3月公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，“深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国”。这是“能源强国”首次被写入国家五年规划中。 站在中国能源低碳转型的关键时期，中国正积极从“能源大国”向“能源强国”转变。相比以往“保供稳价”的传统定位，现阶段能源发展被赋予了更深远的意义：以新型能源体系建设为牵引，推动产业结构升级和经济动能转换，为高质量发展提供长期动力。 这一效应已经显现。据国际组织“能源与清洁空气研究中心（CREA）”报告，2025年太阳能、电动汽车及其他清洁能源技术对中国经济增长的贡献达到三分之一以上，并拉动超过九成的投资增长。展望“十五五”，能源将持续成为扩大内需、支撑增长的战略性支柱，其路径体现在： 从短期来看，以新型电力系统为核心的能源基础设施建设，将带来规模空前的投资，并将通过产业链产生强大乘数效应，直接拉动经济增长与就业。 从中期来看，海量投资将驱动风电、光伏、储能、特高压等高端制造业实现技术迭代与成本下探，夯实中国应对全球绿色产业竞争的优势。 从长期来看，一个绿色、稳定、高效的现代能源体系，将持续赋能经济高质量增长，并直接催生新能源汽车、智能家居、工业清洁燃料等庞大新消费市场。 能源投资规模空前 “十五五”规划纲要把“加力建设新型能源基础设施”作为构建现代化基础设施体系的四项重点任务之一，并提出要推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源、坚持风光水核等多能并举等具体措施。由此，今后五年，新型能源基础设施将是中国经济发展中最具确定性的投资领域之一。 首先是清洁能源发电。国家能源局发展规划司副司长邢翼腾在一季度新闻发布会上表示，“十五五”期间将推动风电、光伏发电平稳发展，保持平均每年2亿千瓦的增长节奏。这一部署旨在落实2035年国家自主贡献目标，即全国风电、太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。核电方面，“十五五”规划纲要（草案）提出，积极安全有序推进沿海核电建设，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右，较2025年增长超过四分之三。 其次是电网系统升级。“十五五”规划纲要明确，2030年西电东送能力要达到4.2亿千瓦以上，较2025年3.4亿千瓦明显提升。为此，国家电网在今年年初宣布“十五五”固定资产投资将达4万亿元，较“十四五”增长40%。叠加南方电网及地方电网等投资，期间全国电网总投资预计将突破5万亿元。特高压输电通道、智能化配电网以及农村电网巩固工程将成为重点投资领域，进一步保障能源电力外送与消纳。 再者是调节能力建设。国家发展改革委主任郑栅洁在3月6日举行的记者会上介绍，“新型储能”被列为与集成电路、航空航天等并列的六大新兴支柱产业。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027）》，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，2030年达到2.4亿千瓦以上。抽水蓄能规划同样清晰，到2030年在运在建规模将超过1.2亿千瓦，较2025年规模接近翻倍。 第四是战略性工程。郑栅洁在记者会上透露，“十五五”时期将从长远布局考虑，实施一批战略性工程。比如，推进雅鲁藏布江下游水电、“沙戈荒”新能源基地、海上风电基地等一系列投资万亿元以上的能源重大工程。 国家能源局数据显示，十年间，全国电力工程投资额实现了翻倍增长，从“十三五”年均千亿级跃升至“十四五”年均万亿级，并有望在“十五五”阶段站上2万亿元的新台阶。同时，投资结构不断调整。2020年起，电源投资超过电网并持续拉大，到2024年电源投资几乎是电网的两倍，但2025年又出现了趋势性变化。展望“十五五”，电力工程投资将更注重整体效能，推动电力系统向“源网荷储”深度融合。 驱动供给侧创新 “十五五”期间的海量投资将驱动风电、光伏、新型储能、核电、特高压等产业进入高质量发展的新周期。 一是规模效应驱动成本下探。近十年来，中国风电和光伏项目的平均度电成本分别累计下降60%和80%。到2025年，陆上风电度电成本已降至0.1元到0.25元/千瓦时，光伏发电度电成本降至0.2元到0.3元/千瓦时，在许多地区已低于煤电成本。同时，以锂离子电池为代表的电化学储能迅速发展，度电成本降至0.2元到0.4元/千瓦时区间，系统成本较2022年高点下降约80%。 随着“沙戈荒”大基地项目集中上马、技术工艺持续优化以及产业链各环节产能的充分释放，规模效应将进一步凸显。彭博新能源财经（BNEF）预计，到2035年，全球风电、光伏发电平均平准化度电成本将在当前基础上分别下降20%和30%以上，电化学储能下降近50%，中国是其中的重要驱动力量。持续降本将推动风光等新能源打破以往“保价保量”的政策驱动依赖，更快地过渡到灵活交易的电力市场化机制。 二是以自主技术攻坚未来产业。“十五五”规划纲要（草案）明确把可控核聚变作为前沿科技攻关领域，期间要“突破氚燃料制备循环、材料辐照考验、高性能激光、超导磁体制造等核聚变关键技术，开展聚变氘氚燃烧等离子体运行实验和多技术路径可行性验证，推进核聚变研发工程化进程”。 “十四五”期间，中国在可控核聚变领域实现多维度突破，从稳态运行时间、等离子体参数到工程化部署均取得里程碑式进展，并带动关键材料产业进步。目前，中国自主推进的聚变工程试验堆（CFETR）正处于集成工程设计与关键部件预研阶段，计划于2035年左右建成。作为CFETR关键前置项目的合肥紧凑型聚变能实验装置（BEST）也已进入工程总装关键阶段，计划于2027年建成，2030年实现发电演示。 三是新模式新业态涌现。构建新型电力系统的过程，也带来了电力市场机制与商业模式变革。其中，虚拟电厂作为聚合海量分布式资源、参与系统调节的智能平台，正从试点走向规模化运营。国家发展改革委在《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》里提出：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，进一步提升至5000万千瓦以上。 这一目标相当于50座百万千瓦级传统火电厂的调节能力。“十五五”期间，虚拟电厂将通过先进信息通信技术，将分布式光伏、用户侧储能、电动汽车、可调节工业负荷等海量分散资源聚合起来，参与电力现货、辅助服务等市场交易，为相关发电企业、个人消费者和制造业用户提供更多能源服务。 撬动消费侧需求 绿色低碳转型能否成功，不仅取决于清洁能源产能提高和低碳技术突破，更取决于能否形成全社会共同参与、共同受益、共同推动的绿色发展体系，从而建立起从绿色生产到绿色消费的完整市场循环。 一方面，工业深度脱碳将会催生绿电、绿氢、绿色燃料的一体化新产业。“十五五”规划纲要提出，实施重点行业领域节能降碳、零碳园区和零碳运输走廊建设，建设充换电、氢氨醇加注等设施。同时，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。 当前制约氢能等新兴绿色产业发展的关键因素在于有效需求不足，但随着基础设施逐渐完善、产业链协同降本增效、减碳压力递增，消费市场潜力将被逐步释放。中信证券研报认为，氢能行业作为“十五五”未来产业，政策定位再度提升，预计2026年行业或能在氢电耦合、工业减碳等领域实现突破，推动氢基绿色燃料快速增长。2030年国内数据中心燃料电池装机需求或达5GW至7GW，有望成为行业新的需求增长点。《中国氢能技术发展研究报告2024》预测，到2030年，氢能全产业链技术将基本实现自主可控，绿氢年需求量预计达500万吨，国产装备与材料竞争力显著提升。 另一方面，个人和家庭将会成为绿色能源的积极产销者。国家发展改革委发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出，到2030年，要支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展。 完善中的电力基础设施将引领新能源汽车、智能家居等消费产业蓬勃发展。根据国家充电设施监测服务平台数据，2025年中国电动汽车充电基础设施约2009万个、新能源汽车保有量达4397万辆，占全国汽车总量的12%。中国电动汽车百人会预测，2030年中国新能源汽车保有量将超过1.2亿辆。 可以预见的是，几乎翻倍的充电基础设施将拉动新能源汽车、充电服务市场和车网互动增值场景消费。同时，随着分布式光伏、户用储能以及虚拟电厂等技术的成熟，家庭将从单一的用电单元变为产销者，激发智能家居等成熟消费产业全面升级。

