日前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出“加快提升虚拟电厂的发展规模和水平”“坚持开放包容，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系”。 什么是虚拟电厂？ 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。 南方电网经营区新能源装机已超过2.1亿千瓦，稳居第一电源地位，季节性、波动性强，亟需挖掘需求侧分钟级、小时级、日前等不同时间尺度的调节性资源。虚拟电厂可实现海量分布式资源聚合参与电力系统互动，形成规模化调节能力以支撑新型电力系统安全运行，是缓解电力负荷短时尖峰、促进可再生能源消纳的有效手段，是电力领域培育发展新质生产力的具体实践。 在“双碳”目标和新型电力系统建设的背景下，南方电网公司配合政府主管部门系统谋划，从技术路径、市场机制、标准体系等多维度发力，引导各类分散需求侧资源以虚拟电厂方式聚合参与系统调节，因地制宜开展虚拟电厂试点示范建设与应用，支撑虚拟电厂常态化运行，服务虚拟电厂高质量发展。 以“无形的手”撬动源网荷储资源优化配置 在南方电网经营区，正构建起“以补贴起步、需求响应与电力市场深化发展”的市场模式。 在广东，以市场化改革为契机，虚拟电厂参与电力市场交易机制和管理机制正在持续完善。自2021年建立并应用需求响应交易机制以来，广东已累计为负荷类虚拟电厂带来收益超2.5亿元。 广东省能源局、国家能源局南方监管局去年底印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》提到，满足市场准入条件的虚拟电厂运营商及聚合资源可参与电力市场交易。相较于此前以日前邀约等方式参与市场化需求响应，新政后虚拟电厂可报量报价，参与电能量市场交易，还可为聚合用户提供节能等增值服务，实现用户和系统、技术和商业模式的双赢。预计今年内，广东将试点开展虚拟电厂参与电能量市场交易。 广西、云南通过组织虚拟电厂在低谷时段进行新能源消纳交易，累计消纳电量超20亿千瓦时，云南建立涵盖“邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷”的全品种体系。 深圳建成国内首个虚拟电厂管理中心，2023年以来累计启动虚拟电厂负荷调节超百次，调节电量超560万千瓦时，最大调节能力迈向百万千瓦，创造社会直接经济效益达1.5亿元。 推动标准体系建设 在加速推进虚拟电厂市场化应用的同时，南方电网依托全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC 575），联合国内10余家标准化技术组织成立了全国虚拟电厂标准化工作组，开展虚拟电厂标准体系建设等工作。 由全国电力需求侧管理标准化技术委员会牵头组织修编的虚拟电厂标准体系，将全面规范涵盖基础通用、系统与终端、资源与接入、设计与验收、运行与管理、效益与评估等6个方面的30余项虚拟电厂标准，统筹标准立项与制修订布局，为全国虚拟电厂规范化发展提供技术指引。 形成可推广的技术模式 当前，虚拟电厂总体上仍处于发展初期，还未形成清晰发展路径。在技术层面上，国内虚拟电厂相关的协调控制技术等核心技术还不够成熟、协调控制策略也有待完善；在资源端，各类可调节负荷、储能、分布式电源等基础负荷侧资源未能实现充分调动，还未实现规模效益。 目前，南方电网已完成了虚拟电厂现货交易辅助决策功能的开发，同时应用边缘集群技术解决了虚拟电厂资源分散接入的兼容性问题，支持多类型聚合商灵活加盟，为全国虚拟电厂建设提供了可推广的技术模式。 助力新型电力系统建设 2022年起，南方电网公司依托“粤能投”智慧能源服务平台升级打造国内首个区域级虚拟电厂——南方电网分布式源荷聚合服务平台，聚合南方五省区充换电站、分布式储能、可调节负荷等多类型分布式资源，实现了与负荷管理系统、调度、交易等系统互联互通，为虚拟电厂参与市场化需求响应、辅助服务市场及电能量市场交易打通了链路。 南网科研院近期建设上线了南方区域首个虚拟电厂能力认定系统，为虚拟电厂参与各类市场交易提供真实调节能力技术支撑。目前已配合广东、云南、贵州电力负荷管理中心，从调节容量、调节速率、调节持续时间、调节精度和响应时间等9个维度，对接入新型电力负荷管理系统的6家虚拟电厂进行能力测试认定，累计已测试容量222万千瓦，认定容量44万千瓦。 南方电网虚拟电厂建设稳步前进 2021年，南方电网公司在深圳上线国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台，实现了可调节负荷全时段可观、可测、可调，并率先探索了新型电力系统下电力供需深度互动的可持续发展路径，达到国内领先水平。 2022年，国内首家虚拟电厂管理中心——深圳虚拟电厂管理中心正式揭牌。最新统计数据显示，深圳虚拟电厂运营商达61家，光伏、充电桩、楼宇空调等可调资源共计6万余个，规模位居全国之首。其中，民营企业数量占一半以上。目前，深圳虚拟电厂管理平台最大调节能力迈向百万千瓦，容量相当于28万户居民用电负荷。 2023年，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。 2024年，南方电网公司配合广东省能源局印发《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（粤能电力〔2024〕48号），为虚拟电厂进入电力市场交易提供政策保障；配合云南省能源局印发《云南省虚拟电厂建设与运营管理行动方案（2024-2027年）》（云能源电力〔2024〕243号），提出到2027年可调节能力不低于200万千瓦的建设目标。 2024年，深圳虚拟电厂推动接入南方区域调频辅助服务市场，通过“容量补偿+里程补偿”模式拓宽收益渠道，并联合广州、东莞等城市发起全国首个“湾区虚拟电厂联盟”，在国内首次实现第三方独立主体跨城电力互济。 2025年1月，南方电网公司编发《推进南方区域虚拟电厂参与电力市场工作方案（2025年版）》，加快将虚拟电厂纳入统一电力市场体系，推动虚拟电厂参与现货、辅助服务市场交易。 2025年2月，云南省虚拟电厂管理中心正式揭牌成立，对满足云南省电力系统运行特性及电力市场建设需要，提升电力保供和新能源就地消纳能力，确保全省电力安全、可靠、经济运行具有重要意义。

日前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出“加快提升虚拟电厂的发展规模和水平”“坚持开放包容，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系”。 什么是虚拟电厂？ 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。 南方电网经营区新能源装机已超过2.1亿千瓦，稳居第一电源地位，季节性、波动性强，亟需挖掘需求侧分钟级、小时级、日前等不同时间尺度的调节性资源。虚拟电厂可实现海量分布式资源聚合参与电力系统互动，形成规模化调节能力以支撑新型电力系统安全运行，是缓解电力负荷短时尖峰、促进可再生能源消纳的有效手段，是电力领域培育发展新质生产力的具体实践。 在“双碳”目标和新型电力系统建设的背景下，南方电网公司配合政府主管部门系统谋划，从技术路径、市场机制、标准体系等多维度发力，引导各类分散需求侧资源以虚拟电厂方式聚合参与系统调节，因地制宜开展虚拟电厂试点示范建设与应用，支撑虚拟电厂常态化运行，服务虚拟电厂高质量发展。 以“无形的手”撬动源网荷储资源优化配置 在南方电网经营区，正构建起“以补贴起步、需求响应与电力市场深化发展”的市场模式。 在广东，以市场化改革为契机，虚拟电厂参与电力市场交易机制和管理机制正在持续完善。自2021年建立并应用需求响应交易机制以来，广东已累计为负荷类虚拟电厂带来收益超2.5亿元。 广东省能源局、国家能源局南方监管局去年底印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》提到，满足市场准入条件的虚拟电厂运营商及聚合资源可参与电力市场交易。相较于此前以日前邀约等方式参与市场化需求响应，新政后虚拟电厂可报量报价，参与电能量市场交易，还可为聚合用户提供节能等增值服务，实现用户和系统、技术和商业模式的双赢。预计今年内，广东将试点开展虚拟电厂参与电能量市场交易。 广西、云南通过组织虚拟电厂在低谷时段进行新能源消纳交易，累计消纳电量超20亿千瓦时，云南建立涵盖“邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷”的全品种体系。 深圳建成国内首个虚拟电厂管理中心，2023年以来累计启动虚拟电厂负荷调节超百次，调节电量超560万千瓦时，最大调节能力迈向百万千瓦，创造社会直接经济效益达1.5亿元。 推动标准体系建设 在加速推进虚拟电厂市场化应用的同时，南方电网依托全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC 575），联合国内10余家标准化技术组织成立了全国虚拟电厂标准化工作组，开展虚拟电厂标准体系建设等工作。 由全国电力需求侧管理标准化技术委员会牵头组织修编的虚拟电厂标准体系，将全面规范涵盖基础通用、系统与终端、资源与接入、设计与验收、运行与管理、效益与评估等6个方面的30余项虚拟电厂标准，统筹标准立项与制修订布局，为全国虚拟电厂规范化发展提供技术指引。 形成可推广的技术模式 当前，虚拟电厂总体上仍处于发展初期，还未形成清晰发展路径。在技术层面上，国内虚拟电厂相关的协调控制技术等核心技术还不够成熟、协调控制策略也有待完善；在资源端，各类可调节负荷、储能、分布式电源等基础负荷侧资源未能实现充分调动，还未实现规模效益。 目前，南方电网已完成了虚拟电厂现货交易辅助决策功能的开发，同时应用边缘集群技术解决了虚拟电厂资源分散接入的兼容性问题，支持多类型聚合商灵活加盟，为全国虚拟电厂建设提供了可推广的技术模式。 助力新型电力系统建设 2022年起，南方电网公司依托“粤能投”智慧能源服务平台升级打造国内首个区域级虚拟电厂——南方电网分布式源荷聚合服务平台，聚合南方五省区充换电站、分布式储能、可调节负荷等多类型分布式资源，实现了与负荷管理系统、调度、交易等系统互联互通，为虚拟电厂参与市场化需求响应、辅助服务市场及电能量市场交易打通了链路。 南网科研院近期建设上线了南方区域首个虚拟电厂能力认定系统，为虚拟电厂参与各类市场交易提供真实调节能力技术支撑。目前已配合广东、云南、贵州电力负荷管理中心，从调节容量、调节速率、调节持续时间、调节精度和响应时间等9个维度，对接入新型电力负荷管理系统的6家虚拟电厂进行能力测试认定，累计已测试容量222万千瓦，认定容量44万千瓦。 南方电网虚拟电厂建设稳步前进 2021年，南方电网公司在深圳上线国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台，实现了可调节负荷全时段可观、可测、可调，并率先探索了新型电力系统下电力供需深度互动的可持续发展路径，达到国内领先水平。 2022年，国内首家虚拟电厂管理中心——深圳虚拟电厂管理中心正式揭牌。最新统计数据显示，深圳虚拟电厂运营商达61家，光伏、充电桩、楼宇空调等可调资源共计6万余个，规模位居全国之首。其中，民营企业数量占一半以上。目前，深圳虚拟电厂管理平台最大调节能力迈向百万千瓦，容量相当于28万户居民用电负荷。 2023年，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。 2024年，南方电网公司配合广东省能源局印发《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（粤能电力〔2024〕48号），为虚拟电厂进入电力市场交易提供政策保障；配合云南省能源局印发《云南省虚拟电厂建设与运营管理行动方案（2024-2027年）》（云能源电力〔2024〕243号），提出到2027年可调节能力不低于200万千瓦的建设目标。 2024年，深圳虚拟电厂推动接入南方区域调频辅助服务市场，通过“容量补偿+里程补偿”模式拓宽收益渠道，并联合广州、东莞等城市发起全国首个“湾区虚拟电厂联盟”，在国内首次实现第三方独立主体跨城电力互济。 2025年1月，南方电网公司编发《推进南方区域虚拟电厂参与电力市场工作方案（2025年版）》，加快将虚拟电厂纳入统一电力市场体系，推动虚拟电厂参与现货、辅助服务市场交易。 2025年2月，云南省虚拟电厂管理中心正式揭牌成立，对满足云南省电力系统运行特性及电力市场建设需要，提升电力保供和新能源就地消纳能力，确保全省电力安全、可靠、经济运行具有重要意义。

