电厂发展将呈现差异化特征。
广东、山东等核心引领圈，凭借完善的市场体系和高资源整合率，在调节电量占比上目标领先。
江苏、浙江等重点培育圈，采用市场 - 计划混合模式，发展现货市场并形成区域集群。
中西部潜力储备圈以计划为主，试点县域项目，聚焦分布式光伏消纳，各圈层错位发展，共同推动产业全面进步。
5.多元主体协同发展
《指导意见》促进虚拟电厂商业模式创新和主体多元化。电网系企业利用调度权优势开展跨省调节；独立技术平台商借助 SaaS 模式拓展市场；跨界融合者凭借 AI 交易提升竞争力。
同时，服务形态不断升级，基础服务与增值服务协同发展，需求响应收益占比下降，碳资产管理和金融衍生品等增值服务成为新的利润增长点。
《指导意见》推动中国虚拟电厂产业进入快速发展期，预计 2025 年调节电量占比突破 3%，市场化交易占比超 50%；2030 年形成万亿级市场规模。
企业应把握高价值区域、深耕用户运营、构建技术壁垒，以在竞争中脱颖而出。