近期，华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《中国2030年负荷侧虚拟电厂全产业调节潜力评估报告》，基于409家企业深度调研与国家权威统计数据，分情景测算出我国负荷侧虚拟电厂的调节潜力，为行业发展提供了清晰的数据支撑与发展指引。 数据显示，2025年我国负荷侧虚拟电厂理论调节潜力已达到5.03亿千瓦，占当年火电装机容量的32.68%，存量资源盘活效果初显。展望2030年，在不同发展情景下，调节潜力持续攀升：基准情景下预计达到5.96亿千瓦，稳健情景下约6.20亿千瓦，强化情景下理论最大调节潜力可达6.57亿千瓦。这一数据远超国家层面设定的政策目标，根据相关指导意见，到2030年全国虚拟电厂调节能力目标为5000万千瓦以上，报告测算的理论潜力是政策目标的十余倍，充分证明我国负荷侧虚拟电厂发展空间极为广阔，产业红利持续释放。 从政策节奏来看，我国虚拟电厂发展已进入快车道：到2027年，全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，建设运行管理机制成熟规范；到2030年，应用场景全面拓展，商业模式持续创新，正式迈入规模化、市场化发展新阶段。未来，工业负荷、商业负荷、居民负荷、新能源汽车等场景将全面覆盖，虚拟电厂将成为电力系统中不可或缺的调节力量，带动设备制造、平台运营、技术服务等全产业链发展，形成千亿级产业规模。 尽管虚拟电厂潜力巨大、政策利好，但当前我国虚拟电厂发展仍处于试点向规模化过渡的阶段，面临诸多现实挑战，需要政策、技术、市场、企业多方协同发力，破除发展壁垒。 一是技术标准与接入体系有待完善。目前，不同地区、不同类型资源的接入标准、数据交互规范尚未统一，部分老旧设备智能化水平不足，资源接入成本偏高，影响聚合效率。后续需加快建立全国统一的虚拟电厂技术标准体系，推进智能终端改造升级，降低资源接入门槛。 二是市场化机制与收益模式需进一步健全。部分地区电力市场开放程度不足，辅助服务市场、需求响应补偿机制不够完善，虚拟电厂收益渠道相对单一，用户参与积极性有待提升。需持续深化电力市场化改革，完善价格形成机制与收益分配机制，让参与各方切实获得实惠，激发市场活力。 三是用户认知与参与度有待提升。无论是工业企业、商业主体还是居民用户，对虚拟电厂的认知度不足，担心调节负荷影响生产经营与日常生活，参与意愿不强。需加强政策宣传与试点示范，通过典型案例展现虚拟电厂的收益与便捷性，打消用户顾虑，推动全民参与。 从概念创新到试点落地，从零散布局到规模化发展，虚拟电厂凭借其独特的技术优势与产业价值，已然成为新型电力系统建设的核心引擎。它不仅是一种新型电力运行组织模式，更是我国能源转型、绿色发展的重要载体，承载着破解电力供需矛盾、提升能源利用效率、实现碳达峰碳中和的重要使命。 随着政策体系持续完善、技术水平不断提升、市场机制逐步健全，以及负荷侧海量资源的持续盘活，到2030年，虚拟电厂将彻底释放6亿千瓦级的调节潜力，重构我国电力供需格局。未来，虚拟电厂将走进千家万户、千厂万店，让每一份零散能源都能发挥价值，让电力系统更智能、更绿色、更稳定，为我国能源高质量发展注入强劲动力，开启能源智慧化转型的全新篇章。

“试点潮”后，虚拟电厂面临的三个真问题 距离国家能源局公布《新型电力系统建设能力提升试点名单（第一批）》已过去近一个月。 那份名单中，43个项目、10个城市入选，覆盖系统友好型新能源电站、构网型技术、智能微电网、算电协同、虚拟电厂、新一代煤电等多个方向。而虚拟电厂以13个项目、占比超过三成的成绩，成为此次试点中数量最多的细分领域之一。 名单公布之初，行业一片振奋。从浙江的“虚拟电厂与电网市场化供需互动”，到福建宁德时代的产业探索，再到山东现货市场下的多类型资源聚合，虚拟电厂终于从“地方探索”站上了“国家试点”的舞台。 但一个月过去，热度逐渐沉淀，行业开始冷静思考：试点只是起点。当政策红利初步兑现，当13个项目开始实质性推进，虚拟电厂的下一个关口在哪里？ 有三个真问题正在浮出水面。 问题一：从“政策驱动”到“市场驱动”，商业模式跑通了吗？ 2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上。文件还首次系统性地明确了虚拟电厂的定义、功能定位，以及参与电力市场的准入条件。 政策框架已经搭好，但市场层面的考验刚刚开始。 在政策红利逐步释放的同时，行业竞争的焦点正在悄然转移。过去几年，虚拟电厂领域的比拼主要集中在“谁能聚合更多资源”，但近期业内越来越清醒地认识到：资源规模只是入场券，真正的分水岭在于运营能力。所谓运营能力，并非指搭建一套技术平台那么简单，而是涵盖了对电力市场规则的深度理解、对可调资源的精细化掌控，以及在多元交易品种中实现价值变现的综合能力。现货市场的价格波动、辅助服务的考核机制、中长期合同的履约风险——这些市场化的“硬骨头”，正在将缺乏交易能力的参与者逐渐筛出局。 浙江电力市场的运行数据为此提供了注脚。据浙江省发改委披露，2025年1-5月，浙江电力现货市场中负电价时长占比超过5%。这意味着市场价格波动区间之大，足以让那些依赖固定策略运行的虚拟电厂在剧烈震荡中频频失手。而真正具备市场研判能力的运营者，却能通过精准的价格预测和动态策略优化，在波动中捕捉交易机会、锁定合理收益。 问题二：聚合规模不等于调节能力，“可调度性”如何兑现？ 行业内曾有一种普遍的错觉：聚合的资源越多，虚拟电厂就越强。但真实的运营经验正在给出不同的答案。 有运营企业在参与辅助服务市场时发现，缺乏精细化控制的规模，反而可能成为负担。电网下达的调节指令往往以分钟甚至秒级计算，如果无法对聚合资源进行精准响应，不仅拿不到预期收益，还可能因响应偏差面临考核罚款。一个典型案例是，某聚合了40家中小企业的虚拟电厂，在一次辅助服务调用中，因部分用户的负荷波动超出预期，导致整体响应偏差，当月的辅助服务收益被罚没近三成。 这一教训让行业形成新的共识：聚合的前提是可控。那些能实现对每一度电可测、可控、可调的虚拟电厂，才能在市场中真正立足。 从行业发展阶段来看，观察虚拟电厂的进展可以关注两个持续跟踪的口径：一是签约或接入规模，反映资源池组织的程度；二是可调用规模，反映调节能力在调度与场景中兑现的程度。更有信息量的跟踪方式，是看同一主体两个口径的连续披露与项目复现，从而判断其从资源聚合走向能力兑现的转换效率。 问题三：多元场景正在打开，但跨行业协同如何落地？ 近年来，虚拟电厂的应用场景正在加速拓展。 在杭州，虚拟电厂已连续在春节期间实现全域填谷，依托大数据中心等资源累计响应883.32兆瓦时，有效吸纳低谷富余电能，保障电网平稳运行。格力智慧园区的工业错峰生产、阿里巴巴园区的智慧用能调节、彩虹充电站的电动汽车反向送电、大下姜村的水上光伏助力零碳乡村——这些散落在城市各处的能源单元，正被虚拟电厂“串珠成链”，打造出“看不见的坚强电厂”。 与此同时，在今年的全国两会上，“虚拟电厂”也成为代表委员关注的热点。全国政协委员邵丹薇认为，在国家大力推进新型电力系统建设的战略背景下，虚拟电厂成为提升电力系统灵活性、可靠性、经济性的重要手段。对此，她也提出了推动多层级虚拟电厂管理体系建设、 完善虚拟电厂结算机制、构建多元化虚拟电厂市场机制等建议，具体包括支持地市级虚拟电厂依托现有模式，设计与地区电网调节需求匹配的费用疏导机制，创新电能量、辅助服务等市场交易品种；构建“以交易中心为主，虚拟电厂平台为辅”的结算体系等举措。 场景在打开，政策在跟进，但跨行业的协同仍面临现实障碍。交通领域的充电网络、工业园区的可调负荷、商业楼宇的空调系统、居民侧的家用储能——这些资源分属不同主体、接入不同系统、遵循不同规则，如何真正实现高效聚合与协同调度，仍是行业必须回答的问题。

虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架 2026年开年，一份重磅文件悄然落地。 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件。 虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架。 两会期间，这份文件被反复提及。虚拟电厂，拿下了电力市场改革的"核心席位"。 但这只是冰山一角。 这份文件说了什么？意味着什么？电力人该怎么抓住这波机会？ 今天，我用5000字的深度解读，帮你彻底搞懂。 一、顶层文件出台：2026年虚拟电厂迎来"政策大年" 虚拟电厂这件事，已经喊了很多年。 但过去三年，它一直停留在"试点"阶段。各地都在搞，但规模小、不成气候，商业模式也不清晰。有人说它是"概念"，有人说它是"画饼"。 今年，格局变了。 2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件，意义重大。 文件明确提出，要"完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制"，将独立储能从"补充性设施"升级为电力系统可靠性核心支撑。 虚拟电厂，作为"柔性大脑"，首次被纳入国家级政策框架。 与此同时，2025年4月国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）也在持续推进中。 两大文件，形成合力。 1.1 文件的三个关键时间节点 第一个节点：2026年，也就是今年 文件要求各省级主管部门制定本地区虚拟电厂发展方案。这意味着，各省的实施细则将在今年陆续出台。 第二个节点：2027年 全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。 这是什么概念？ 三峡水电站的总装机容量是2240万千瓦。2027年的目标，相当于少建一个三峡。 同时，到2027年，建设运行管理机制要"成熟规范"，参与电力市场的机制要"健全完善"。 第三个节点：2030年 全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。 这是2027年目标的2.5倍。 同时，"应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展"。 也就是说，到2030年，虚拟电厂不仅要规模大，还要能赚钱、可持续。 1.2 当前进展：1600万千瓦意味着什么？ 根据国办发〔2026〕4号文及相关数据，全国虚拟电厂可调节能力已突破1600万千瓦。 这是什么概念？ 相当于16座百万千瓦级火电厂的顶峰能力。 这意味着，虚拟电厂已经不再是"概念"，而是实实在在的电力系统调节力量。 各省进展： • 山东：全省虚拟电厂聚合资源超300万千瓦，单日顶峰电量超2000万千瓦时 • 上海：最大响应负荷达116.27万千瓦 • 深圳：全国首个虚拟电厂小镇投运，聚合调节能力50兆瓦 • 湖北：接入资源2023.7万千瓦（全国最大） 1.3 文件的核心定义：什么是虚拟电厂？ 发改能源〔2025〕357号首次给出了国家层面的官方定义： 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。 这个定义里，有几个关键词： 第一，"新型经营主体" 这意味着虚拟电厂不再只是"用户侧的资源整合者"，而是和电厂、电网一样的独立市场主体。 第二，"分布式电源、可调节负荷、储能" 这三大类资源，是虚拟电厂的核心"原料"。 • 分布式电源：分布式光伏、小型风电、燃气分布式能源 • 可调节负荷：工厂生产线、商场空调、充电桩、家用热水器 • 储能：工商业储能、户用储能、电动汽车动力电池 二、钱从哪里来？五种商业模式一次说清 这是大家最关心的问题。虚拟电厂到底怎么赚钱？ 国办发〔2026〕4号文给出了更加清晰的路径。 模式一：电力现货市场交易 "低买高卖"，赚电价差价。 这是虚拟电厂最核心的盈利模式。 • 日前市场 ：提前一天预测电价，低价时段买入，高价时段卖出 • 实时市场 ：实时平衡供需，获取超额收益 • 分时电价套利 ：利用峰谷电价差实现稳定收益 典型案例：山西虚拟电厂 2024年累计获得市场红利385万元。 模式二：需求响应与辅助服务 这是目前国内虚拟电厂最成熟、最主要的收入来源。 需求响应：电网高峰时段减少用电，获得补贴 辅助服务：调峰、调频、备用服务 典型案例：湖北虚拟电厂 • 接入资源：2023.7万千瓦 • 降低电网峰值负荷：12% • 延缓输配电投资：约1.3亿元 模式三：容量市场与碳交易 这是长期收益保障，属于"睡后收入"。 根据国办发〔2026〕4号文，独立储能已纳入国家容量电价机制，形成"容量电价+电能量+辅助服务"三元收益模式。 容量补偿：浙江已出台容量补贴5元/千瓦 碳交易：武汉电-碳-金融服务中心年碳减排14万吨，预计年收益400万元 模式四：技术赋能与增值服务 这是"卖铲子"的钱。 • 智能调度系统服务 • 大数据分析服务 • 能源管理咨询 • 设备运维服务 典型案例：正泰新能源应用AI系统，响应速度提升60%，需求响应收益增长15%以上 模式五：软件销售与部署 这是"卖软件"的钱。 典型案例：深圳华工能源中标金额1360.86万元 三、政策亮点：三个信号值得注意 信号一：明确支持民营企业参与 文件明确提出："鼓励民营企业等各类社会资本参与虚拟电厂投资、建设和运营。" 门槛降低，机会打开。 信号二：单一资源不能"一女二嫁" "单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。" 资源稀缺性凸显，跑马圈地加速。 信号三：纳入电力安全管理体系 把虚拟电厂"纳入电力安全管理体系"，提升网络安全、数据安全水平。 四、国办发〔2026〕4号文带来的新机遇 4.1 三元收益模式成型 容量电价：100MW电站年容量收益约2000万元 电能量收益：年收益1500-2000万元 辅助服务收益：年收益超500万元 100MW电站年总收益可达4000-4500万元，回本周期缩短至5-6年。 4.2 行业认定：2026年成为关键元年 2026年正式成为独立储能市场化元年。 虚拟电厂与独立储能形成"源网荷储"协同。 4.3 规模爆发在即 截至2025年底，新型储能装机达1.36亿千瓦，独立储能占比58%。 2026年预计新增装机8000万千瓦，独立储能占比突破70%。 五、电力人的三条路径 路径一：用户侧资源接入 如果你在工商业用户侧有储能资源，现在是时候考虑接入虚拟电厂了。 政策明确+收益明确+门槛降低，正是好时机。 路径二：投身虚拟电厂运营 这个赛道刚刚起步，还没有头部玩家。对年轻人来说，是一个值得卡位的新方向。 薪资普遍高于传统电力岗位20%-50%。 路径三：技术岗位延伸 如果你是传统的变电站运维或调度岗位，也可以主动学习虚拟电厂的底层逻辑。 新型电力系统建设，主配微协同是趋势。提前了解，不是坏事。 六、一个提醒 虚拟电厂不是"一夜暴富"的机会。 它需要政策落地、市场培育、技术成熟。这个窗口期，可能持续3-5年。 但正是因为知道的人少，提前布局的人才能吃到红利。 2030年5000万千瓦的目标，意味着行业将进入快速发展期。现在入局，正是时候。