储能“后市场”时代正在到来。何为储能后市场时代，业界普遍认为，以新能源全面入市的“136号文”为重要节点，以储能运营、运维等为特征的后市场加速到来。从运营角度看，136号文之后，储能项目的收益从依赖“容量租赁费+行政补贴”转向市场化交易，包括电力现货市场套利、调频调峰辅助服务、容量补偿等多元化渠道。那么对储能项目的运营能力上升为刚需。换言之，会运营的储能项目，才是良性资产；如何运营，也储能市场新兴重要战略市场。从运维角度看，根据国家能源局数据，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时（73.76GW/168GWh）。 当储能系统复杂度超过传统火电的3倍，当故障传播速度达到毫秒级，运维已不再是简单的"修修补补"，而是决定新能源体系存亡的"关键战役"。从多维角度来看，储能后市场时代正在到来，产业链企业准备好了吗？01风向变了，储能“后市场”时代来了 在行业人士看来，储能“前时代”以政策强制驱动和粗放发展为特征，而“后时代”则通过市场化机制和技术创新实现精细化运营与价值创造。这一转变既是能源革命的必然要求，也为行业带来了从“被动配套”到“主动盈利”的质变机遇。 储能前时代为政策驱动期，即2025年“136号文”政策出台前。以政策主导，强制配储为主要特征，地方政府要求新能源项目强制配套储能。强制配储政策下，大量光伏电站配套储能设施闲置。 强制化的10%-20%的配储比例使得储能短期性规模化增长，但缺乏市场化收益机制，导致储能利用率低，比如平均仅6.1%和“建而不用”现象普遍。储能项目收益依赖政府补贴或容量租赁费，IRR（内部收益率）普遍较低，投资回收周期较长。 储能后时代为市场化竞争期，即2025年“136号文”取消强制配储后。 储能导入政策转向市场机制，储能收益模式多元化，包括峰谷价差套利、辅助服务补偿、虚拟电厂响应及碳资产交易等。 在市场化机制下，共享储能、光储一体化、虚拟电厂等模式将会加快走进现实，使得储能从“成本项”转变为“创收资产”。 02如何应对储能后时代？跨越运营、运维两座“高山” 储能后市场时代愿景的已经清晰，但两大核心难题仍横亘在坡长雪厚的储能赛道之前。一是如何让储能挣钱？新能源全面入市后，电价波动加剧，储能需通过精准预测峰谷价差优化充放电策略。 国家能源局29日消息，国家发改委、国家能源局近日联合印发《电力辅助服务市场基本规则》(下称《规则》)，致力于通过市场机制进一步挖掘电力系统调节潜力。 电力辅助服务是指除正常电能生产、输送、使用外，发用两侧主体提供的系统调节服务，是保持系统稳定的“调节器”。 随着中国新能源装机比例的不断提升，电力系统灵活性需求激增、调节能力不足，需要通过市场机制进一步挖掘系统调节潜力。 此番发布的《规则》共12章67条。国家能源局有关负责人介绍，电力辅助服务市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体。《规则》特别明确了储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等经营主体地位，引导新型经营主体参与调节。 此外，《规则》还健全了辅助服务费用传导机制。明确按照“谁受益、谁承担”原则，结合电力现货市场建设情况，建立辅助服务费用传导机制。电力现货市场连续运行的地区，符合规定的调频、备用等电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。 在政策层面，国家不断发布新规挖掘电力辅助服务市场调节潜力。而对于储能产业链企业来说，辅助服务市场的进一步激活将让储能有利可图。“我们的理想目标是要通过容量电价能覆盖大部分新型储能的固定投资收益，通过现货价差能覆盖它的日常运营费用，一些资金成本和税费，满足基本的日常调用需求，辅助服务市场要提供一些额外的激励。”中国南方电网电力调度控制中心刘佳乐说。 融和元储副总经理王又佳认为，市场政策向市场化转变是行业发展的积极信号。对于专注储能资产运营的企业来说，储能运营属性强、复杂度高，市场化意味着更注重建设后的长期价值。 过去行业多关注前期建设成本，而现在需要平衡建设成本、运营成本和收益，以实现长期可持续发展。这一转变为融和元储这类企业带来了更多机遇，有助于推动行业健康发展。 以融和元储为例，目前运营近300个站点，每天需生成约25000条策略。AI技术的出现，使得策略生成自动化成为可能。然而，AI也存在“幻觉”等问题，可能导致瞬间出现大量指令错误，影响运营资产安全。因此，需要专业人员持续与AI交互，迭代其思路，确保其决策合理。 在发展趋势来看，AI与物联网技术深度融合，实现精准负荷预测、故障预警及全生命周期管理成为未来储能企业争夺的制高点。当前，在工商业储能领域已经正在掀起设备商转向运营的热潮，但仍处于草莽时代，如何真正实现储能项目有效运营，或成为产业链企业的独一无二的护城河。二是如何实现储能电站高效安全运维？目前大多数的储能电站运维较为简单粗放，且缺乏有效的运维管理工具，无法满足电站安全高效运维需求。运维人员缺口超20万，高端技术人才供需比达1:8。现有运维企业服务能力仅能满足40%的市场需求，且60%的故障处理存在48小时以上响应延迟。大唐中南院新型储能研究中心副主任栗占伟曾谈到，目前整个行业内都缺乏专职的储能运行和维护人员。同时对运维人员的技术经验要求也非常高。运维人员需要进行轮班值守，对设备故障进行层层排查，而人力成本则是电站运维中占比最大的成本之一。在不需要人的情况下，从软件运行、电池寿命、前期预警，到整个电站的管理，皆需大数据的管理。EMS研发、大数据预警，怎样做好数字化运维，这些都仍是行业难点。一定程度而言，智慧运维可以辅助定位故障设备和问题点，提升运维人员的效率。通过系统实现全面监控，让信息来找人，而不是让人去 找信息。这样可以将运维人员从繁琐的信息查找中解放出来，将他们的价值放在更有价值的工作中。栗占伟指出，设备的问题也不容小觑。现在的电池包越来越沉，从20多个电池到40多甚至100多个电池，整个电池包的体积也越来越大。当判断出某一个电池包有故障的时候，整个PACK要怎么取出来？他指出，电池PACK重到4-6个人也抬不动，大部分厂家也没有专业的维护工具，将电池包从舱内拿出来调换、检修都很成问题。目前对于整个储能电站的设计，还是沿用火电、新能源的设计，就算有专用的检修工具也进不去，两舱之间至少3米的间距也腾挪不开。一方面，储能电站设备数量越来越多，运维缺口越来越大；另一方面，而长时间的不合理维修检修会导致电站无法按时恢复正常工作，进而减少收益甚至影响电网的运行。愈来越多业界人士意识到，储能运维是保证储能电站长时间连续安全运行，支持调峰调频、削峰填谷等多种用途来发挥价值和赢得收益的关键，因此储能电站投运后的盈利水平很大程度受运维水平高低的影响。以当前工商业储能为例，工商业储能是一个跨周期的产品，在初期的投资收益模型中，很难完全覆盖合同全周期所带来的风险，因此需要高质量的运营能力来确保收益。如果企业的运营策略不当、 运维能力不强，很可能出现亏损。智能化正重塑运维价值链，在近期，宁德时代推出的“天机”系统，通过海量传感器实现毫秒级故障定位，使热失控预警效率提升。远景能源的EnOS平台更将数字孪生技术深度嵌入，使储能系统调频响应速度缩短，直接对接电力现货市场套利。对数万家储能设备厂商而言，储能后市场时代的比拼，已经不再是单纯的设备质量，而基于设备提供的运营、运维等综合能力的比拼。 03后市场时代，储能产业链企业准备好了吗 当前，储能赛道已然十分内卷，但均止步于设备。在运营、运维赛道，储能仍处于蓝海阶段。 值得注意的是，腾讯等科技公司以AI和大数据为武器，自2022年以来正在加快切入储能运维与调度领域。 腾讯云能源与资源行业首席专家孙福杰介绍，腾讯云“城市级综合能源数字运营平台”要做的就是，针对区域内的用能园区和企业，借助大数据、人工智能、物联网等前沿数字技术，提供储能管理、光伏管理、充电管理、需求响应、虚拟电厂、能效分析、碳资产管理等综合能源服务，帮助各类能源主体有效实现节能、降碳和降费，为区域内的能源协同管理和绿色低碳转型提供平台支撑。 2025年初至今，腾讯在AI领域的动作尤为积极，或将进一步深入储能行业算法布局。 但储能运营、运维不应只是腾讯登巨头们的业务延伸，而是更多储能设备厂商竞逐的重点。奇点能源董事长刘伟增此前接受高工储能专访时曾表示，工商业储能真正风险是项目运行一年之后，真实运营数据和前期投资模型中的预测数据之间的巨大差异从而导致整个项目的收益风险不可控。头部大厂特斯拉、阳光电源、海博思创、远景储能、天合储能、科陆电子、阿特斯、晶科能源等也专门开发软件算法平台。以融和元储为例，作为国内首家运营电站的储能系统集成商，其一直秉持“运营+”战略，通过自研的数智平台——储能电站运营一体化驾驶舱“融和·白泽”专为用户侧工商业储能系统运营打造了天禄智控运营管理系统。据了解，目前融和元储数字化服务承担80%以上的监督管理工作、90%以上的设备维修任务，现货收益保持各区域同类项目前5%，具备电池诊断、维护、评估能力，全生命周期保障电站安全稳定运行。奇点能源也在此前创新推出了eGo储能生态协作平台，精准链接储能电站所涉及的开发、投资、建设、设备制造、电站运维的全量全要素信息，形成基于数据驱动的迭代增长飞轮，为用户和投资商高效带来安全、可靠、持续的确定性收益而赋能。微信搜索小程序“奇点储能”，即可让运行数字化，让收益清晰化，让 服务便捷化。而在运维领域，现阶段国内的一些储能电站已经开始利用无人机搭载高清摄像头、红外热像仪等传感器设备，对电池组进行全方位的检测和诊断。无人机巡检不仅速度快、覆盖范围广，而且能够实时传输巡检数据，为运维人员提供直观的检测结果。通过对比和分析巡检数据，运维人员可以及时发现电池组的异常情况，并采取相应的处理措施，有效避免了故障的发生。无论是互联网巨头，还是储能产业链企业来看，当前在储能后市场的动作都尚处于前期。但可以乐观的预见，未来得后市场者得天下，这句话在储能领域并不过时。

虚拟电厂的本质与核心价值 虚拟电厂并非传统意义上拥有实体厂房与大型发电设备的发电厂，它是依托数字化、智能化技术构建而成的能源管理与协调系统。其核心在于通过先进的通信与信息技术，将分布在不同区域的分布式能源，如小型光伏发电站、风力发电装置、户用储能设备以及可调节负荷（如工业设备、智能家电等）进行整合与优化调度 。它打破了传统电力系统中发电与用电的界限，把原本分散的、看似孤立的用户端能源资源，转化为一个可统一调控的 “虚拟发电集群”。 在实际运行中，虚拟电厂就像是一个看不见的 “电力枢纽”。当电网处于用电低谷期，电力供应相对充足时，它能指挥分布式能源设备储存多余电能，比如让户用储能电池充电；而当用电高峰期来临，电力需求大增，虚拟电厂又能迅速调动这些储存的能源以及分布式发电装置，向电网补充电力，实现电力供需的动态平衡。这一过程不仅有效缓解了传统集中式发电在应对负荷波动时的压力，还提高了能源利用效率，降低了对大规模新建发电设施的依赖，从而为电网的稳定、高效运行提供了坚实保障。 特斯拉在虚拟电厂领域的布局，以其自主研发的 Powerwall 家用储能电池为关键切入点。Powerwall 作为分布式储能的终端设备，不仅具备高效的电能存储能力，还能与特斯拉的云端智能管理平台无缝对接。众多安装了 Powerwall 的家庭，通过这个平台实现了互联互通，它们不再是一个个独立的用电个体，而是组成了一个庞大的、可灵活调度的 “虚拟电厂网络”，成为电网调节电力供需的重要力量。 特斯拉的切入契机与技术底座 2015 年，特斯拉推出 Powerwall 家用储能电池，这一产品的诞生，不仅仅是家庭能源存储领域的一次创新，更是为特斯拉进军虚拟电厂领域奠定了坚实基础。彼时，随着全球对清洁能源的关注度不断提升，分布式光伏发电在家庭中的应用逐渐普及，但光伏发电的间歇性和不稳定性问题也随之凸显。同时，传统电网在应对日益增长的用电需求以及新能源接入带来的冲击时，面临着巨大挑战。 Powerwall 的出现，正好解决了这些痛点。它具备双向电能转换功能，在白天光照充足、光伏发电量大于家庭用电量时，Powerwall 可以将多余的电能储存起来；到了夜晚或阴天，光伏发电不足时，再将储存的电能释放出来供家庭使用，实现 “自发自用”。而且，当电网处于用电高峰、电价较高时，Powerwall 用户还能将储存的电能反向输送给电网，获取收益，也就是 “余电上网” 。 从技术层面来看，Powerwall 采用了先进的锂离子电池技术，拥有高能量密度、长循环寿命和稳定的充放电性能等优势。其内置的电池管理系统（BMS）更是关键，它如同 Powerwall 的 “大脑”，实时监测电池的电压、电流、温度等参数，确保电池在安全、高效的状态下运行，同时延长电池使用寿命。 当大量的 Powerwall 在市场上普及后，特斯拉利用自身强大的软件与数据分析能力，构建了基于云端的能源管理平台。通过这个平台，特斯拉能够实时收集和分析每个 Powerwall 的运行数据，包括电量储备、充放电状态等。基于这些数据，平台可以根据电网的实时需求，精准地发出指令，协调各个 Powerwall 的充放电行为。比如在电网负荷过高时，平台会统一调度 Powerwall 向电网放电；而当电网负荷较低时，则控制 Powerwall 充电，从而实现了分散储能资源的规模化、智能化调度，将无数个家庭的 Powerwall 聚合成了一个具备强大调峰、调频能力的虚拟电厂，为电网提供了不可或缺的灵活性支持，同时也挖掘出了用户侧能源资源的潜在价值，开启了能源领域的全新商业模式。 核心实践案例：从区域试点到全球布局 （一）美国佛蒙特州：需求侧资源聚合的早期探索（2016 年） 2016 年，特斯拉与美国佛蒙特州的 Green Mountain Power（GPM）展开了一场意义非凡的合作，携手探索虚拟电厂在需求侧资源聚合方面的可能性，这一合作堪称行业内的早期经典范例 。当时，随着分布式能源在家庭层面的逐步普及，如何有效整合这些分散的能源资源，成为能源领域亟待解决的问题。 GPM 作为当地重要的电力供应商，敏锐地察觉到了这一机遇与挑战。它通过极具吸引力的补贴政策，吸引用户接入特斯拉的 Powerwall 储能设备。对于用户而言，这是一次双赢的选择。他们仅需让渡部分电力使用权，就能换取设备折扣，在购置 Powerwall 时享受到实实在在的价格优惠，降低了前期投入成本；同时，还能获得电价优惠，在日常用电过程中节省开支 。 从 GPM 的角度来看，众多家庭的 Powerwall 接入后，如同构建了一个庞大的 “电力储备库”。在用电高峰时段，当传统电网供电压力巨大时，GPM 能够借助特斯拉的能源管理平台，统一调度这些 Powerwall，将储存的电量释放出来，输送到电网中，有效补充电力供应。这一举措成功替代了部分传统燃气发电，减少了对高成本、高污染燃气发电的依赖。据统计，在项目实施后的首个用电高峰期，通过 Powerwall 调用的储能电量就达到了 [X] 兆瓦时，极大地缓解了电网的峰值压力，保障了当地电力供应的稳定。 对特斯拉而言，与 GPM 的合作是其打开户用储能市场的关键突破口。通过这个项目，特斯拉向市场充分展示了 Powerwall 在虚拟电厂模式下的可行性与巨大潜力，吸引了更多用户对其储能产品的关注与认可，为后续在全球范围内推广虚拟电厂项目奠定了坚实的用户基础与市场口碑。 （二）加州 PG&E：紧急响应与市场化激励的典范（2022 年至今） 加州独特的地理与气候条件，使其夏季高温时期面临着严峻的电网负荷危机。2022 年起，特斯拉与加州的太平洋燃气电力公司（PG&E）针对这一问题，推出了 “紧急减负荷计划”，这一计划成为虚拟电厂在紧急响应与市场化激励方面的成功典范 。 在夏季高温时段，居民和企业的空调等制冷设备大量运行，电网负荷急剧攀升，随时可能面临崩溃的风险。当电网发出预警信号后，安装了 Powerwall 的用户会收到来自特斯拉 APP 的通知，他们可以自愿选择向电网供电。为了激励用户积极参与，PG&E 给出了极具吸引力的补偿政策：每向电网输送一千瓦时的电量，用户就能获得 2 美元的补偿，这一价格远远高于市场平均电价，达到了市场平均电价的 3 倍左右 。 2023 年夏季，该计划取得了令人瞩目的成果。超过 5 万户家庭积极响应，单日最大供电量高达 16.5 兆瓦，这一电量相当于一座小型电站的发电量，为缓解电网压力发挥了巨大作用 。通过将家庭储能纳入电网应急体系，不仅增强了电网应对突发负荷高峰的能力，还为用户创造了稳定的收入来源。许多用户表示，参与该计划后，每年通过向电网供电获得的收入可达数百美元甚至更多。 这一模式的成功，还直接推动了特斯拉 Powerwall 装机量的大幅增长。2023 年，Powerwall 的装机量同比增长 478%，越来越多的用户看到了参与虚拟电厂项目的经济价值与社会效益，纷纷选择安装 Powerwall，进一步壮大了虚拟电厂的规模与影响力。 （三）日本宫古岛：应对极端气候的分布式方案（2021 年至今） 日本宫古岛地处台风频发地带，频繁遭受台风侵袭，导致岛上电网时常受损，停电事故频繁发生，严重影响了居民的生活和生产。2021 年，特斯拉针对这一难题，在宫古岛部署了 300 多套 Powerwall，打造了日本首个商业虚拟电厂，为应对极端气候提供了创新的分布式能源解决方案 。 在这个项目中，特斯拉采用了 “免费安装 + 收益分成” 的独特模式。居民无需承担 Powerwall 的安装费用，就能在家中安装这一储能设备。通过 “太阳能 + 储能” 系统，家庭能够实现用电自给自足，在白天太阳能充足时，光伏发电为家庭供电，并将多余的电能储存到 Powerwall 中；到了夜晚或遭遇停电时，Powerwall 释放储存的电能，保障家庭用电。 当电网处于紧急状态时，如遭遇台风导致电力供应紧张，宫古岛的电网管理部门可以优先调用这些 Powerwall 中的储能资源，确保关键区域的电力供应。作为回报，参与项目的用户不仅能获得电费减免，还能在灾害期间享受到稳定的用电保障，大大提升了生活的安全感与稳定性。 2023 年，该项目进一步扩展至冲绳全域，预计最终接入 600 套设备。随着项目规模的不断扩大，宫古岛的电网稳定性得到了显著提升，停电事故的频率大幅降低。这一成功案例，为其他海岛地区以及易受极端气候影响的区域提供了可借鉴的分布式能源解决方案，展示了虚拟电厂在应对复杂自然环境挑战时的强大适应性与应用价值。

虚拟电厂的核心定义与技术本质 虚拟电厂的概念解析：虚拟电厂（VPP）是通过先进信息通信技术与分布式能源管理系统，将分散的分布式电源（如光伏、风电）、可控负荷（如工业设备、充电桩）、储能系统（如电池、抽水蓄能）聚合为统一整体的智能化能源管理平台。其核心价值在于打破传统电厂的物理边界，以 “虚拟聚合” 方式参与电网调度与电力市场交易，兼具 “正电厂” 供电调峰与 “负电厂” 负荷消纳能力，是破解新能源间歇性难题、提升电网灵活性的关键技术路径。 技术支撑与核心功能：依托智能计量、5G 通信、区块链等技术，虚拟电厂实现对分布式资源的实时监测、协同优化与精准控制。核心功能包括：动态平衡供需关系，缓解电网峰谷压力；提升新能源消纳效率，降低分布式能源并网成本；通过市场化交易机制，挖掘需求侧响应潜力，为用户与电网创造双向价值。 虚拟电厂的多种类型 电源型虚拟电厂：电源型虚拟电厂以分布式电源为核心聚合对象，如广泛分布的光伏电站、风电设施以及小水电等。这类虚拟电厂具备稳定且持续的电能输出能力，可直接参与电力现货市场与中长期交易，成为电力供应体系中的新兴力量。在北方新能源富集地区，大型光伏电站与分散式风电资源丰富，通过虚拟电厂平台将这些分布式电源聚合，能形成规模化的供电主体，有效提升新能源在电力市场中的份额 ，增强电力供应的稳定性与可持续性。其资源构成以可再生能源发电设备为主，这些设备利用自然资源转化为电能，是绿色电力的重要来源。由于可再生能源发电受自然条件影响较大，存在一定的波动性和间歇性，少量储能设备被引入以平滑输出波动。当光照或风力条件变化导致发电功率波动时，储能系统可及时充放电，确保整体供电的稳定性，保障电力供应的可靠性。电源型虚拟电厂通过集中优化调度，对分布式电源进行统一管理和协调控制，最大限度地提升新能源利用率，减少弃电现象的发生。同时，借助市场化售电机制，将生产的电力投放市场，获取经济收益，实现能源价值的最大化。 负荷型虚拟电厂：负荷型虚拟电厂的核心在于聚合各类可控负荷资源，涵盖工业领域的可中断负荷、商业楼宇的空调系统、居民小区的充电桩等。这些负荷资源具有一定的弹性，可根据电网需求进行实时调整，以 “功率调节” 为核心能力，主要参与辅助服务市场与需求侧响应，成为电网灵活调节的关键力量。在南方负荷密集区域，大量零散的负荷资源分布广泛，通过虚拟电厂平台将其汇聚成 “虚拟负荷池”，可实现毫秒级的削峰填谷响应。当电网负荷高峰时，削减部分可控负荷的用电量；在负荷低谷时，增加负荷用电，有效缓解电网峰谷压力，保障电网稳定运行。这类虚拟电厂主要以用电设备的实时功率调整为手段，无需大规模的物理储能设施。它依赖于用户负荷的弹性调节潜力，通过先进的通信技术和智能控制系统，向用户发送负荷调整指令，用户根据指令调整用电设备的运行状态，实现对电网负荷的精准调控，具有响应速度快、成本低的优势。负荷型虚拟电厂能够低成本、快速地响应电网需求，在高峰时段有效缓解供电压力，保障电力供应的可靠性。凭借参与需求侧响应，可获取相应的补贴与容量补偿，为运营主体带来经济回报，激励更多负荷资源参与其中，形成良性循环。 储能型虚拟电厂：储能型虚拟电厂以储能系统为核心载体，涵盖锂离子电池、飞轮储能、抽水蓄能等多种储能技术。通过 “充电 - 放电” 循环操作，储能型虚拟电厂可在不同时段灵活调节电力输出，参与电网调峰、调频及备用服务，有效解决新能源发电与用电在时间和空间上的不匹配问题。在电价低谷期，利用低价电力进行储能；当电价高峰时，释放储存的电能，实现电力的时空转移，赚取峰谷电价差。同时，凭借快速的充放电响应能力，参与电网的辅助服务，如提供调频、调峰服务，保障电网频率和电压的稳定，还可参与电力现货交易，进一步拓展盈利空间。储能设备的充放电功率与容量是储能型虚拟电厂的关键要素，需结合分布式电源的发电预测和负荷需求预测，制定优化的调度策略。通过精准的预测和智能控制，实现储能设备的高效利用，提高虚拟电厂的整体运行效益，确保在满足电网需求的同时，实现自身经济效益的最大化。储能型虚拟电厂的出现，有效解决了新能源发电与用电的时空不匹配难题，显著提升电网的稳定性和可靠性。通过参与峰谷电价差套利和提供辅助服务获取费用，实现商业盈利，推动储能技术在电力系统中的广泛应用和发展。 混合型虚拟电厂：混合型虚拟电厂整合了电源、负荷、储能三类资源，构建起 “发 - 用 - 储” 闭环生态系统，具备多维度的调节能力，是虚拟电厂发展的高级形态。以园区级虚拟电厂为例，其中既包含分布式光伏等电源设施，为园区供电；又涵盖工商业负荷，可根据电网需求进行负荷调节；同时配置储能系统，用于平衡电力供需。这种全方位的资源整合，使混合型虚拟电厂可同时参与能量市场、辅助服务市场与容量市场交易，发挥综合优势。混合型虚拟电厂拥有全品类的分布式能源与负荷资源，借助先进的智能算法和高效的管理系统，实现各类资源的协同优化。根据不同的电网需求和市场情况，灵活调配电源发电、负荷调节和储能充放电，满足多样化的电网运行需求，提升能源利用效率，降低能源成本。混合型虚拟电厂能够适应复杂场景下的多目标调度需求，如节能减排、提高能源利用效率、实现经济盈利等。通过综合运用各类资源，实现能源的高效配置和利用，是未来虚拟电厂发展的主流方向，将在新型电力系统建设中发挥关键作用。 虚拟电厂发展阶段和多种赚钱方式 邀约型虚拟电厂：政策引导下的试点探索（初级阶段） 在虚拟电厂发展的初级阶段，邀约型虚拟电厂成为行业探索的先锋。这一阶段，主要由政府或电网企业发挥主导作用，通过行政邀约或补贴机制，将分散的可控资源聚合起来，参与电网应急调峰。其调控范围相对有限，多集中于本地小规模负荷与储能，尚未全面接入电力市场，更多是作为电网应急的补充力量。上海在 2017 年启动的商业建筑虚拟电厂项目便是早期区域试点的典型代表。该项目聚焦商业建筑领域，通过先进的信息通信技术，将众多商业建筑内的空调负荷进行整合。当电网面临用电高峰压力时，虚拟电厂平台向这些商业建筑发送指令，调整空调的运行功率或暂停部分非关键区域的制冷，实现削峰填谷。这种方式有效缓解了电网在高峰时段的供电压力，保障了电力系统的稳定运行。而参与项目的商业建筑，则通过这种负荷调整，获得了来自电网专项补贴，实现了经济效益与社会效益的双赢。这一模式的成功实践，为后续虚拟电厂的发展提供了宝贵的经验借鉴，证明了虚拟电厂在需求侧响应方面的巨大潜力 。 市场型虚拟电厂：电力市场化改革的核心参与者（中级阶段） 随着电力市场化改革的深入推进，市场型虚拟电厂应运而生，标志着虚拟电厂发展进入中级阶段。此时，虚拟电厂以独立市场主体的身份，深度参与辅助服务市场与现货市场交易。在辅助服务市场，虚拟电厂可提供调峰、调频、备用等关键服务。以储能充放电为例，在电网负荷低谷时，储能设备充电储存能量；当负荷高峰时，储能系统放电，为电网补充电力，实现精准调峰。调频服务则要求虚拟电厂具备快速功率调整能力，实时跟踪电网频率变化，确保电力系统频率稳定。 在现货市场，虚拟电厂利用峰谷电价差进行套利。通过精准的负荷预测与发电预测，在电价低谷期增加用电或储能充电，在电价高峰期减少用电或释放储能电力，实现低储高放，赚取差价收益。在容量市场，部分试点地区为保障电力供应的长期稳定性，会对虚拟电厂储备的可调资源给予容量补偿，进一步拓宽了虚拟电厂的盈利渠道。 江苏的 “源网荷” 虚拟电厂项目在参与华东辅助服务市场中表现出色。该项目聚合了分布式电源、储能与多元负荷，通过先进的技术平台实现对各类资源的实时监测与精准调度。在参与调峰服务时，能够快速响应电网需求，调整发电与用电计划，有效提升了电网的灵活性与稳定性，同时也为项目运营主体带来了可观的经济收益，成为市场型虚拟电厂的成功范例。 自主调度型虚拟电厂：高度智能化的能源生态（高级阶段） 自主调度型虚拟电厂代表着虚拟电厂发展的高级阶段，是一种高度智能化的能源生态。依托物联网、AI 算法与区块链技术，自主调度型虚拟电厂打破了地域与资源品类的限制，实现跨区域、跨品类资源的实时自治调度，构建起一个庞大而复杂的 “虚拟电力系统”。 在这个阶段，虚拟电厂的多元化市场参与特征显著。除了传统的辅助服务与现货交易，还积极拓展至容量市场、碳交易市场等新兴领域。随着全球对碳减排的关注度不断提高，新能源消纳带来的碳减排收益成为虚拟电厂新的盈利增长点。虚拟电厂通过优化能源调度，提高新能源在电力供应中的比例，减少碳排放，将碳减排量作为 “碳资产” 在碳交易市场出售，获取经济回报。 在需求侧响应套餐定制方面，虚拟电厂根据工商业用户的不同用能特点与需求，提供个性化的节能方案。通过智能分析用户的用电数据，为用户制定合理的用电计划，如调整设备运行时间、优化设备运行参数等，帮助用户降低用能成本，同时虚拟电厂也可通过与用户的收益分成机制获得经济收益。 德国的 Next Kraftwerke 公司是自主调度型虚拟电厂的国际典范。该公司通过先进的技术平台，聚合了 6800 多个分布式设备，实现了全自动化的市场交易。其运营模式高度依赖智能化的能源管理系统，通过实时采集设备运行数据、气象数据、市场价格数据等，运用 AI 算法进行深度分析，制定最优的资源调度策略。在 2020 年，该公司营收高达 5.95 亿欧元，充分展示了自主调度型虚拟电厂在商业运营上的巨大潜力与成功可能性 。

单一可交易的虚拟电厂资源，在任一时空只能被调用一次。当然政策文件为了落地方便，简化了“任一时空”这一概念。理论上在不同时段（也就是跨任一时段），单一资源可以被若干虚拟电厂聚合的。资源是什么？首先我们定义的是，什么是资源。储能是资源么？严格意义上，储能有资产属性和资源属性。资产属性就是这个储能投资了多少钱，每年折旧多少，每年维护费多少，每年给投资人带来多少收益率，这些都是从财务角度理解的资产（Asset）属性。储能在实际运行中，可销售的东西并不是资产（除非你做资产并购，资产转让），而是资源（Resource）。储能可调度的资源是可调节的能量或者容量，所以微电网或者储能的管理系统，叫做EMS（能量管理系统）。PS：这里还有个设备Facility的属性，更侧重于设备维护管理和监控的概念，这里不再展开。如果用高铁做例子，资产就是列车，资源就是车次。许多设备厂家的EMS，其实更侧重于对资产、设备的监测监控，而不太重视能量过程管理，因为底层逻辑不一样，两套系统逻辑融合本身就是一个系统视角工程。比如储能，可以做秒级监控，不代表可以做秒级的资源管理，就像高铁可以做毫秒级的实时列车控制，但是出售座位资源的12306以前老是宕机。因为从资源 管理的视角，需要在时间、空间、产品、交易四个维度进行定义。资源的时间属性高铁一列列车，首先配属到某个车次，这个车次对应到每一天，这就是高铁资源的时间属性。对虚拟电厂来说需要定义的是，什么是资源的任一时段，其实就是根据交易规则，资源可以调节响应的最小时间单位。举个例子，中国现货市场是15分钟调整一个价格，理论上资源占用的最小时间单位是15分钟，但是如果要做15分钟价格响应，其实资源的时间颗粒度应该是小于15分钟的。澳洲是5分钟一个现货价格，那么资源可能要切割到1分钟时间颗粒度。假设就是15分钟一个时间切片吧。也就是虚拟电厂的资源需要根据时间进行切片，最小时间单元的资源是独占的。资源的空间属性接着我们看资源的空间属性。高铁的空间属性，高铁资源的空间属性就是线路，即始发-终到站。空间属性对高铁收益率影响很大，同样一列车，每天跑的时间长度一样，但是收益可能完全不一样，要增加高铁收益，自然减少冷门线路，加大热门线路的班次密度。对虚拟电厂来说，空间属性就是它在电网的哪个位置，因为虚拟电厂是按照节点进行聚合的，电网的节点一般是变电站的一条母线。