2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见。 文件明确，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。

“双碳”的中期节点，没有缓冲期。 几年前，“双碳”更多还是一种方向性的共识。它被写进规划文本、战略愿景和长期目标中，重要但并不紧迫。企业可以表态、可以布局，也可以阶段性观望。因为距离2030年还足够远，路径仍有弹性。 但进入2026年，这种“缓冲感”正在迅速消失。 2030目标进入倒计时的后半程，“双碳”开始转化为一种现实约束。越来越多产业参与者意识到，如果此刻还无法回答“怎么做、是否能跑通”，未来五年将很难再留出系统性试错空间。 这一变化，在资本、链主企业、地方产业管理者等不同角色的体感里，都愈发明显。 而在一线的真实现场里，一条判断线索开始变得清晰：“双碳”，正在从目标叙事，走向结构能力；而结构能力，必须在产业现场被验证。 站在中期节点， 一次目标与现实的校准 在政策密集、概念活跃、资本关注度极高的背景下，“双碳”判断的误判成本正在上升：技术是否真能落地，路径是否具备复制性，效率是否经得起规模考验，这些问题往往要到企业很后期才暴露。 “国家‘双碳’目标的实现，从来不是孤立的技术突围，而是产业链、创新链与资本链在真实场景中的紧密共生、合作演进。”东方证券副总裁陈刚表示。 正是在这一背景下，第四届“双碳星物种”对自身形态进行了一次调整。 作为由36氪联合东方证券及旗下子公司东证创新、东证资本持续推进的“双碳”主题项目，“双碳星物种”在此前几届“可持续创新大赛”中，更多承担的是发掘与展示创新企业的功能，通过评选与路演，让一批绿色创新力量被看见。但当“双碳”目标进入中期，单纯“展示创新”已不足以回应产业正在面对的现实问题。 今年，“双碳星物种·碳索计划”选择走进产业一线，本质上是在把验证成本前置。它不再围绕故事对齐共识，而是把政府、链主企业、上下游企业与资本放在同一现场，围绕模式能否跑通、是否可复制、成本与效率是否成立这些硬指标进行对齐。 “我们的双碳星物种已经连续举办四届，能够很清晰地看到一个趋势：企业越来越务实，资本也变得更有耐心。从未来看，‘双碳’行业正在从补贴驱动，走向能力驱动。”东证资本机构客户部负责人王依菲指出，“我们一直把‘碳索计划’当成一个长期工程。对我们来说，关键是能不能更早、更清晰地看到企业是否真正进入了产业链的关键位置。” 正因如此，本届“双碳星物种”升级为“碳索计划”，不再只停留在舞台与评选，而是将重心前移至产业现场，通过实地走访，把判断重新放回真实场景中进行验证。 来自企业侧的反馈同样指向这一点。氢易能源联合创始人、总经理张健铮认为，“对我们这些初创企业来说，真正能不能落地，很多时候取决于能否对接到真实资源。如果离开企业所在地、去外地拓展，没有政府的助力，难度会成倍放大；但一旦政府参与进来，效果往往是事半功倍。” 在这一逻辑下，本届“碳索计划”的行程设计本身，就是一次有意识的路径拆解，把“双碳”如何落地的问题，放入三种复杂度、成熟度完全不同的产业系统中，通过对照，逼近更接近现实的判断。 从郑州航空港区的新能源汽车产业带，观察低碳技术在高频制造系统中的适配能力；到北京大兴的氢能应用场景，审视未来能源在基础设施与标准体系尚未完全成熟阶段的推进逻辑；再到上海，以人工智能为切口，讨论技术如何作为底座变量，参与低碳转型的下一阶段。 对于一个已经进入施工期的“双碳”命题而言，降低误判的能力，正在比制造热度本身更为重要。 碳索， 不同产业语境下的真实形态 解读“双碳”最容易犯的错误，是假设它存在一条通用路径。 以本届“碳索计划”为例，同样是低碳转型，在不同产业语境中，问题形态、推进节奏与关键变量，几乎完全不同。 1. 未来交通：当“双碳” 变成系统效率问题 作为“碳索计划”的首站，郑州航空港区承担的并不是“展示新能源成果”的任务，而是验证一个更现实的问题：在已经高度规模化、效率导向极强的制造体系中，“双碳”是否还能成立。 在新能源汽车产业链中，产线节奏、交付周期和成本控制构成了一套高度耦合的系统。任何无法嵌入系统的变量，都会被迅速放大为效率损耗。在这样的语境下，“双碳”不再是“附加目标”，而是被直接检验是否有助于系统效率的提升。 来自链主企业的判断尤为直接。某头部整车厂品牌及公关处品牌公关总监坦言，“对我们来说，绿色不是KPI，不是合规义务，而是效率提升的方向。”对整车厂而言，绿色战略并不是独立的合规项，而是与产线稳定性、资源循环和组织效率高度绑定的长期能力。 这一逻辑，也被产业链上下游反复印证，“其实我们作为产品和应用公司最大的诉求还是能找到或者对接上一些真正有需求的终端。结合现有应用案例，给到他们（链主企业）一些启发或者助力，甚至植入到生产或者应用中去。”艾利特机器人华北大区负责人房磊表示。 事实上，不止一家企业向36氪表示初创公司压力之大。宇晟科技 CEO李勇很直接地表示，希望通过碳索计划让“链主方能够了解我们创业公司，也了解上下游企业有什么难处”，在他看来，不走入实践的创新或许会面临时间窗口、技术周期等多维度的问题，最终无法落地。 在这样的场景中，真正成立的“双碳”路径，体现为产业链条协同能力：链主如何把终端的绿色要求转化为结构性指标向上游传导，上下游企业如何从“提供单一产品”转向“共建可验证的绿色闭环”，回收、再利用和绿色标准如何进入商业模型本身。“双碳”在这里交出的，是一张关于协同效率的答卷，而不是一张减排清单。 2.未来能源：在慢变量中 搭建可运行的系统 当“碳索计划”的视角从郑州转向北京大兴，问题的形态随之发生变化。 氢能产业并不缺技术路径，但其推进逻辑与新能源汽车截然不同，基础设施重、标准体系仍在完善、应用场景分散，使其天然处在一个“慢变量主导”的阶段。在这样的产业语境中，“双碳”能否成立，取决于是否有人为长期验证承担结构性成本。 大兴国际氢能示范区的价值，正体现在这一点上。它不是通过单一项目证明技术可行性，而是通过园区、检测平台、龙头企业牵引等方式，搭建一个可运行、可验证的产业系统。 “我们一直认为，像氢能这种具有能源属性的产业，一定是一个多产业、多维度的综合。”大兴国际氢能示范区产业服务部总监谢韬对36氪表示，“园区更多是在进行共性平台的搭建，从而减少企业迭代成本。”从“制—储—运—加—用”的全产业链条布局，到国家级检测中心牵引标准，大兴试图为氢能产业提供一个可以“边运行、边验证、边修正”的现实场景。 事实上，对于氢能产业来说，技术成熟度并非最大瓶颈，真正影响推进速度的，是否存在能够承接长期验证的场景与平台？如果缺乏这样的系统支撑，企业很容易停留在示范阶段，难以跨入规模化应用。 企业侧的反馈进一步印证了这一判断。氢成绿动、科安创能等多家企业都表示，愿意和产业链上下游企业共建常态化交流机制，氢成绿动融资负责人就表示，“大家一起形成一整套解决方案，实现行业整体性的降本，共同把行业做大。” “双碳”在这里，更像一道慢变量的考题，它要求结构先于规模，验证先于扩张。 3.未来技术：“双碳”目标的技术底座 “碳索计划”第三站落在上海人工智能产业，本身就意味着讨论层级的下沉。尤其是落到高度复杂、变量密集的工业与城市系统中，技术底座持续、稳定地运行成为关键。此时，技术开始被重新审视。 “如果说前两站我们侧重于‘看见’产业实践和‘链接’多方资源，那么今天，我们更希望与各位一起‘沉淀’实践洞察、‘升维’发展认知——既要总结从交通到能源再到技术的产业经验，也要探索‘AI+绿色’的融合路径：技术如何转化为绿色发展的核心动能，资本如何为前沿领域构建看得懂、投得进、帮得上的全周期服务体系。”陈刚在现场发言表示。 “在‘模速空间’内上下游企业产生的化学反应和聚合效应，大大缩短了创新的链路。”模速空间副总经理张韵认为。对于“双碳”而言，人工智能技术的价值，更多落在基础设施能力上，用于拆解复杂系统、量化运行状态、持续优化能耗与效率。 