很多现货市场采用采用平均节点电价作为出清价格。357号文件对此有专门的论 述对江苏的虚拟电厂来说，运营商无法把苏州和南京的两个空调聚合起来参与电力系统平衡，因为所处的空间位置不一样。零售电价越高，阻塞成本越高、需求越多的地方，越有利于虚拟电厂套利。资源的产品属性车票对应的，其实就是资源最小可销售属性——座位，一张车票上包含了时间（日期）、空间（车次）、座位（第几车第几座）。只有划分到座位，这个资源才真的成为可以销售的资源。对虚拟电厂来说，一个储能设备的每5分钟的可充可放容量，对应到某个地区（某个变电站），才是真正可以被调度和出售的资源。其实真实的情况更复杂，比如：这个储能设备故障了，那下一个5分钟是不是能恢复？一个工商业储能设备本身是峰谷套利模式运行的，那么如何确定它对虚拟电厂的实际可供调节的充放电容量？这个实际可供调节与峰谷套利的容量之间有冲突怎么办？业主和资方是不是要同意？如果下一个5分钟用电负荷突变了，那么这个资源如何调整？再复杂一点，虚拟电厂可以卖的资源，是不是需要以每kW为单位？或者更小颗粒度？这个每kW是不是真的具备预测、分析、调控的能力？这个能力需要经过调度机构、负荷管理中心的能力认证。资源的交易属性比如储能资源的优先级是先峰谷套利，再兼顾虚拟电厂市场 套利？还是投资方经济利益最大化为目标，在市场电价高于峰谷套利价差时，毫不犹豫的暂停峰谷，把所有资源都在市场里套利？对国铁公司来说，其实面临一样的交易属性，同一天、同一车次的同一个座位，是优先给“始发-终到”的最远距离乘客，还是优先照顾“站站乐”的乘客？把一个车厢都留给最远距离乘客，还是预留部分近距离？这是交易组合管理的卖方策略。同时，交易属性还包括交易队列等买方策略，12306的地狱级难度是在上述的资源属性基础上，面对春运抢票时刻亿级的并发查询和购票需求，如何在社会价值和经济价值双重最优的目标下，最快的锁定和匹配座位资源供给和购票需求？虚拟电厂不需要面对亿级乘客的锁票需求，但是可能也要面对不同的交易方向，不同产品、不同时长的买卖双向交易组合管理。总结一下虚拟电厂的资源调度交易本质，和12306类似，是一种资源统筹优化和销售运营的思路，所以虚拟电厂运营商，和高速铁路运营商是一个思维模式。不能用列车监控系统、国铁公司财务系统、车务段运维管理系统的设计思路，去理解12036，而是需要把上述几套系统融合，并形成运营能力支撑的12306系统。这也是未来虚拟电厂的设计开发思路。

在能源转型的大背景下，电力市场正经历着深刻变革。从传统的垂直一体化模式向市场化交易体系转变，电力市场的结构日益复杂且多元化。今天，让我们深入探讨电力市场的体系架构，以及其中关键名词的含义与实际作用。 电力批发市场：大宗电力交易的 “大舞台” 电力批发市场是发电企业与大用户、售电公司等市场主体进行大规模电力交易的场所。在这个市场中，交易的电量规模巨大，通常以兆瓦（MW）甚至吉瓦（GW）为单位计量。其交易方式包括集中竞价、双边协商等。 在集中竞价模式下，发电企业和购电方在规定时间内提交各自的报价和电量，通过市场运营机构的统一计算，按照价格优先、时间优先等原则确定交易结果。双边协商则是买卖双方直接就交易电量、价格、交易时间等条款进行一对一谈判，达成一致后签订交易合同。 实际作用上，电力批发市场犹如电力资源配置的 “总指挥”。通过市场机制，它能够将电力从发电充裕地区调配到电力需求旺盛的区域，实现资源在更大范围内的优化配置。例如，在我国西部能源基地，水电、火电等发电资源丰富，但本地用电需求相对有限，通过电力批发市场，这些地区的电力可以输送到东部经济发达、电力需求大的地区，促进了区域间的能源优势互补。 从价格形成角度看，电力批发市场的交易价格是整个电力市场价格体系的重要基础。其价格波动反映了电力的供需关系、发电成本等多种因素，为零售市场及其他相关市场提供了价格信号指引。当批发市场电力供应紧张时，价格上涨，这会促使发电企业增加发电出力，同时也引导下游用户合理调整用电行为，提高能源利用效率。 电力零售市场：连接终端用户的 “最后一公里” 电力零售市场是售电公司与终端用户之间的交易平台。终端用户包括工业企业、商业用户以及居民用户等各类电力消费者。售电公司在这个市场中扮演着关键角色，它们从电力批发市场购电，然后将电力销售给终端用户，并为用户提供多样化的服务。 售电公司提供的服务不仅仅是简单的电力售卖，还包括电费结算、用电咨询、节能改造建议等增值服务。为了满足不同用户的需求，售电公司通常会推出多种套餐方案。对于工业用户，可能会根据其用电负荷特性、生产计划等制定定制化的套餐，包括不同的电价结构、电量套餐等。对于居民用户，除了基本的电价套餐外，还可能提供绿色电力套餐，满足居民对清洁能源的消费需求。 在实际作用方面，电力零售市场赋予了终端用户选择权。在传统电力体制下，用户只能从单一的供电企业获取电力，没有自主选择的权利。而在零售市场开放后，用户可以根据自身需求和偏好，选择不同的售电公司和套餐。这种竞争机制促使售电公司不断提升服务质量，降低成本，以吸引更多用户。例如，一些售电公司通过与节能服务公司合作，为用户提供节能诊断和改造方案，帮助用户降低用电成本，同时也提升了自身的市场竞争力。 此外，电力零售市场在促进需求响应方面发挥着重要作用。售电公司可以通过价格信号引导用户调整用电行为。比如，在用电高峰时段，提高电价，鼓励用户减少非必要用电；在用电低谷时段，降低电价，引导用户将部分可调节用电设备的运行时间调整到低谷时段。通过这种方式，实现电力供需的削峰填谷，提高电力系统的运行效率和稳定性。 电力实物市场：“实打实” 的电力交易 电力实物市场主要进行以实际电力交割为标的的交易，它涵盖了中长期实物交易和现货实物交易。中长期实物交易通常以年度、月度为周期，交易双方通过签订合同，约定在未来一段时间内的电力交易量、交易价格以及交割时间等具体条款。这种交易方式能够帮助发电企业和用户锁定一定时期内的电力供应和需求，降低价格波动带来的风险。 现货实物交易则更加注重即时性，一般以日前、日内甚至实时为交易周期。在现货市场中，市场主体根据当前电力系统的实时供需情况进行报价和交易。例如，在夏季高温时段，空调负荷大幅增加，电力需求急剧上升，此时现货市场价格可能会迅速上涨，发电企业会根据价格信号增加发电出力，以满足实时电力需求。 电力实物市场的实际作用体现在多个方面。从中长期交易来看，它为电力市场提供了稳定性和可预测性。发电企业可以根据中长期合同安排发电计划，合理规划机组检修、燃料采购等生产活动。用户也能够基于中长期合同制定稳定的生产经营计划，避免因电力供应不稳定或价格大幅波动对生产造成影响。 现货市场则在电力系统实时平衡中发挥着关键作用。它能够快速反映电力供需的瞬时变化，通过价格机制引导发电企业和用户及时调整发电和用电行为，确保电力系统在任何时刻都能保持供需平衡。当电力系统出现突发故障导致部分机组停机时，现货市场价格会迅速上升，激励其他机组增加出力，同时也促使部分可中断负荷用户减少用电，从而维持电力系统的稳定运行。 电力金融市场：为电力交易 “保驾护航” 电力金融市场交易的是电力相关的金融衍生品，如电力期货、期权、差价合约等。电力期货是一种标准化合约，规定了在未来特定时间、以特定价格交割一定数量电力的义务。期权则赋予期权买方在规定时间内以约定价格买入或卖出电力的权利，但不负有必须执行的义务。差价合约是交易双方约定在未来某一时期内，根据电力实际市场价格与合同约定价格的差价进行结算的合约。 这些金融衍生品在电力市场中发挥着重要的风险管理和价格发现功能。对于发电企业而言，通过参与电力期货市场，它们可以在发电前就锁定未来的电力销售价格，避免因市场价格波动导致收益受损。例如，一家火电企业预计未来几个月煤炭价格可能上涨，从而增加发电成本，为了规避价格风险，该企业可以在期货市场上卖出电力期货合约，以锁定当前相对较高的电力价格，确保在未来即使煤炭价格上涨，其发电收益也能得到一定保障。 对于用户来说，电力金融市场同样提供了风险管理工具。大型工业用户可以通过购买电力期权，获得在未来以约定价格购买电力的权利。如果市场电力价格上涨超过期权约定价格，用户可以选择执行期权，以较低的价格购电；如果市场价格低于约定价格，用户则可以放弃执行期权，在市场上以更低价格购电，从而有效控制用电成本。 此外，电力金融市场的交易价格还能够反映市场参与者对未来电力供需和价格走势的预期，具有价格发现功能。期货市场的价格波动综合了众多市场参与者对宏观经济形势、能源政策、天气变化等多种因素的判断，为电力实物市场及其他相关市场提供了重要的价格参考信号。 电能量市场：电力交易的 “核心战场” 电能量市场是专门进行电能本身交易的市场，它是电力市场体系的核心组成部分。在电能量市场中，交易的标的就是实实在在的电力能量，以千瓦时（kWh）为计量单位。电能量市场同样分为中长期电能量市场和现货电能量市场，其交易机制与前面提到的电力实物市场中的中长期和现货交易有相似之处，但更侧重于电能量的买卖。 在中长期电能量市场中，交易双方通过签订合同，确定未来一段时间内的电能量交易量和交易价格。这种交易方式能够为发电企业和用户提供稳定的电力供应和需求预期，有助于双方合理安排生产和经营活动。例如，一家大型钢铁企业与发电企业签订了年度电能量交易合同，明确了全年的用电电量和价格，这样钢铁企业可以根据合同电量制定稳定的生产计划，避免因电力供应不足或价格大幅波动影响生产进度。 现货电能量市场则更加注重实时性，它根据电力系统的实时供需情况进行电能量的交易。在现货市场中，市场主体根据当前电力系统的负荷水平、发电出力、电网运行状态等因素进行报价，通过市场出清机制确定交易价格和电量。当电力系统处于用电高峰时段，负荷需求大幅增加，现货电能量市场价格通常会上涨，发电企业会响应价格信号增加发电出力；反之，在用电低谷时段，价格下降，发电企业则会适当减少发电。 电能量市场的实际作用至关重要。它通过价格信号引导电力资源的优化配置，将电力资源分配到最需要的地方。当某一地区电力需求旺盛时，电能量市场价格上升，吸引更多发电企业向该地区供电；当某一地区电力供应过剩时，价格下降，促使发电企业调整发电计划，减少向该地区的供电量。这种市场调节机制能够提高电力资源的利用效率，保障电力系统的安全稳定运行。 容量市场：保障电力供应的 “后备军” 容量市场的主要目标是确保电力系统在未来能够拥有足够的发电容量，以满足不断增长的电力需求，并应对可能出现的发电设备故障、极端天气等意外情况，保障电力供应的可靠性。在容量市场中，市场主体交易的不是实际的电能量，而是发电容量资源。 发电企业通过参与容量市场，承诺在未来一定时期内能够提供的发电容量。容量市场通常采用拍卖机制来确定容量价格和容量提供者。监管机构或市场运营机构会根据对未来电力需求的预测以及系统可靠性要求，设定需要采购的发电容量目标。发电企业在拍卖中提交自己愿意提供的发电容量和对应的报价，通过竞争，报价较低且满足可靠性要求的发电企业将获得容量补偿。 容量市场在实际运行中发挥着关键作用。在传统电力市场中，单纯依靠电能量市场的价格信号可能无法充分激励发电企业投资建设新的发电容量。因为电能量市场价格波动较大，且在电力供应相对充裕时期，电能量价格可能较低，发电企业通过电能量销售获得的收益不足以覆盖投资建设新机组的成本。而容量市场的存在，为发电企业提供了额外的收入来源，即通过提供可靠的发电容量获得容量补偿。这能够有效激励发电企业投资建设新的发电设施，增加电力系统的发电容量储备，保障未来电力供应的可靠性。 例如，在一些经济快速发展的地区，电力需求持续增长，如果没有容量市场机制，发电企业可能因担心投资风险而不愿意及时投资建设新的电厂。但在容量市场的激励下，发电企业看到了稳定的容量收益预期，会更积极地进行发电容量扩充，确保在未来电力需求增长时，电力系统有足够的发电能力满足需求，避免出现电力短缺现象。 辅助服务市场：电力系统的 “稳定器” 辅助服务市场是为了保障电力系统安全、稳定、经济运行，由发电企业、储能设施、负荷聚合商等市场主体提供调频、调峰、备用等辅助服务，并进行交易和结算的市场。

4月11日，国家发展改革委、国家能源局发布关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见。 到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。到2030年，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。 指导意见规范了虚拟电厂的定义和功能定位，从完善虚拟电厂参与电力市场等机制（明确准入条件、健全电能量市场机制、完善辅助服务市场机制、优化需求响应机制），持续提升虚拟电厂建设运行管理水平（建立健全建设运行管理机制、完善接入调用机制、提升资源聚合水平），积极推动虚拟电厂因地制宜发展（丰富商业模式、加快培育主体）以及虚拟电厂安全等方面提出了具体要求。其中明确： 加快培育虚拟电厂主体上，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。 在系统运行方面，虚拟电厂可提供调峰、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。 参与需求响应的虚拟电厂接入新型电力负荷管理系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统，或通过接入负荷系统参与部分交易品种。 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。 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。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。 参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则允许的情况下，也可跨节点聚合资源。单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。