中城交科技就很典型。智能交通行业已经发展多年，但大模型等新兴AI技术的面世和推广应用，带来了诸多新的转折点。一方面是准确性等行业指标的优化，另一方面则是规模化的可能性。中城交科技CEO单惟乐也希望，借助碳索计划等平台“把我们已经落地的一些标杆性项目，进一步在全行业快速落地和复制推广。” 然而并不是所有领域，新兴技术都能快速落地。“其实很多双碳的项目技术并不是不优秀，而是它们的落地路径不清晰。”王依菲表示。 事实上，在上海站中，大多数企业已经有了相当的自我认知。心舆技术营销副总裁李翔就直言：“不管大模型也好、AI 也好，或者其他任何的软硬件也好，没有落地应用点，实际上客户不会买单。” 这一判断，在路演企业中得到了具体呈现。无论是工业AI、智能检测还是具身智能方向，多家企业反复强调的并非模型规模，而是系统稳定性、可解释性与长期运行成本。 当技术从“展示能力”走向“承担责任”，它便进入了“双碳”叙事的核心：不再作为加分项存在，而是成为决定系统效率上限的底座变量。“双碳”在这里，不以减排量出现，而以操作能力接受检验。 把三站并置来看，可以看到一条更接近现实的路径：在成熟制造体系中，“双碳”必须服务于效率；在成长型能源产业中，“双碳”必须由系统托底；在复杂系统层面，“双碳”必须依赖技术持续执行。

2025年是新一轮电力体制改革十周年，也是全国统一电力市场体系建设的关键之年。市场在广度、深度与机制创新上均取得突破性进展，这一年，市场新政接连发布，电力市场进展迅速，以下是能源电力人的十大热搜词。 TOP 1 136号文 概述：新能源全面入市的“成人礼” 事件： 2025年2月，国家发改委、能源局联合印发 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），标志着新能源上网电价全面进入市场化阶段。文件明确要求2025年底前各地出台实施方案，推动新能源电量全部进入市场，电价通过交易形成，并创新设立“新能源可持续发展价格结算机制”，为平稳过渡铺设缓冲带。政策以2025年6月1日为界，区分存量与增量项目，实行分类施策。 点评：“136号文”终结了“保量保价”模式，将新能源真正推向市场。企业须直面价格波动与出力不确定性，收益水平将从资源导向转向市场策略与系统协同。这也将激发储能、需求响应等灵活资源的投资，为高比例新能源系统构建良性生态。 TOP 2 机制电价 概述：市场化定价新时代开启 事件： 2025年6月起，“136号文”正式落地实施，各省份陆续发布机制电价竞价文件，并开始组织机制电价竞价工作。 2025年下半年，各省陆续公布首批机制电价竞价结果，涵盖2025年6月1日至12月31日并网的新能源项目（含风电、光伏）。（相关阅读： 汇总｜33地“136号文”方案、26地机制竞价结果） 2025年12月，全国各地机制电价竞价工作接近尾声并陆续公布了结果，标志着新能源行业正式迈入“市场化定价+能力制胜”的新阶段。 截至2025年底，全国27地已陆续公布机制电价竞价结果（河南、蒙东、广西、贵州、蒙西暂未公布竞价结果）。从已经公布的结果来看，机制电价在150-415.5元/兆瓦时区间。其中东部沿海地区价格较高，在300-415.5元/兆瓦时之间，西北内陆的价格则偏低，在150-259元/兆瓦时之间。对比当地燃煤发电基准电价，除北京、上海、宁夏三地机制电价与燃煤基准价相同，绝大部分省份均低于燃煤基准价。 点评：首轮机制电价落地，标志着新能源行业进入“市场化运营、精细化运营”新阶段。风电兑现率整体稳健，光伏则呈现集中式与分布式的结构性分化，反映出不同资源与市场条件的适应差异。 TOP 3 行政分时电价 概述：行政峰谷分时电价取消 事件： 2025年底，“取消行政峰谷分时电价”被频频推上能源电力行业的热搜。 国家层面： 《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》提出，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。 《电力中长期市场基本规则》则规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。 地方层面：辽宁、陕西、湖北、河北南网、重庆等多地相继在2026年电力中长期交易方案中宣布“取消行政峰谷分时电价”。（相关阅读： 多地取消行政峰谷分时电价，会给电力市场带来哪些变化？） 峰谷分时电价的核心逻辑，是用价格差异引导用户行为，政府划定固定的高峰、平段、低谷时段，设定不同的电价浮动比例，从而平衡电网负荷，提升电力资源利用率。“取消行政峰谷分时电价”意味着原本固定执行的峰谷分时电价政策，将被市场化分时所取代。 对峰谷浮动进行调整，旨在通过更真实、灵活的价格信号，引导电力资源在时间维度上的高效配置，被认为是我国深化电价市场化改革、构建新型电力系统的重要信号。推动价格机制从“政府规定时序”向“市场实时发现”的深刻转变，更好地反映电力供需的瞬时变化与系统成本。（相关阅读： 不再执行分时电价？两份文件看电力市场化改革方向） 点评：取消行政分时电价是将价格发现权交还市场的重要一步，有助于适应高比例新能源接入后的系统波动。此举利好储能、虚拟电厂等业态，也倒逼用户提升用电管理的精细化与智能化水平。 TOP 4 绿电直连 概述：点对点绿电供应步入制度化 事件： 2025年5月， 《关于有序推动绿色电力直连发展有关事项的通知》发布（发改能源〔2025〕650号）（以下简称“650号文”）。旨在突破现有电力交易机制与物理输送的瓶颈，探索建立发电侧与用电侧更为直接、高效的连接通道，是深化电力体制改革、落实可再生能源消纳保障机制的一项创新性举措。 政策明确优先支持在增量配电网、源网荷储一体化、多能互补等试点项目中开展绿电直连。同时，鼓励西部、北部新能源富集地区与东中部负荷中心开展跨省区绿电直连交易探索。 点评：绿电直连通过构建新能源发电侧与用户侧的连接通路，实现了电力供给的全流程物理溯源，不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹，也为分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景，为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。 “650号文”是推动新型电力系统建设的“先行先试”之举。它并非要替代大电网和电力市场，而是作为重要补充，在局部区域和特定场景下探索更高效率的绿色电力生产消费模式。 TOP 5 零碳园区 概述：首批52个国家级零碳园区公布 事件： 2025年12月26日， 《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，共纳入52个园区，标志着国家级零碳园区从顶层设计步入实质性建设阶段。首批园区覆盖全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团，涉及高新技术、装备制造、循环经济等多个产业类型，范围有园中园和整体形式，建设周期为3-5年。 此举旨在落实《关于开展零碳园区建设的通知(发改环资〔2025〕910号)》要求，通过打造一批高水平示范项目，为全国产业园区绿色低碳转型探索可复制、可推广的系统性解决方案。 根据要求，入选园区需满足绿电直供比例不低于园区用电量50%等条件，其中核心之一是推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式在国家级零碳园区落地，鼓励和支持相关园区因地制宜开展技术创新、政策创新、商业模式创新。 点评：零碳园区建设是我国产业园区绿色转型的关键落子，旨在形成可复制、可推广的系统解决方案。成功经验将带动全国园区迈向低碳化、市场化运营。 TOP 6 批零价差 概述：多地实行批零价差上限 事件： 2025年，我国多个省区市陆续出台政策，对电力市场批零价差（即批发市场购电价与零售市场售电价之间的差额）设置上限。此举旨在规范电力零售市场竞争秩序，遏制极端价格波动风险，是电力市场化改革进入深水区后一次重要的机制完善，也成为2025年电力市场热议的话题之一。（相关阅读： 售电市场批零价差观察：价差收紧背后的市场新平衡） 从各地公布的政策来看，陕西、安徽、四川、河南的措施较为强硬，尤其是河南提出批零价差3厘/度阈值，是目前最严格的标准，而且河南85%的返还比例也高于多数省份的“2:8分成”。相比之下，陕西为15厘/度，江西为10厘/度，安徽为8厘/度，四川为7厘/度。 批零价差上限的设置，进一步压缩了售电公司的套利空间。对售电公司而言，行业正经历从“暴利时代”向“微利规范时代”的转型。短期来看，价差收窄直接压缩了盈利空间，尤其是中小企业面临更大压力。但长期来看，政策也倒逼行业加速分化。 点评：价差上限为零售侧安装“稳定器”，倒逼售电公司提升风险定价与综合服务能力。政策应随市场成熟逐步调整，并与其他机制协同，形成激励相容的整体设计。 TOP 7 低价签约 概述：多地发布风险提示，警惕电力市场低价签约陷阱 事件： 2025年底，在2026年电力双边交易大幕开启之际，各地零售市场非理性竞争愈演愈烈，报价严重低于成本、“赌博式”签约、合同违约风险频发。各地电力交易中心与监管部门密集发布风险提示函出台相关政策，制定研究价格边界、批零价差管控等措施，努力矫正市场方向。（相关阅读： 为何2026年电力零售市场陷入“自杀式”博弈？） 各地电力交易中心发布电力市场交易风险的提示，内容涉及电力零售市场、售电代理关系建立、2026年年度交易等。风险提示函的核心内容，主要指向价格波动与履约风险、代理关系与授权风险、信息不对称与合规风险三大风险。 点评：此次多地集中发布风险提示，表面是规范市场秩序的技术性操作，实则折射出电力市场化改革步入深水区后的必然阵痛与核心监管。 长远而言，要让“低价陷阱”真正消失，不能仅靠风险提示。根本出路在于完善市场设计，通过现货市场建设形成更透明的价格信号，同时培育多元化的电力金融衍生品市场，为风险管理提供工具。只有当用户能像选购其他金融产品一样，综合衡量电价的“风险收益比”时，真正的市场化选择机制才算成熟。当前的警示，正是走向这个成熟阶段必不可少的一课。 TOP 8 负电价 概述：负电价不等于负电费 事件： 2025年，负电价现象在范围、深度和持续时间上都达到了新的阶段。2025年初，浙江电力现货市场首次出现负电价，在1月份连续两日报出-0.2元/千瓦时的最低价，触及当时全国电价下限。2025年4月，蒙西电网也首次出现负电价。9月，四川电力现货市场在结算试运行阶段，更是创下了国内首次“全天负电价”的纪录，实时均价一度跌至约-0.05元/千瓦时。加之此前已频繁出现负电价的山东，2025年出现明确负电价的省级市场已达至少5个。 各地负电价均源于特定时段电力“供过于求”的结构性失衡。面对供大于求，发电企业报出负电价是市场环境下的理性决策。对于新能源企业，即使现货电价为负，叠加绿证环境收益等后，综合收益可能仍为正。对于煤电机组，由于启停成本高昂，在负荷低谷时段“宁可报负价维持运行，也不愿停机”，以保障高电价时段的发电能力并节省启停成本。 点评：负电价并非市场失灵，而是电力现货市场“能涨能降”价格机制的正常体现。负电价不等于负电费，我国电力市场由中长期合同、现货市场和辅助服务市场等多层次构成。现货市场交易电量占比通常不足10%，而占发电量主体的中长期合同价格是稳定的“基本盘”。因此，短时现货负电价在经过与中长期合约等综合结算后，发电企业最终获得的仍然是正电费，总体收益影响有限。 TOP 9 省级电力现货市场 概述：省级电力现货市场基本实现全覆盖 事件： 截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等省级现货市场进入连续结算试运行阶段，提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖的目标任务。6月，南方区域电力市场转入连续结算运行，电力资源在南方五省区统筹互济取得突破性进展。10月，国家电网首次与南方电网跨经营区开展电力现货交易，实现网间市场联通，成为全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果。 点评：省级现货市场全覆盖是电力改革一项重要的里程碑，但其成功不在于“启动”本身，而取决于后续能否实现“稳得住、转得顺、调得优”。 随着各地电力现货市场建设持续推进，我国电力生产组织基本实现市场化转型，电力现货市场将在提升系统调节能力、保障电网可靠运行、促进新能源消纳等方面释放更大价值。 TOP 10 集中式新能源报价 概述：集中式新能源规范报价行为 事件： 2025年12月， 《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476）号发布，这是我国首次发布的针对新能源企业市场报价的文件。通过建立规范的市场报价机制，为集中式新能源发电企业优化市场参与方式、提升经营管理水平提供了明确的政策指引和制度保障。电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区，同一集团内、同一省（区、市）的集中式新能源发电企业在同一固定场所参与的电能量交易（含中长期集中交易和现货交易）可进行集中报价。 新规通过规范报价行为，有助于遏制此前部分地区新能源企业为抢占市场而采取的“零报价”或“负报价”乱象，引导行业从规模扩张转向质量与效益提升。其次，透明化要求将促使企业加强成本管理，推动技术进步与效率提升，有利于新能源行业健康发展。（相关阅读： 多位专家解读优化集中式新能源发电企业市场报价新规！） 点评：当前，我国新能源装机规模已稳居全球首位，但其高效参与电力市场仍面临诸多现实挑战，新政是构建新能源高质量发展市场机制的关键举措，但需配套细化规则、动态调整机制与有力监管，方能在激励清洁能源发展的同时，维护电力市场秩序与长期稳定。

在能源革命的大潮中，虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）正成为电力系统转型的关键载体。它通过先进的信息通信技术和软件系统，将分散的分布式电源、可控负荷和储能系统等资源聚合起来，作为一个特殊的"电厂"参与电网运行和市场交易。而在这幅能源互联的画卷中，储能系统正扮演着越来越重要的角色——它不仅是虚拟电厂的"价值放大器"，更是其平稳运行的"稳定中枢"。 一、储能：虚拟电厂的"万能调节资源" 如果说虚拟电厂是一个高度智能化的"能源交响乐团"，那么储能系统就是这个乐团中既能担任独奏又能完美和声的"万能乐器"。与传统的发电资源或负荷资源相比，储能具有独特的双向调节能力——既能充电也能放电，既能吸收功率也能释放功率。 这种特性使储能成为电力系统中难得的"万能调节资源"。它可以瞬间响应电网的调度指令，在毫秒级时间内调整输出功率，这种灵活性是任何传统发电机组都难以比拟的。当虚拟电厂集成储能系统后，就相当于获得了这种万能的调节能力，从而能够参与更多样化、更高要求的电力市场服务。 二、多元盈利全景：从基础套利到高端服务 1. 基础应用：用户侧峰谷套利 最基本的储能应用是在用户侧实现电费的峰谷套利。通过在电价低谷时段充电、在电价高峰时段放电，用户可以显著降低用电成本。对于工商业用户而言，这还能帮助降低最大需量电费，进一步节约成本。 当这种分布式储能资源被虚拟电厂聚合后，其套利行为就从个体优化升级为系统优化。虚拟电厂可以统筹考虑全网电价信号、电网运行状态和各储能系统的状态，制定最优的充放电策略，不仅为用户创造价值，也为电网提供支撑。 2. 核心价值：提供瞬时功率支撑，参与调频服务 储能系统的真正价值不仅在于能量转移，更在于其瞬时功率支撑能力。电力系统的频率稳定性要求发电与用电实时平衡，而传统机组的调节速度有限，难以应对风电、光伏等可再生能源的快速波动。 