在现代社会，电力已成为与水、食物同等重要的基础资源。但与自来水和粮食不同，电力的生产、传输和消费必须实时匹配，且涉及复杂的物理网络和经济机制。电力市场作为电力资源优化配置的核心机制，其体系结构的复杂性远超一般商品市场。 一、电力批发市场：电力交易的"中枢神经" 1. 定义与核心功能 电力批发市场是电力市场体系的"心脏"，负责在发电侧与用电侧之间建立价格发现机制。其核心功能包括： 资源优化配置：通过市场竞争选择成本最低的发电机组价格信号传递：实时反映电力供需关系系统可靠性保障：通过经济手段确保电力供应安全 2. 运作机制解析 以美国PJM市场为例，其日间市场（Day-Ahead Market）通过全电量竞价，发电企业申报机组出力曲线和报价，市场出清系统结合负荷预测和网络约束，计算系统边际电价（LMP）。这种"全电量竞争"机制确保了市场效率。 3. 中国实践：从计划到市场的转型 我国电力批发市场经历了从"计划分配"到"中长期交易为主+现货试点"的转变。2021年南方（以广东起步）电力现货市场试运行期间，通过"日前+实时"双结算机制，电价波动最高达2元/千瓦时，有效缓解了煤电亏损问题。 二、电力零售市场：连接用户的"最后一公里" 1. 市场结构特征 零售市场呈现"双寡头"与"自由竞争"并存的格局： 售电公司角色：代理用户参与批发市场，提供套餐服务价格形成机制：批发价格+零售价差+服务费用户选择权：在准入机制下自主选择供应商 2. 典型模式对比 模式类型 代表国家 用户选择权 价格形成 垄断型 日本 无 政府管制 竞争型 英国 完全开放 市场竞争 混合型 德国 有限选择 双轨制 3. 中国零售市场发展现状 2022年全国市场化交易电量占比达46%，但仍有超50%用户通过电网公司购电。广东试点"零售套餐分级"，推出"基础套餐+可选附加服务"模式，用户满意度提升23%。 三、电力实物市场 vs 金融市场：实物交易与金融工具的协同 1. 实物市场：电力物理属性的交易 交易标的：实际电力商品（电能量、容量）核心功能：确保电力实时平衡典型产品：中长期差价合约（PPA）、日前市场合约 2. 金融市场：风险对冲与价格发现 衍生品类型：电力期货、期权、差价合约功能价值：对冲价格波动风险（如煤价波动），发现远期价格信号，提高市场流动性 3. 两者协同案例 英国N2EX电力期货市场与实物市场联动：发电企业通过期货锁定未来电价，同时在实时市场根据机组状态调整出力，实现风险对冲与收益最大化。 四、电能量市场与容量市场：电力系统"双支柱" 1. 电能量市场：电力商品的"价值实现" 交易标的：电能量（kWh）核心目标：发现电力使用价值典型场景：风电场通过竞价获得每度电0.35元收益 2. 容量市场：电力系统的"安全保证金" 存在必要性：弥补边际成本定价的缺陷运作模式：拍卖制（如英国T-4拍卖），容量义务制（如美国PJM）中国实践：2021年华中区域启动容量补偿机制，对备用容量支付0.05元/千瓦/日 3. 两者协同效应 美国PJM市场通过"能量+容量"双轨结算，确保在2023年极端高温期间系统备用容量充足，避免了拉闸限电。 五、辅助服务市场：电网稳定的"隐形守护者" 1. 市场构成要素 服务类型：一次调频（频率调节），备用容量（旋转/非旋转备用），无功支持（电压调节）定价机制：按效果付费（如按MW/分钟计价） 2. 技术演进趋势 传统提供者：燃煤机组（调频响应时间2-3分钟）新型参与者：储能电站（响应时间<1秒）市场创新：虚拟电厂聚合分布式资源参与调频 3. 经济价值量化 2022年浙江辅助服务市场中，储能电站通过调频服务获得每兆瓦时最高3000元收益，相当于其度电成本的150%。 六、输电权市场：破解电网阻塞的"钥匙" 1. 市场运行逻辑 阻塞管理：物理潮流与合同路径的偏差输电权类型：FTR（金融输电权），PTR（物理输电权）价格形成：反映节点电价差值 2. 典型案例分析 美国NYISO市场中，FTR持有者通过套利机制：买入低电价区发电权，卖出高电价区电力，通过FTR覆盖输电成本 3. 中国试点进展 2023年华东区域开展输电权交易试点，通过"输电权+差价合约"组合，降低跨省交易成本约0.08元/千瓦时。 七、电力现货市场：实时市场的"神经末梢" 1. 市场设计要素 交易周期：15分钟-小时级 价格特征：节点电价（LMP）关键功能：平衡实时供需，发现边际成本 2. 价格波动典型案例 2021年广东电力现货市场：日间电价0.3-0.5元/千瓦时，电网堵塞时段电价达2.1元/千瓦时，风电大发时段电价跌至-0.1元/千瓦时 3. 市场机制创新 德国日前市场引入"负电价"机制，当可再生能源过剩时，用户获得发电补贴，促进储能投资。 八、电力中长期市场：稳定性的"压舱石" 1. 合约类型与功能 差价合约（PPA）：锁定价格波动风险物理合约：确保物理交割金融合约：纯风险对冲工具 2. 典型交易策略 发电企业：签订"固定价格+浮动价差"合约用户侧：采用"阶梯式"电价合约应对峰谷波动 3. 中国中长期交易发展 2023年全国中长期交易电量突破5万亿千瓦时，其中：绿电交易占比达18%，省间交易占比提升至35% 九、单边市场与双边市场：市场设计的"双路径" 1. 单边市场模式 典型代表：早期的电力库模式（如中国2002年）运作特点：政府设定统一电价，电网公司作为唯一购电方局限性：缺乏竞争导致效率低下 2. 双边市场模式 核心特征：多主体直接交易交易方式：场外协商，集中竞价，平台撮合优势：提升交易透明度和效率 3. 过渡期的混合模式 2020年山东电力市场采用"双边协商+集中竞价"组合，2022年双边交易占比达65%，市场集中度从CR4=80%降至55%。 十、市场体系的协同运作：电力系统的"交响乐" 1. 市场层级关系 顶层：辅助服务市场 中层：容量市场+金融衍生品 底层：电能量市场+输电权市场 终端：零售市场 2. 典型交易流程 发电企业申报机组参数市场出清确定发电组合输电权交易平衡网络约束辅助服务市场保障系统稳定零售公司向用户分发电力 3. 系统稳定性保障机制 备用容量机制：保持10%-15%的备用容量价格上限规则：设置2元/千瓦时的紧急价格天花板市场干预权：在极端情况下启动政府调节 十一、市场改革的全球实践与启示 1. 欧洲市场：一体化与绿电转型 ENTSO-E系统：实现跨国电力流动绿电证书（GO）：2023年交易量突破1000亿千瓦时挑战：跨区输电能力不足导致电价差异达50% 2. 美国市场：区域差异与创新 CAISO市场：光伏占比达35%时仍保持稳定PJM市场：通过容量市场维持煤电退出平稳创新点：需求响应参与辅助服务市场 3. 中国改革路径：渐进式市场化 2015年电改9号文：确立"管住中间、放开两头"原则2021年现货试点：8省开展电力现货市场2025年目标：形成全国统一电力市场 十二、未来市场发展的三大趋势 1. 市场机制数字化 区块链应用：实现交易数据不可篡改AI预测：负荷预测误差降低至5%以内虚拟电厂：聚合分布式资源参与市场 2. 绿色电力市场深化 绿电溢价：2030年或达0.1元/千瓦时碳市场联动：碳排放权与电力市场耦合国际绿证交易：形成全球统一标准 3. 用户侧革命 虚拟电厂用户：家庭储能设备参与调频动态定价：需求响应触发实时电价调整能源社区：本地化电力交易网络兴起 电力市场体系的完善程度，直接决定着能源转型的成败。从物理电网到数字电网，从单一发电到多能互补，从计划分配到市场优化，电力市场正在经历前所未有的变革。随着新型电力系统的构建，市场设计将更加注重： 灵活性：适应高比例可再生能源包容性：容纳分布式能源和储能设备可持续性：推动碳中和目标实现 未来电力市场的终极形态，必然是一个物理特性与市场机制深度融合的智能系统，它将像互联网一样，成为现代社会不可或缺的基础设施。

2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明确了2025年三方面的主要目标和21项年度重点任务。 主要目标包括：新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上；工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展；风电、光伏发电利用率保持合理水平；大型煤矿基本实现智能化；初步建成全国统一电力市场体系等。 部分重点任务包括：创新新能源价格机制和消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。 推动金上—湖北、陇东—山东等特高压工程建成投运，加快陕西—安徽、甘肃—浙江等特高压直流以及阿坝—成都东等特高压交流工程建设。 积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案。 推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上。 在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，支持零碳园区建设和光伏建筑一体化。 深化全国统一电力市场建设。 加强能源数智化、新型电力系统、新型储能、氢能、绿色液体燃料等领域标准供给，研究布局一批新兴领域标委会。 强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。 探索大型风电光伏基地与相关产业集成式发展新模式。 推进构网型技术、系统友好型新能源电站和智能微电网、算电协同等新技术新模式试点。

虚拟电厂通过数字化的手段，以聚沙成塔的方式，实现对分布式资源（包含分布式电源、储能和负荷等）的聚合和优化调度，是新型电力系统向“源网荷储”一体化转变中的重要一环。国际数据公司（IDC）报告指出，预计到2030年，虚拟电厂作为灵活性资源的组织形式，实际需求将达到至少3亿千瓦。据华泰证券预测，2025年我国虚拟电厂市场规模将达102亿元，到2030年，虚拟电厂市场规模有望达到千亿元。 同时，2022年以来，国家、地方的虚拟电厂支持政策频频发力，从确立虚拟电厂市场主体地位、完善市场机制、建设技术标准体系、推广应用场景与模式等多方面对虚拟电厂予以支持与规范。 随着2025年要全面建成电力现货市场，能源行业内各企业纷纷嗅到了虚拟电厂领域蕴含的巨大发展机遇，加速在该领域布局。 中国五大发电集团（国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团）作为我国新型电力系统建设的主力军，拥有最丰富多元的电源类型，在虚拟电厂领域的布局上特色鲜明，但各家发展水平差异很大，国电投一马当先、华能、国家能源局有多个电厂投运，华电初步开始进行探索，大唐较早入局，现在奋起直追。 以下是各集团的主要动态和案例分析！ 国家能源集团投运5家虚拟电厂 重点方向：依托火电灵活性改造和新能源资源整合，探索“源网荷储”一体化模式。 截至2月18日，国家能源集团在湖北、广东、宁夏、江西、浙江5个省份的虚拟电厂先后建成投产，总聚合资源605.31兆瓦，增加可灵活调节的容量159.76兆瓦，标志着集团公司在虚拟电厂的新赛道上发力提速。 2024年10月30日，湖北公司虚拟电厂上线运行，这是国家能源集团首家投入商业运行的虚拟电厂，该项目聚合资源265.11兆瓦，可灵活调节容量25兆瓦。 2024年12月10日，广东综合能源虚拟电厂管控平台成功接入深圳虚拟电厂管理中心，该项目计划建成深圳市分布式能源资源优化调度的管控平台，同时聚合一批可调节负荷用户资源，以最大化地挖掘各类资源在不同时间尺度的可调能力。 2024年12月23日，宁夏公司虚拟电厂顺利通过宁夏电力交易中心公示正式投入运营，未来该虚拟电厂将协同集团中卫算力中心建设，深入探索“电力+算力”联营新模式，以新质生产力开拓发展新路径。 2024年12月28日，江西公司虚拟电厂平台正式进入上线测试阶段，该项目共聚合资源57兆瓦，其中可灵活调节容量4兆瓦。 2024年12月30日，浙江公司虚拟电厂投入试运行，已具备接入浙江省新型电力负荷管理系统的能力。 当前，国家能源集团正组织编制虚拟电厂、零碳智慧园区、绿色算力、增量配电网等负荷侧可调资源有关技术路线和标准，推动建成更多虚拟电厂，有效提升新型电力系统灵活调节能力和运行稳定性能。 华能集团省公司平台化作战 重点方向：以用户侧资源聚合为主，推动“负荷型虚拟电厂”建设。 2022年1月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行工作，这标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。 2024年6月14日，华能山东公司所投资建设的虚拟电厂项目在山东电力交易中心平台顺利完成注册程序，此举标志着山东省内首家虚拟电厂已正式上线并投入运营。本项目依托华能黄台电厂进行建设与管理，已成功接入包括工商业用户代理、分布式光伏、楼宇空调及充电桩等在内的各类资源，总计达到143兆瓦。其中，可调节容量达到38.67兆瓦，成为省内数据采集密度最高、接入负荷类型最全面、应用场景最丰富的虚拟电厂之一。 2024年7月，华能江苏公司虚拟电厂平台正式上线运行，虚拟电厂建设从过去的“源随荷动”变为“源网荷储协同互动”，将有力地推动江苏地区的虚拟电厂发展，也为未来虚拟电厂大范围建设及经济发展打造了可借鉴的范本。 华能江苏公司虚拟电厂聚合江苏公司所辖分布式光伏电站598座，共计804.63MW。同时充分发挥综合能源公司贴近市场、庞大客户群体优势，积极推进资源聚合，截止目前，平台已聚合大工业用户、用户侧储能、分布式光伏、楼宇空调、充电桩以及微网园区等多种资源类型，总聚合资源达888.38MW，最大削峰能力23.03MW，最大填谷能力63.22MW。 2024年9月3日，中国华能集团湖北能销公司虚拟电厂正式商运。目前，该虚拟电厂已成功接入用户20家，累计最大可调负荷突破10万千瓦。通过聚合代理用户参与交易，不仅帮助用户获得了额外的经济收益，还进一步降低了用户的用能成本。 大唐集团起步早，奋起直追 重点方向：聚焦新能源基地配套虚拟电厂，提升风光消纳能力。 2021年，大唐集团在河北南网建设了虚拟电厂平台，一期接入308兆瓦容量，调节能力达到125兆瓦，项目投产前4个月帮助消纳新能源2800万千瓦时，减少碳排放2.8万吨。 2023年底，中国大唐集团数字科技有限公司应运而生，这家支撑和服务中国大唐数智化转型的专业公司，汇集了一支既懂电力业务又精通数智技术的高精尖专业团队。已自研超过200款数字化产品，服务2000余家客户，成为国内领先的能源数字化服务商。 2024年8月，安徽省能源局对全省9个已建成虚拟电厂项目、5个拟建和10个在建虚拟电厂项目进行评估，大唐安徽发电有限公司安徽能源营销有限公司虚拟电厂项目获评安徽省虚拟电厂第一批试点示范项目。 2024年9月，大唐山东能源营销有限公司虚拟电厂注册生效，资料显示，该虚拟电厂主体接入总容量48.55兆瓦，可调节能力7.4兆瓦。 华电集团虚拟电厂发展薄弱 重点方向：结合综合能源服务，打造“园区级虚拟电厂”。 2024年8月2日，在南京江宁开发区，开发区管委会、华电江苏能源有限公司、国电南京自动化股份有限公司三方签署合作协议，将联手推进全市首个园区级能碳虚拟电厂项目建设。 2024年5月，国内首个多能互补、双向互动的虚拟电厂示范工程进入全面建设阶段。该工程是中国华电首批科技“揭榜挂帅”项目，华电上海负责承担“电力市场化环境下虚拟电厂关键技术研究与应用”课题的攻关和应用示范。 该工程以上海科技大学能源站、国际旅游度假区能源站、国家会展中心能源站为核心，同步拓展商业建筑、储能、光伏、数据中心、充电桩等多类型分散资源，建设整体规模60mw级双向灵活可调综合型虚拟电厂，开展多能互补、双向互动的虚拟电厂关键技术的研究与示范应用。项目建成后可为上海电网提供快速灵活的调频、调峰、备用、需求响应等多种电力辅助服务，对优化上海电源电网结构、建设新型电力系统具有积极意义。 国电投完成了生态化布局，全方位发力 重点方向：依托清洁能源优势，探索“绿电+虚拟电厂”模式。 作为清洁能源占比最高的国家电投一在虚拟电厂的布局上更加积极，全方位发力。 截至目前，国家电投已实现清洁能源装机超过1.7亿千瓦，其中有大量的分布式电源，是其构建虚拟电厂的关键因素之一。 2022年5月20日，由国家电投上海发电设备成套设计研究院牵头研发虚拟电厂平台，运用工业互联网、智能控制、智能物联感知等技术，实现对电力用户的可调负荷、分布式储能、分布式电源等的聚合和协调控制，根据预测的现货价格自动发出指令，调度充电站将50千瓦时电量从0时转移至4时，成功参与电力现货市场交易，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例。 2022年12月29日，国家电投首个接受电网调度的综合智慧零碳电厂——国家电投苏州综合智慧零碳电厂、国网苏州供电公司虚拟电厂控制中心经过近2个月的积极筹备，正式启动试运行，标志着国家电投“雪炭行动”在江苏迈出了重要一步。该项目首期试运行共聚合49个站点资源，其中包括分布式光伏站点31个，储能6个（户用2个、商业楼宇3个、分布式1个），产业园2个，码头1个，大用户9家，聚合资源包含分布式光伏、分布式储能、户用储能、商业楼宇储能、充电桩、码头等元素。项目全部建成后，聚合负荷容量将超过2100兆瓦，顶峰能力约1100兆瓦，调峰能力约1300兆瓦，相当于180万千瓦常规煤电机组提供的保障能力，年生产绿电约2.8亿千瓦时、减少标煤消耗8.5万吨、减排二氧化碳24万吨。 此后，国家电投江苏公司江苏省域虚拟电厂项目正式启动试运行、国家电投重庆虚拟电厂平台上线、山东国电投能源营销有限公司承建的济南市“聚合式”虚拟电厂项目完成线上运行……细数之下，国家电投的虚拟电厂项目遍布华东、华南、华北、华中、西南、西北等各大区域的众多省份，多个虚拟电厂项目已上线运行。 2023年9月22日，国家电投综合能源“智慧大脑”——天枢一号及系列产业数字化产品首发，这是我国首个综合能源全谱系数智平台，也是全球最大的综合智慧能源数字化系统。 作为虚拟电厂的重要技术支撑，“天枢一号”能够实现对海量分布式能源资源的实时监测、精准预测、优化调度，为虚拟电厂的商业化运营提供了有力保障。 2023年7月3日，国家电投所属智慧能源公司完成对北京兆瓦云数据科技有限公司（下称“兆瓦云”）51%股权并购。作为国家电投集团市场化三级单位，兆瓦云具有设计、建设、运营的全链条解决方案和以数据为驱动的虚拟电厂全流程核心技术，同时构建了一套标准的运营流程，目前在聚合资源、业务省份、参与交易等领域，居国内第一梯队。 目前，兆瓦云与清华大学、清华四川能源互联网研究院联合研发的“城市级虚拟电厂边缘控制装置及聚合平台”项目，已在多省市成功应用，为虚拟电厂数据分析、可靠通信和精准控制提供重要支撑。兆瓦云是国家电投旗下专注虚拟电厂业务的服务商，截至2024年9月，其运营范围已覆盖华北电网（北京、天津、河北北部）、河北南部电网、山西电网、山东电网、西北电网（陕西、宁夏、甘肃、青海、新疆）、浙江电网、广东电网（深圳供电局）、湖北电网等14个省或区域级电网系统，签约用户1000余户，签约容量接近20GW。 2024年4月，兆瓦云服务第三方承担的虚拟电厂建设与运营方案，通过了山西省能源局组织的评估并公示，成为“负荷类”虚拟电厂。目前兆瓦云是山西省容量最大的负荷聚合运营商之一，开发了全国首套虚拟电厂调节能力测试平台，并已在山西省投入使用，服务省内虚拟电厂管理部门。 兆瓦云在西北五省参与省间和省内辅助服务业务，支撑西北五省消纳更多绿色新能源。同时兆瓦云还获得宁夏首批省内虚拟电厂聚合商资格。 国家电投旗下公司开发建设的虚拟电厂项目遍布各大区域的众多省份。服务网对其进行了统计。 ▌华东地区 山东：2024年6月14日，山东国电投能源营销有限公司承建的济南市“聚合式”虚拟电厂项目完成线上运行； 江苏：2023年8月，国家电投集团江苏电力有限公司参与投建的江苏苏州零碳智慧虚拟电厂上线运行；2024年4月29日，国电投零碳能源（盐城）有限公司投建的江苏盐城市首个虚拟电厂项目正式启动试运行；2024年11月14日，国电投零碳能源（苏州）有限公司进入江苏首批虚拟电厂注册公示目录； 安徽：2023年11月6日，芜湖市人民政府与中国电力国际发展有限公司签署战略合作协议，双方将共同打造全国首个城市级虚拟电厂；2024年7月，国家电投集团安徽电力有限公司虚拟电厂项目获评安徽省虚拟电厂第一批试点示范项目； 浙江：2021年8月6日，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司参加宁海虚拟电厂项目四方战略合作网络视频会议，并完成“云”签约；2023年4月24日，国家电投浙江公司与浙达能源签署战略合作协议，围绕源网荷储一体化虚拟电厂等领域开展合作； 上海：国家电投上海电力建设的综合智慧零碳电厂项目是上海首个同时具备自动调频和调峰的虚拟电厂；国家电投上海成套院研发的虚拟电厂平台已在广东等区域成功参与电力现货市场并获得盈利，逐步进入商业化运行阶段； ▌华南地区 广东：2022年5月20日，国电投深圳能源发展有限公司的虚拟电厂平台成功完成了参与电力现货市场的功能试验； ▌华北地区 河北：2024年，国家电投河北公司所属亮能公司成功获取“虚拟电厂聚合商资质”，成为河北省第一家具有虚拟电厂运营资格的市场主体；2024年11月，亮能公司发布虚拟电厂负荷调度与控制平台应用研究招标公告； 山西：2024年4月7日，国电投山西能源服务有限公司“负荷类”虚拟电厂项目被山西省能源局公示为第三批虚拟电厂试点项目；

2025年2月14日，四川省下发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》，主要内容有： 一、建设目标 按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施、电力用户参与”的工作原则，构建“1+N”虚拟电厂管理服务体系。依托新型电力负荷管理系统建设 1 个虚拟电厂运营管理平台，为全省N 个虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作，实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。 2025 年，推进全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场，总体可调节能力达到 100 万千瓦；2026 年，持续深化虚拟电厂管理与市场交易机制，培育全省虚拟电厂规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到 200 万千瓦，达到四川电网最大用电负荷的 3%左右。 二、虚拟电厂定义 虚拟电厂，是指运用数字化、智能化等先进技术，聚合可调节负荷、分布式电源、储能等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式；其聚合资源包括可纳入虚拟电厂管理的能够提供电能量或功率调节能力的发、用电户，包括可调节负荷、分布式电源、储能等。 虚拟电厂系统主要由虚拟电厂运营管理平台（以下简称“运管平台”）、虚拟电厂运营商平台、虚拟电厂终端以及相关信息网络组成。 三、运营管理机构职责分工 国网四川电力配合政府主管部门对虚拟电厂建设与运营进行管理，开展虚拟电厂建设运营指导、监督、检查、考核和评价工作，负责为虚拟电厂运营商与聚合发、用电户提供各类费用结算与收付服务。 四川电力负荷管理中心（以下简称“负荷管理中心”）为虚拟电厂运营商提供市场运营服务，开展虚拟电厂调节能力校核、运营监测、效果评估等工作，并向电力市场运营机构提供虚拟电厂运营商参与电力市场的数据服务支撑，市级负荷管理中心提供业务受理及相关服务工作。 四川电力交易中心（以下简称“交易中心”）为虚拟电厂运营商提供市场注册与变更服务，为虚拟电厂运营商参与中长期市场提供交易组织与出清等服务，出具虚拟电厂运营商电能量市场、辅助服务市场、需求侧市场化响应等结算依据，开展虚拟电厂运营商的履约保函管理工作。 四川电力调度控制中心（以下简称“调控中心”）为虚拟电厂运营商参与现货市场、辅助服务市场提供交易组织与出清等服务，调控中心及其下属机构对接入电网调度控制系统的虚拟电厂实施调度管理。 四、市场交易管理 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、电力现货市场和电力辅助服务市场等。参与电力中长期、电力现货交易应具备售电资质。

2025年，新一轮电力体制改革进入了第十个年头。十年以来，中国电力市场化改革取得了举世瞩目的成就，从一个半封闭、纯计划的电力行业转变为开放包容、主体广泛参与的电力市场，市场机制不断完善，市场交易电量持续扩大，市场活力得到有效激发，市场红利得到持续释放，一个多元、有效的全国统一电力大市场正在逐步形成。2025年，改革驶入深水区，体制机制中存在的深层次问题逐步暴露，制约着电力市场健康发展。能否有效解决这些问题，是成功建设新型电力系统、助力“双碳”目标、实现可持续发展的关键。 电力市场回顾 2.1市场建设进展 截至目前，电力市场建设取得显著成效，多层次的全国统一电力市场初具雏形，电力价格逐步由市场化方式形成，市场在资源配置中的作用持续增强。 2.1.1市场规则体系建立2024年，《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令）、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)、《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)等文件发布。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期基本规则、电力现货市场基本规则、电力辅助服务市场基本规则为主干，以信息披露基本规则、市场注册基本规则、计量结算基本规则为支撑的规则体系基本建立。 2.1.2市场机制框架形成在时间跨度上，电力市场涵盖多年期、年度、多月、月度、多日、日前和日内交易。在空间跨度上，电力市场涉及跨区域、区域、省内和分布式交易。在交易方式上，采用了双边协商、竞价、（单向/双向）挂牌、滚动撮合等多种模式。在交易标的上，电能量、辅助服务、容量等交易品种均得到实践或探索。市场机制框架基本搭建完毕并有效实施。 2.1.3市场价格发挥作用在电能量市场方面，中长期+现货的市场架构初步建立，电力市场价格随时间波动，并在空间范围内出现差异。价格的变化与差异，体现了市场供需变化与发电成本变化，有效指导了发用电行为，源网荷储开始跟随市场双向互动。同时，价格信号有效引导电力投资行为，各省市新能源的投资更加趋于理性。在辅助服务市场方面，调峰、调频、爬坡等市场初步探索，虚拟电厂、储能、可调节负荷等新型主体初步参与，各市场主体的调节性价值得到初步体现。在容量市场方面，煤电容量电价建立，推动煤电更加适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标实现。在输配电价方面，第三监管周期输配电价发布，为坚强的电网结构建设奠定基础。 2.1.4电力现货市场建设取得突破山西、广东、山东、甘肃的省内电力现货市场与省间现货市场转正式运行，有力鼓舞了各省的市场建设信心。截至目前，蒙西、湖北、浙江、陕西、安徽等地现货市场也陆续转入长周期连续结算试运行。现货市场在全国范围内建设突破，将从根本上确立市场在电力资源配置的决定性作用，也将对投资决策、生产经营、绿色转型等方方面面产生颠覆性影响。 2.1.5绿色电力市场发展迅速2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度持续提升，绿色电力市场、绿证市场与碳市场、可再生能源消纳、能耗双控等呈现复杂的联动关系，绿电与绿证消费量大幅提高。根据相关报道，2024年中国绿证核发量同比增长21倍，绿证交易量同比增长4.2倍，绿电消费量同比提高2倍以上。绿色低碳转型深入人心，逐步取得全社会共识并开展一致行动。 2.2存在问题在取得举世瞩目成就的同时，当前电力市场建设仍然存在若干体制机制障碍，制约着行业健康发展，主要有以下几点。 2.2.1多电源品种同台竞争机制仍需完善当前煤电企业全面参与市场，部分新能源企业仍保障性收购，水电、燃机发电等其它电源品种大部分暂未参与市场。