储能系统，特别是功率型储能，可以在几毫秒到几秒内完成功率的快速调整，是参与调频辅助服务市场的理想资源。虚拟电厂通过聚合分布式储能资源，能够形成规模化的快速调节能力，参与要求最高的调频市场，获取高额收益。 数据显示，在一些电力市场中，调频辅助服务的价格可以达到能量市场价格的数十倍。这意味着，通过储能系统，虚拟电厂可以从单纯的"能量供应商"升级为"系统服务商"，大幅提升盈利能力。 3. 生态协同：弥补风光波动，提升资源池价值 在风光等可再生能源渗透率不断提高的背景下，储能系统的作用更加凸显。风能和光伏发电具有间歇性、波动性和不可预测性，给电网运行带来巨大挑战。 储能系统就像"充电宝"，可以在风光出力过剩时充电储存，在出力不足时放电补充，有效平滑可再生能源的出力曲线。当虚拟电厂同时聚合可再生能源和储能系统时，就能形成"1+1>2"的协同效应： 提升可再生能源的预测准确性：结合储能的调节能力，可以减少风光出力的预测偏差 提高资源池的可靠性：确保虚拟电厂在任何时候都能履行合同约定的出力 增加市场参与机会：满足更多市场产品的技术门槛要求 三、技术决策：功率型与容量型储能的战略选择 储能系统的技术选型直接关系到虚拟电厂的运营策略和市场定位。根据应用场景的不同，储能系统可以分为功率型和容量型两大类： 功率型储能 特点：功率密度高，响应速度快（毫秒级），但能量密度相对较低 典型技术：超级电容器、飞轮储能、部分锂离子电池配置 最佳应用：调频辅助服务、电压支撑、输配电堵塞缓解 虚拟电厂策略：专注于高价值的快速服务市场 容量型储能 特点：能量密度高，可长时间放电，但功率响应相对较慢 典型技术：锂离子电池（部分配置）、液流电池、压缩空气储能 最佳应用：能量时移、峰谷套利、备用电源 虚拟电厂策略：专注于能量市场和容量市场 在虚拟电厂的实际运营中，往往需要同时配置功率型和容量型储能，形成互补的技术组合。控制策略的优化也至关重要： 智能控制策略的关键要素： 多时间尺度协调：结合秒级、分钟级和小时级的不同需求 多目标优化：平衡经济效益、设备寿命和电网需求 预测与实时校正：基于高精度的负荷预测和价格预测 分布式与集中式控制结合：兼顾本地自治和全局优化 四、储能如何放大虚拟电厂价值？ 1. 扩展市场参与能力 没有储能的虚拟电厂主要参与能量市场和容量市场；而配备储能的虚拟电厂可以进一步参与调频、备用、爬坡等辅助服务市场，这些市场的价格通常更高、利润更丰厚。 2. 提升资源聚合价值 储能系统可以将不可控的可再生能源资源转化为可控、可调度的资源，大幅提升整个资源池的可靠性和市场价值。研究表明，风光储一体化项目的市场价值可比纯风光项目提高30%-50%。 3. 降低运营风险 储能系统提供了灵活的调节手段，帮助虚拟电厂应对市场价格波动、政策变化和电网要求的不确定性，增强抗风险能力。 4. 创造新型商业模式 "储能即服务"（Energy Storage as a Service）等新模式正在兴起。虚拟电厂可以基于储能系统，为各类用户提供定制化的能源管理服务，开辟新的收入来源。 五、展望：储能驱动的虚拟电厂未来 随着储能技术的快速进步和成本持续下降，储能系统在虚拟电厂中的作用将更加突出。未来可能出现以下趋势： 共享储能模式普及：多个虚拟电厂或用户共享大型储能资源，提高利用率 车网互动（V2G）集成：电动汽车作为移动储能单元参与虚拟电厂运行 AI驱动的智能运营：人工智能算法优化储能充放电策略，最大化收益 多能互补深化：储电、储热、储氢等多种储能形式协同运行 储能系统正在从虚拟电厂的"可选组件"转变为"核心要素"。它不仅是价值创造的放大器，通过多元化的市场参与为虚拟电厂带来丰厚收益；更是系统稳定的中枢，通过快速的功率调节保障电网安全运行。 在构建新型电力系统的征程中，储能技术与虚拟电厂模式的深度融合，将催生出更加灵活、高效、可靠的能源生态系统。对于能源行业的参与者而言，深入理解储能在虚拟电厂中的枢纽作用，把握功率型和容量型储能的技术特点，优化控制策略和商业模式，将是赢得未来能源市场的关键。 储能作为虚拟电厂的"万能调节资源"，正在开启能源转型的新篇章。它不只是技术的革新，更是思维的重构——从单向的"发-输-配-用"向双向互动的能源互联网演进。在这个进程中，储能系统将始终是连接过去与未来、稳定与变革的桥梁和纽带。

4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。

制霸全球的锂电行业巨无霸宁德时代，正在向零碳事业发起百亿大进军。 近日，宁德时代对旗下海口润时新能源有限公司（以下简称“海口润时”）完成百亿增资，使其注册资本从241万元飙升至100亿元，增幅高达414837.76%。 成立不过一年多时间的海口润时，一夜之间成为宁德商业版图内注册资本最高的子公司，资产规模甚至已经超过了母公司44亿元的注册资本。因而有外界分析认为，如此反常的资本布局背后，潜藏着宁德时代在零碳赛道上的蓬勃野心。 能值得宁德时代砸入百亿增资，海口润时何方神圣？ 公开资料显示，海口润时新能源有限公司成立于2024年6月12日，最初由宁德时代麾下负责新能源发电项目投资开发的核心主体时代绿能出资设立，直到2025年9月才完成工商变更，成为宁德时代直接控股的全资子公司。 公司经营范围包括并不限于发输配电业务、新兴能源技术研发、在线能源计量技术研发、合同能源管理、电池销售、物联网技术研发应用、太阳能发电技术服务及软件开发销售等。 此前对公司直接控股的时代绿能，作为宁德时代早自2006年便为绿电开发提前埋下的一枚重子，一直以来承担着宁德时代进军绿电开发的“桥头堡”作用。 伴随素以锂电闻名于世的宁德时代逐步将触角伸向光伏、风电等绿电开发领域，时代绿能在宁德系商业版图中的地位日益凸显。 参考星球储能所此前统计显示，仅去年上半年（截至2024年6月11日），时代绿能新成立的风、光、碳领域新能源子公司就有20家之多，多数分布在东部沿海地区。 另有数据显示，时代绿能2024年全年成立了43家项目子公司，2025上半年又新注册成立了17家项目子公司。 好巧不巧的是，我们此次谈到的海口润时正成立于前述统计出炉的第二日。其绿电开发的“出身”，也就让这家公司的先天定位不言自明。 为什么海口润时的增资落地，能被外界视作宁德时代零碳战略持续深化的一大缩影？这或许还要从宁德时代近五年来的零碳事业谈起。 2021年9月，宁德时代总部基地首次获得“灯塔工厂称号”。次年，第二家获评“灯塔工厂”的宁德时代宜宾基地，成功建成全球首家零碳排放动力电池生产基地，也即业内首家零碳工厂。 2023年，宁德时代发布“零碳战略”，提出到2025年实现核心运营碳中和，2035年实现价值链碳中和。基于“零碳战略”，公司制定“零碳”设计、“零碳”工厂、“零碳”供应、“零碳”制造、“零碳”电力及循环生态六大专项，全方位推进目标实现。 到2024年底，宁德时代以“零碳新基建”为目标，大手笔入局新能源汽车换电站建设。明确短期规划，今年自建1000座巧克力换电站同时进军港澳；中期规划，与各方合作伙伴共建站点1万个；到长期目标，最终实现全社会共建换电站规模达到3万座。 几乎同期，宁德时代创始人兼董事长曾毓群高调表示已经盯上了“零碳电网”业务，并表示开发和管理“零碳电网”的业务可能比供应电动汽车电池大“十倍”。 而这所谓的“零碳电网”，正是包括太阳能、风能、储能以及车网互动（V2G）系统等在内的绿色电网建构。 宁德时代2024年度环境、社会与公司治理（ESG）报告显示，2024年宁德时代核心运营板块零碳电力比例进一步提升至74.51%，单位产品温室气体排放强度下降同比20.97%。 目前，公司已成功点亮9座零碳工厂，并制定“2025年核心运营零碳电力比例达到100%”的管理目标，也即14座电池工厂将在年内全部成为零碳工厂，公司符合建设条件的电池基地已100%完成光伏铺设。 去年，宁德时代电池基地新增分布式光伏装机容量92.4MW，分布式光伏发电总量达3.50亿度，相当于减少约29.13万吨二氧化碳当量排放。 