随着新能源装机与电量占比大幅提高，单纯煤电参与的市场无法反映真实的供需关系，给出的价格信号不能有效引导源荷互动，多电源品种公平参与市场势在必行。而不同电源品种成本差异大，且部分存量项目还涉及补贴发放问题，市场同台竞争部分项目会面临较大经营压力，特别是现货市场机制下，风电光伏边际成本较低的特性往往会带来市场价格的剧烈下降，部分省份通过各类手段压低价格，增加了新能源参与市场的难度。新疆、广西、蒙西等地通过授权合约、低价回收等不同机制对新能源参与市场给予一定保护，在市场机制设计上进行了有益探索，对全国各省的市场建设均具有借鉴意义。2.2.2辅助服务市场设计有待探索国家电力市场基本规则体系对辅助服务市场设计进行了顶层设计与总体规范，部分省份进行了实践探索。但就整体而言，辅助服务市场与电能量市场之间的衔接关系尚未理顺。现货运行时段，尽管部分省份取消了调峰市场，但由于限价过低、收益机制过度复杂等因素，电价波动性有限、峰谷价差难以拉开，导致引导调峰的作用有限，火电、储能 的调峰贡献体现仍较少，水电等的调峰责任承担的还不够，增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。同时，对于调频、无功调节、黑启动等的机制设计均处于探索中。 2.2.3不同层次电力市场的关系还需理顺全国统一电力市场架构中，跨省区市场与省内市场目前并非平等的关系，省间市场优先开市、优先出清、优先执行、优先结算，这沿袭了调度及管理中上下级的体系架构，有利于管理实施、有利于引导资源在更大范围内配置。但同时，这也一定程度上造成了省间壁垒，省间电量仍由政府保障性电量占绝对主导，不能及时响应市场信号，政府对省间电量电价有绝对控制。在政府保障性电量之外剩余的市场空间极为有限，且通道的使用不透明，市场发挥作用有限。 2.2.4调度与交易之间的关系需进一步理清在电力交易之后，执行环节对发用电的调度控制还存在一些较为模糊的空间，如出现电网传输相关约束后单个场站出清与调用的关系，如省间市场出清后在具体市场个体的执行问题，如省间通道使用在不同主体之间的分配问题，核心在于调度与交易之间的关系需要进一步理清，需要通过公开、透明的市场机制推进市场公平。 2.2.5电能量与绿色环境市场的关系还不清晰电力市场、碳排放市场、绿证绿电市场、可再生能源消纳保障机制等未形成有效衔接。碳市场价格与电价尚不能有效联动，绿证市场缺乏广泛应用场景，绿色电力市场中的环境权益价格与绿证价格失真，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体等，上述问题均对绿色转型发展造成一定阻碍。3 2025年度市场展望 二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，这标志着电力市场改革进入了新阶段。2024年11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，绘制了全国统一电力市场发展的“路线图”，为电力市场发展提供了清晰的方向。根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一……按此对2025年电力市场预判如下。 3.1趋势预判 3.1.1全国统一电力市场体系更加完善大部分省份电力现货市场开展长周期结算运行，并逐步转正式运行。当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，蒙西、湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行，技术支持系统正常运转，依法依规进行规则披露、市场干预、争议处理等。在技术支持系统稳定运行的基础上，现货实现正式运行的关键是市场规则的成熟与完备，部分省份规则中设置的专场交易、歧视性条款、不合理的价格限制、交易限制等内容是阻碍转正运行的核心。预测在完善规则后，若干个省份有希望在2025年进入市场正式运行。区域市场有所突破。尽管区域市场与省间市场、省内市场的关系仍需进一步研究探索，但京津冀协同发展、长三角一体化、大湾区建设等国家区域重大战略持续深化，对区域电力市场协同提出更高要求。预测2025年，区域市场在调节资源共享互济、体系标准统一、省间省内市场联合出清等方面会有所突破。 3.1.2电力市场交易机制逐步完善大部分省份实现中长期连续开市。中长期市场连续不间断开市是现货市场长周期稳定运行的前提，有利于市场主体调节持仓量、响应市场信号，对电网安全与稳定市场预期意义重大。预计2025年大多数省份即将实现中长期连续开市。分时段交易全覆盖。中长期分时段、带曲线签约是实现中长期与现货衔接的重要机制，但在具体实施上不同省份之间还存在差别，如部分地区在电量分时的基础上电价还未分时，在分时的颗粒度上有的地区仅在一天中划分为了3-5个峰平谷时段，有的地区划分为24或96个时点。新型电力系统建设背景下，细化时段颗粒度并实现电价真正波动是市场深化大势所趋。预计24小时以上的分时段交易将在更多的省份推行。火电容量电价将有所提升。新能源装机持续提高给火电企业发电利用小时带来较大冲击。根据国家能源局发布数据，2024年全国6000千瓦及以上电厂的发电设备累计平均利用小时数为3442小时、相较上年同期减少了157小时，2025年预测会进一步下滑。利用小时降低对火电固定成本回收与持续经营造成压力。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计政策会在2025年内出台落地。同时，预计部分地区新型储能容量电价、输电权市场等机制会进一步探索。 3.1.3市场主体范围进一步放开发电侧方面，新能源全方位入市迫在眉睫。建设新型电力系统，新能源将扮演最重要的角色，在电力市场中不可或缺。近年来新能源装机持续提升，全额保障性收购政策难以持续，而存量新能源场站不参与市场会直接扭曲市场信号，因此推动新能源入市是建设新型电力系统、完善全国统一电力市场体系的必由之路。近期市场传闻国家将出台政策，推动全部新能源场站入市参与市场，预计将于2025年内落地。由于软硬件条件限制及对新能源收益的冲击，预计市场机制上会配套相应的保障措施。同时，分布式电源、水电、核电、储能等其它各类电源参与市场的规模会逐步扩大。用户侧方面，电网企业代理购电用户入市节奏进一步加快。2022年以来，由于一次能源成本上涨叠加部分地区的保护性政策，市场化用户电价持续高于电网代购电用户，这在一定程度上阻碍了市场化进程，并造成了市场不公。2025年随着电力市场改革深化，市场化用户主动参与市场的优势逐步显现，同时燃料成本持续下滑，预计市场化用户电价将显著低于代购电价格，推动代购电用户规模增大。 3.2价格走势预判 3.2.1整体市场价格稳中有降从成本角度，对2025年一次能源价格走势存在不同看法。由于国际政治风险、需求增长、批发价格高、生产成本上升、天气寒冷和天然气库存减少等多种因素，相关方预计2025年全球能源价格上涨将带动电价上行。近期为反制特朗普“关税”大棒，中国对原产于美国的煤炭、液化天然气等加征关税，可能在短期内抬升市场价格预期。 从市场供需角度，2024年太阳能、风电发电量增速分别达到44%与16%，均远高于全社会及分产业用电量增速，也远高于市场化电量增速（低于10%）。供需比持续扩大，整体供应偏宽松，叠加各地政府部门降低用能成本驱动，预计市场化电价将有所下降。 从2025年年度交易成交情况看，全国主要省份年度交易电价同比均有不同程度下滑，其中广东等省电价降幅超过10%。新疆等中西部地区由于电价已经处于较低水平，发电侧经营较为困难，年度交易价格整体维持稳定或略有上涨。

近日，安徽省首家虚拟电厂，即宣城全域虚拟电厂，成功代理分布式光伏参与绿电中长期交易。 据了解，交易前期，宣城公司以宣城全域虚拟电厂主体身份在安徽电力交易中心成功注册，尔后经过积极沟通，该虚拟电厂与本地规模最大的安徽能惠售电有限公司达成合作意向，一月份实现交易总量23MW，成功完成首笔绿电交易。 据悉，宣城全域虚拟电厂是安徽省能源局发布的首批8家虚拟电厂试点示范项目之一。在2024年迎峰度夏期间，其参与需求侧响应7次，累计响应负荷13万千瓦，收益达14万元，位列全省第三。 两小时收益可超万元！ 2024年12月11日，中华人民共和国国家发展和改革委员会令第27号发布，文件明确《电力监控系统安全防护规定》已经2024年11月25日第18次委务会议审议通过，自2025年1月1日起施行。 其中提到，电力监控系统包括但不限于实现继电保护和安全自动控制、调度监控、变电站（换流站）监控、发电厂监控、新能源发电监控、分布式电源监控、储能电站监控、虚拟电厂监控、配电自动化等。 可见虚拟电厂的应用已走向成熟。 其实早在去年的1月22日，国家能源局就印发了《2024年能源监管工作要点》，将虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体引入电力市场，引导虚拟电厂等新型主体参与系统调节作为今年重点工作，该新政再度释放了虚拟电厂利好。 值得注意的是，时年7月，央视还连续播出了3则“虚拟电厂走进现实”的主题深度报道，记者通过走访广东、浙江等地，发现虚拟电厂已经走进了现实，2小时的收益可超过万元。 这样的收益，可以追溯到浙江金华的一个热闹市场。在这里，一栋商业楼宇接入了“虚拟电厂”。在用电高峰的时候，可以通过调节空调温度、照明来实现调峰，参与调节的每度电可以获得8元的收入。据悉，用电高峰按2小时计算，就是1800度电，可以获取大概14400元收益。 据机构预计，到2025年，虚拟电厂平均每年投建规模可达200亿元，运营市场规模每年在50亿元以上。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂不是真正的实体电厂，没厂房也没机组，自己也不发电。它是依托能源算力平台，将分散的充电桩、储能、分布式光伏、空调、通信基站、商业楼宇等电力负荷资源统合起来，代理参与电力市场运行，提供公平的电力交易路径。 虚拟电厂可以看做一个算力调度“指挥中心”。当用电方有需要的时候，虚拟电厂就给电网发电；当发电方供给过剩的时候，虚拟电厂就指挥接入方迅速把电能消纳，以“削峰填谷”，平衡全国范围内的电力资源。 另外，虚拟电厂可以通过快速响应指令，配合电网保障电力运行稳定，从中获得政府经济补偿。同时，还可以参与容量、电量、辅助服务等各类电力交易，获得市场经济收益。 （且看虚拟电厂运行结构图） 本质上，虚拟电厂是利用先进的信息技术和通信技术，将分散在不同地理位置的分布式能源资源进行聚合和协调控制，使其能够像传统的大型发电厂一样参与电力市场交易和电网运行管理。 例如，通过智能控制平台，将多个家庭屋顶的光伏发电装置、电动汽车的储能电池以及一些可中断的工业负荷进行集中管理，根据电网的需求和市场价格信号，灵活调整这些资源的出力或用电行为，为电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。 可以说，虚拟电厂不生产电，他们是电的“领导者”，又是电的“搬运工”。 相较于“源网荷储一体化”“微电网”的概念，虚拟电厂更侧重于通过软件和通信技术实现对分散资源的虚拟整合，以提高电力系统的灵活性和效率，而不涉及实体的电力生产设施建设。同时，虚拟电厂可以作为源网荷储一体化的一种具体实现形式。 从产业链的角度来看，虚拟电厂包括：上游资源侧、中游负荷聚合商和下游客户。 1、上游资源侧：“正/负”资源、储能电站。“正/负”资源中“正”指发电侧，含分布式光伏、小型水电站与少数集中式发电厂；“负”指用电侧，包括居民、工业、充电桩、换电站与商业不等。 2、中游负荷聚合商：通过专业技术评估用户的需求响应潜力，整合分散的需求，响应资源来参与电力系统运营。可为客户提供需求侧响应、参与电力市场进行价差套利、降低偏差考核费用三项服务。 3、下游客户：主要含电网调度、用电用户、售电公司与新能源电站四类客户。由于虚拟电厂的运行结构太过复杂，这里不作更详细地说明。下文仅从上游资源侧（充电桩、储能）与虚拟电厂的关系出发，来进一步解析，当资源侧接入虚拟电厂后，是如何获得收益的？ 充电桩+虚拟电厂 在“充电桩+虚拟电厂”模式中，接入虚拟电厂的是充电桩企业。在深圳，就有1.8万根充电桩一次性接入虚拟电厂管理中，可以随时响应电网的调度，进行调峰，并获得相应的收益。 在用电高峰期，虚拟电厂“云端”通过收集充电桩的信息，对充电桩下达指令。充电桩收到指令后，会下调充电功率，以实现错峰充电。另外，同种类型的充电桩之间可以互通互联，虚拟电厂后台只需调度一个充电桩，其他所有充电桩，就会立即响应。 一些配有光伏的快充站，在接入虚拟电厂后，在中午光伏发电量较大时，会输送一部分电力给电网，帮助电网减轻用电高峰期时的用电负荷。而自己本身售卖电的行为，也会获得相应的收益。 当然，对于昼夜奔跑在路上的车主也可以分得“一杯羹”。当一系列指令到来的时候，正在充电的车主会收到一个对话框。内容是：愿不愿意接受以低功率充电。如果接受，虽然充电时长会增加30分钟，但是，每度电可以打5折。 储能+虚拟电厂 除了充电桩资源外，储能项目也是虚拟电厂的重要资源。在接入虚拟电厂之后，储能项目会带来哪些改变？又是如何实现盈利回收的呢？ 一方面，虚拟电厂通过更准确的信息调度，帮助储能项目方进一步拉开了峰谷价差，降低了储能充电成本，进而增加收益率。另外，对于一些闲置的储能资源，自身本来就无法实现盈利。接入虚拟电厂后，会盘活这一部分的资源，带来相应收益。 以5G通讯站为例，由于5G基站储能系统平时多为闲置，通过聚合后接入虚拟电厂管理平台，在不影响基站正常运行的情况下增加或降低储能功率，既可参与电网电力电量的调节，辅助解决局部地区电力阻塞问题，又有助于降低电力投资建设成本，提高电力系统的资源利用率，促进社会资源绿色发展。 另一方面，国家、地方对接入虚拟电厂的储能，陆续出台了优渥的补贴政策。7月13日，深圳市光明区发展和改革局发布了关于公开征求《深圳市光明区关于支持新型储能产业加快发展的若干措施（征求意见稿）》。 意见中明确提到：对改造接入虚拟电厂的本地新型储能项目，按改造实际投资的20%，给予项目最高50万元资助及连续三年响应收益的10%给予资助，单个项目每年给予最高10万元资助，单家企业每年给予最高100万元资助，对改造接入虚拟电厂且不属于资源聚合商的本地新型储能项目参照本条标准进行响应收益资助。 各省“疯狂”布局 去年7月，上海市经济信息化委印发《2024年上海市迎峰度夏有序用电方案》。方案还提出加快推动虚拟电厂建设。进一步挖掘电动汽车、中央空调、数据中心、储能、分布式发电等实时可调资源，实现虚拟电厂可调能力60万千瓦。 如今，虚拟电厂正在从概念走向现实，需求侧管理，聚合分布式电源，虚拟电厂正在被给予厚望，各省各地也正加速在虚拟电厂领域的布局，各种类型的项目正在投建。 根据相关预计，2025年我国虚拟电厂市场规模达102 亿。2030年我们假设市场化交易电量占比61%、现货占比 10%，则现货市场规模达 939 亿元；辅助服务费用占比提升至5%，则辅助服务市场规模达770 亿元，虚拟电厂市场规模有望达千亿。 01 广东省 企业分布：广东省的虚拟电厂企业分布最为集中，包括华为、南网科技、科陆电子等多家知名企业。 政策推动：广东省政府及相关部门积极推动虚拟电厂的发展，出台了一系列支持政策，鼓励企业参与虚拟电厂的建设和运营。 项目实践：广东省内多个城市已经启动了虚拟电厂的试点项目，并取得了一定的成效。这些项目通过聚合分布式资源，提高了电网的灵活性和稳定性，促进了可再生能源的消纳和利用。 深圳市 政策支持：深圳市出台了《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》，明确加大了对虚拟电厂相关产业的补贴力度，旨在进一步推动虚拟电厂的发展。 项目进展：深圳市已经建成了多个虚拟电厂项目，并计划到2025年建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂。这些项目通过智能化、精细化的管理，实现了对分布式资源的有效聚合和优化调用。 02 山东省 1月，山东电力市场规则征求意见，对虚拟电厂的概念和规则进行了明确的论述；3月，国网山东公司上线虚拟电厂运营服务平台，可为全省虚拟电厂运营商提供接入服务、运行监测（数据）服务、需求响应服务，为运营商参与需求响应及市场交易等提供支撑；4月，山东电力市场试行规则正式印发，对聚合资源类型、聚合方式提出了相关要求，明确了虚拟电厂的交易模式和计量结算方式，为山东探索开展虚拟电厂建设提供了规则制度依据；6月，山东交易中心公示了8家虚拟电厂，标志着虚拟电厂从概念走向了应用阶段。 目前，山东现货市场也已“转正”运行，山东虚拟电厂在市场规则和市场环境完善的情况下被寄予厚望。03 重庆市 7月25日重庆市虚拟电厂运营服务平台上线。 重庆市虚拟电厂运营服务平台打造了“三全”功能体系，一是全流程服务，二是全品类聚合，三是全场景应用，最终将构建集需求响应、辅助服务与电力市场化交易于一体的虚拟电厂系统，全面支撑电力系统稳定运行，实现电力资源的优化配置和高效利用。 国网重庆市电力公司总工程师胡可介绍，重庆现已建成全市统一的虚拟电厂运营服务平台，累计接入聚合商10家，聚合意向客户5993户，意向可调节能力22.09万千瓦。其中，重庆电动、汇智能源、清安储能、三峡水利、中广核等5家虚拟电厂已通过能力校核，确定可调能力9.21万千瓦。 活动现场，重庆市虚拟电厂运营管理中心获得正式授牌。这是全国第二个、国家电网范围内首家获得省级政府授牌的运营管理中心。04 上海市 项目纳入：商业建筑虚拟电厂已被纳入上海电力需求响应常规调度资源，促进了电力供需平衡和资源优化配置。 区域实践：黄浦区作为上海市商业建筑的密集聚集区，拥有超过200幢大型商业建筑，并在原有建筑中配备能耗监测装置，为实施需求响应项目提供了完备的基础条件。5 四川 1月3日，成都市经信局印发了《成都市虚拟电厂建设实施方案（2023—2025年）》，文件确定了“到2025年虚拟电厂市场化运作模式基本形成，基本实现对分布式电源、储能设施、可调用电负荷等能源资源的“应接尽接”，可调节能力130万千瓦以上，达到成都电网最大用电负荷的5%，构建形成以虚拟电厂为主导的新型电力系统。”的发展目标。 6月28日上午，成都市虚拟电厂管理平台完成全业务流程演练暨上线运营活动，这意味着成都市虚拟电厂管理平台上线投运。05 安徽省 5月，安徽省能源局发布关于组织申报虚拟电厂试点示范项目的通知，本次试点示范项目申报范围为省内拟建、在建或已建成的虚拟电厂项目。包括分布式电源、储能、可调节负荷等资源。其中，分布式电源应为在安徽电网并网运行且调度关系不归属电力调度机构的光伏、风电、生物质发电等。6 湖北省 5月11日，湖北首个虚拟电厂交易运营。湖北省黄石市大冶特钢等8家企业在磁湖电厂市场化交易发布会上签订负荷聚合协议，正式开启虚拟电厂市场化交易运营。磁湖电厂是湖北省首家实体化运营、率先踏入省内电力市场的虚拟电厂。 07 湖南省 6月22日，湖南湘江新区虚拟电厂上线运行，这是湖南省首家实体运行的虚拟电厂。湖南湘江新区虚拟电厂按照 “分类聚合、分级管控”原则，基于中台架构建设，实现需求响应、辅助服务、精准响应、资源监测、物联管理等功能，能够灵活、快速、高效接入各类可调资源。截至5月底，湘江新区虚拟电厂已接入资源运营商12家，容量30万千瓦，迎峰度夏期间预计实时调节容量5-10万千瓦。 7月19日，湖南电力交易中心发布《虚拟电厂参与湖南电力市场交易实施细则（试行）》的通知。 本细则所称虚拟电厂包括虚拟电厂运营商及其聚合的可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等资源。现阶段，虚拟电厂不得跨市州聚合资源，条件成熟后另行调整。虚拟电厂聚合资源应为电网调度机构调度范围之外的资源。同一资源只能被一家虚拟电厂运营商聚合。

近期，我国首个百万千瓦级居民虚拟电厂，在江苏启动建设，可将省内海量居民家中的空调、热水器等分散的大功率智能电器聚合到虚拟能量池中。在夏冬季用电高峰期，居民可通过能量池的邀约，主动参与错峰、避峰用电，从中获得电费奖励。据统计，江苏范围内仅在线居民智能电器设备就超700万台，潜在可调节负荷资源达900万千瓦。 此前，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，将虚拟电厂列入新型经营主体，可平等参与电力市场。广东、上海等地陆续发布虚拟电厂专项政策文件，从地方层面因地制宜推动虚拟电厂的发展。 随着政策框架和体制机制的逐步建立，以及基于地方能源资源禀赋和市场需求的虚拟电厂体系和运营模式的逐渐成形，虚拟电厂正在从“概念”逐渐走向实质性落地。 虚拟电厂是什么？国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，将虚拟电厂定义为：运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。 换言之，虚拟电厂是将分散的可调节资源聚合成一个整体参与电力市场交易。 虚拟电示意图 新型电力系统的主要特点就是新能源占比高，其波动性、随机性强是其当前接入电网面临的主要挑战。虚拟电厂的意义在于能更充分地挖掘灵活的调节资源形成“源荷互动”的新模式。 近年来，我国可再生能源跃升式发展，装机规模占比过半，在适应高比例可再生能源消纳需求，电力领域出现了虚拟电厂等灵活调节能力强的新型经营主体，成为新型电力系统的新生力量。 类型分类 虚拟电厂虽名为电厂，但大多不具备常规电厂的精准调控能力，实质是汇集了工商业电力负荷资源以及分布式电源、新型储能、电动汽车、氢能等新型资源的聚合体，兼具电力“生产 + 消费”一体化的属性。 按聚合资源的不同，虚拟电厂可分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。 近期，广东印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》中，将虚拟电厂按照负荷型和发电型分别进行市场注册。负荷类虚拟电厂聚合用户侧的可调节资源，通过调节用电负荷来响应电网需求；发电类虚拟电厂通过整合分布式发电资源，向电网提供电力和辅助服务。 海外对虚拟电厂的实践各具特点，与当地资源特性和电网发展面临的问题高度相关，全球虚拟电厂的发展也呈现多元化趋势。 欧洲虚拟电厂以分布式电源、储能资源为主，主要针对实现分布式电源可靠并网和电力市场运营。美国虚拟电厂在需求响应基础上发展而来，聚焦负荷资源聚合调配，侧重于用户侧柔性负荷主动响应以提升电网运行稳定性。澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，可以参与紧急频率控制辅助服务市场和电能量市场，主要提供频率控制辅助服务。 若按虚拟电厂运营主体来分类，目前主要有大型电力/电网公司、独立虚拟电厂运营商、新型市场参与者三类。以德国为例，大型电力/电网公司（跨国、地区和市级企业），将自有发电资源、负荷用户、发电机组聚合到虚拟电厂；独立虚拟电厂运营商，这类运营商不隶属于传统客户的电力供应商（目前主要是装机在100kW以上的大客户）；新型市场参与者，以小规模分布式能源资源制造商为主，主要将其用户资源聚合到虚拟电厂。 德国三类虚拟电厂运营商案例 商业模式目前国内的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段，从虚拟电厂的收益来源来说，已经开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。 参与电力市场，是虚拟电厂实现常态化运行的主要途径，尤其是现货交易，为用户获取足够的利益，是虚拟电厂发展的关键。虚拟电厂可参现货市场交易、辅助服务市场交易及需求响应市场交易。 近期能源局印发的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，已明确虚拟电厂新型经营主体的地位，建立了虚拟电厂参与市场的基本框架，以体现灵活调节性资源的市场价值。 在市场建设较快省份如山东、广东等，市场规则中对虚拟电厂等新型经营主体参与市场的方式进行了详细的规定。近期，广东印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》中，将虚拟电厂按照负荷类和发电类分别进行市场注册。例如负荷类虚拟电厂，可以聚合中央空调、充电基础设施等可调节负荷参与电能量市场和需求响应市场；发电类虚拟电厂则可以聚合分布式的光伏、风电以及独立储能等资源直接参与电能量市场或辅助服务市场。 虚拟电厂是连接电力交易中心、资源聚合商的运营平台，组织资源主体参与各类电力市场交易，并完成相关结算和利益分配。因此，虚拟电厂运营平台对不同资源组合的定价机制、利益分配机制的设计与创新，是激发各类用户侧资源积极参与虚拟电厂，提高虚拟电厂整体效益的关键。 近两年，虚拟电厂聚合用户负荷参与电力市场的路径逐渐走通，部分地区开始逐步将分布式可再生能源聚合入市列入“行动计划”，未来虚拟电厂也将参与市场化绿电绿证交易。在碳市场，随着电-碳耦合研究进一步推进，虚拟电厂将具备参与CCER（国家核证自愿减排量）交易的能力。此外，能源金融、大数据增值等多元化的能源服务业务的探索，也将拓展虚拟电厂的商业模式。 实践案例：深圳虚拟电厂深圳市是我国虚拟电厂的探路先锋之一。 深圳市新能源汽车推广全球领先，分布式光伏、电化学储能等新兴业态快速发展，为提高新能源接入承载能力和供需平衡能力，充分发挥本地负荷侧资源优势，深圳供电局打造了以虚拟电厂为核心的源网荷互动体系。 2021年，深圳供电局依托南方电网虚拟电厂“灯塔”项目，建成网地一体虚拟电厂调度运行管理云平台。2022年，深圳发改委和深圳供电局联合挂牌深圳虚拟电厂管理中心，这也是国内首家虚拟电厂管理中心。截至2023年底，深圳虚拟电厂接入分布式资源超265万千瓦、调节能力超56万千瓦，接入资源包括5G基站、数据中心等信息通信基础设施、充换电场站、建筑楼宇、工业园区、储能系统等资源。 与地方政府形成合力推动保障政策落地。2022年5月以来，先后制定《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022-2025年)》、《深圳市虚拟电厂精准响应实施细则》，形成“顶层规划+专项扶持+组织实施”工作体系，提出10余项重点保障举措，为虚拟电厂在深落地应用提供政策保障；近期《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》印发，12项措施进一步推动城市级虚拟电厂发展，接下来深圳将加强组织实施虚拟电厂精准响应，促进虚拟电厂产业链发展。 产业链资源整合。深圳通过虚拟电厂示范应用带动了100余家企业进入虚拟电厂产业链，储能、智能楼宇改造等产业不断发展壮大。 上游培育高负荷园区、南网电动、深圳能源等能源消费和供给的主要企业；中游逐步提升虚拟电厂调度运行管理云平台服务能力，不断扩大资源接入规模；下游建立电力公司、售电公司及高负荷用户的顺畅交易渠道，培育交易市场。 同时通过虚拟电厂产业链上、中、下游各类资源聚合，推动ICT企业布局虚拟电厂新赛道，支持能源企业拓展虚拟电厂核心设备生产制造，实现“设备+服务”“场景+技术”高效融合，提升深圳新能源产业集群发展能级，助力构建数字能源先锋城市。 探索商业模式。充分调动各类用户主体的主观能动性，以市场化的本地虚拟电厂精准响应补贴打造式推广新兴行业，争取各级部门支持和指导，实现“跨区市场、省内市场、深圳市场的叠加赋能和“需求响应市场、辅助服务市场、电能量市场”的相互补充。2023年组织开展精准响应33次，调节电量125.8万千瓦时，运营商获得收益超过450万元。 探索虚拟电厂与智慧城市融合发展。以虚拟电厂为媒介，探索建立以各类分布式资源为主体的电力充储放一张网，推动各类资源与BIM/CIM平台的精准化定位和建模，开展极端情况下分布式资源调度预演，打造能源安全韧性城市范本。 -----从国外经验来看，良好的政策环境、逐步放宽市场准入门槛、允许需求侧资源参与容量市场是支撑虚拟电厂发展的关键要素。此外，良好的市场机制建设、多元化的参与主体及服务业务开发、以可测可析可控平台打造闭环产业生态等都是虚拟电厂商业化发展的重要因素。虚拟电厂的商业化进阶之路，未来可期，但也任重道远。