作为公司“零碳电力”板块的重要支点，截至去年年底，时代绿能在集中式可再生能源项目方面已获取总计4775.8MW的开发指标，在建可再生能源项目容量466.66MW，建成项目并网容量633.8MW，是公司实现零碳战略目标的根基所在。 此次海口润时能从时代绿能体系中独立并获得百亿资本倾斜，比起简单的业务拆分，或有两个方面更加值得关注。 一方面，自去年1月份宁德时代与海南交投就高速公路服务区充换电网络、交通工程机械设备电动化、光伏发电及储能系统建设、打造中短途“绿色走廊”等四个方向达成合作以来，宁德时代就已经展露出对海南自贸港的浓厚兴趣。 到2024年9月，海南省政府与宁德时代在海口签署战略合作协议。明确表示在绿色能源开发利用、新型储能建设应用、交通领域电动化及基础设施规划建设等方面开展合作，在能源创新平台项目、新能源电池回收利用业务、重点企业互动合作、新能源产业基金等领域积极探索合作，助力“海南零碳岛”建设进程再提速。 “海南拥有丰富的海上风电、光伏资源，重点港口和高速网络为换电布局提供了理想场景﹔新能源汽车作为海南重点发展产业，市场需求明确，未来的工商业储能市场广阔，有深度开发空间。” 人民日报此前援引宁德时代海南零碳生态负责人方宏达介绍表示，自去年9月与海南省政府签署战略合作协议以来，宁德时代开展了海南全省项目的谋划，涵盖绿色能源开发、新型储能建设应用、低碳园区、低碳港口、交通电动化、低空经济以及绿色循环回收等板块。 6月26日，宁德时代在澄迈县老城镇5座换电站集中开工。据悉，公司3年内将在海南建成22座以上骐骥换电站，5年内建成100座以上巧克力换电站。其中，2025年将率先完成一期8座骐骥换电站建设，重点布局主要港口、东线、西线与中线高速，形成“港口+高速+枢纽”的立体服务网络。 到7月份，公司旗下厦门新能安再与海南辉海科技有限公司签署战略合作协议，标志着宁德时代开始在海南全域推进工商业储能布局。 另一方面，当前距离海南自贸港封关运作只剩不到60天的时间。有统计显示，上周（10月15日至18日）短短不到四天的时间，海南包含新材料、新能源及数字经济等诸多领域的四大投资签约活动总金额就已经超过1000亿元。 就在宁德时代百亿增资的几乎同期，蚂蚁集团麾下蚂蚁未来（海南）信息技术有限公司注册资本由1000万元增至35亿元，增幅34900%；海南海口港集装箱码头有限公司注册资本由1.14亿元增至约13.73亿元，增幅约1105%。 政策红利之下，海南下一步还将打造建设中国汽车产业出海重要基地、全球新能源汽车展贸交易基地、售后配件转运基地和热区市场测试基地，头部企业的聚集有望加速形成产业链生态。宁德时代的突然增资也不失为对海南未来产业发展的提前押注。 无论从哪个角度来看，此次增资都意味着宁德时代在海南自贸港的绿色能源战略进入深度落地阶段，也为海南“零碳岛”建设注入强劲资本动能。 当然，分析得再热闹，宁德时代为海口润时砸下的百亿增资究竟要打什么牌，也仍需拭目以待。

在充满风和光的绿色能源时代，新能源浪潮奔涌，“双碳”目标引领前行。然而，随着风电、光伏装机规模持续扩大，其固有的随机性、波动性特征，也给电力系统的安全稳定运行带来前所未有的挑战。如何让绿色电力真正实现“靠得住、送得出、用得好”，破局“消纳难”与“支撑弱”两大制约能源绿色转型瓶颈，已成为整个能源行业必须共同攻克的时代课题。 近日，中国电机工程学会主办，华为数字能源承办的“构网型储能应用与发展论坛”，来自能源电力行业的权威专家与领军企业给出了明确方向——加速构网型储能技术的验证与应用，是支撑新型电力系统高质量发展的关键路径。 01 坚持技术创新，开启全场景构网新时代 论坛伊始，中国电机工程学会理事长、中国工程院院士、国际电工委员会（IEC）第36届主席舒印彪致辞时指出，构网型储能是构建新型电力系统亟需突破的关键技术方向。当前，我国构网型储能已在新能源场站、局部电网实现成功示范，具备进一步扩大应用、规模化推广的条件。未来，需从规划引领、技术攻关、示范应用、标准体系建设、配套机制完善五个方面协同发力，共同推进构网型储能技术创新与规模化发展，为促进新能源绿色低碳转型、助力“双碳”目标实现作出更大贡献。 国家能源局电力司行业管理处处长孙鹤发表致辞，他表示首先要充分认识构网型技术在新型电力系统建设中的重要作用，其次要加快构网型技术在新型电力系统典型场景中的应用，同时还要建立完善促进构网型技术应用的标准体系和政策体系。未来，需大力推动构网型技术研发及工程实践创新发展，培育电力领域新质生产力，为支撑新型电力系统建设、推动电力行业高质量发展贡献力量。 华为数字能源智能光伏产品线总裁周涛在致辞中指出，风电与光伏迈向主力电源的进程中，核心挑战在于如何让新能源具备传统电源般支撑电力系统稳定运行的能力。他强调，构网技术正是破解这一难题的关键核心，更是推动风光储加速成为主力电源的核心引擎。未来，华为将加速构网技术在实际复杂场景中规模实证，推动批量应用，同时以贯穿全生命周期的高质量标准，筑牢产业持续健康发展的根基。 电力规划设计总院副总工、能源科技创新研究院院长徐东杰表示，构网型储能技术除具备电力电量平衡能力外，还能按系统需要提供惯量与电压支撑，保障电网安全稳定运行。未来，需从多维度推动产业发展，不仅要加强构网型储能规划布局研究，也要充分发挥构网型储能多重价值，持续完善标准体系，为新型储能行业发展营造良好环境。 华为数字能源构网型储能领域总裁郑越分享了智能组串式构网型储能的技术突破和商用实践情况。他表示，近年来华为持续压强投入，突破了构网技术大规模商用多项技术难题，持续稳步推进构网型储能从研发、验证到商用演进，在电网公司、发电集团和各电科院指导与协助下，实现了在微电网、区域电网、大基地外送等多场景实证与商用运行，项目规模从MWh到百MWh级、GWh级。 他强调，储能的安全与可靠至关重要，华为一直将产品安全和质量放在首位。通过建立电化学储能的全生命周期安全量化评估体系，首创安全保障产品架构与多个核心技术，实现储能安全等级大幅提升（达到C级安全水平），可应对复杂电网条件和复杂地理气象条件的严苛考验，相关成果被权威机构鉴定处于国际领先水平。 02 加速构网型储能技术应用实证， 支撑新型电力系统高质量发展 中国电力科学研究院有限公司电力系统研究所发电控制及电网试验研究室副主任王晖表示，构网型技术是支撑高比例新能源电网安全稳定运行的有效措施，已进入实用化阶段，面对大规模复杂系统中的推广应用，仍需加强在系统构建、特性认知及稳定分析方面研究工作，推进建模仿真与现场实测相结合，加快构网型技术标准制定，构建更加完善的构网技术标准体系。 国网西藏电力有限公司电力科学研究院新能源所所长张波琦分享了构网型设备支撑能力验证及应用实践。西藏电网受当前客观条件制约，电力系统“双高”特征突出。针对这一挑战，国网西藏电力首次推进构网型技术在西藏电网大规模示范应用，保障电网安全稳定运行及电力可靠供应。目前来看，构网型等新技术应用是现阶段在短周期内解决西藏电网“发电能力不足、电压支撑弱、局部电网供电卡口”等问题的最佳选择。 西藏开发投资集团有限公司工程管理部副主任贺元鑫分享了西藏开投阿里改则构网型储能项目的实践，他指出，西藏阿里改则6MW/24MWh构网型储能项目是全球首个超高海拔、极弱电网场景下的组串式构网型储能电站。华为组串式构网型储能提高了电网强度及抗扰动水平，大幅提升区内光伏并网发电能力，为保障区域电力供应、提升消纳发挥关键作用，同时为西藏自治区组串式构网型储能未来发展提供重要的参考意义。 国网新疆电力有限公司电力科学研究院新型电力系统技术研究所副所长李明就构网型储能工程实践与技术展望进行分享，他指出，针对构网型储能示范验证，电科院创新性采用“仿真+实测”双轮驱动策略，构建起覆盖“模型-设备-场站-数据”的全链条“四位一体”性能评估方案，通过系统性验证，充分验证了构网型储能的各项先进指标，以及其对电网的实际支撑能力，为该技术在新能源高渗透场景下的推广应用提供了实践参考。 广东能源集团科学技术研究院有限公司总经理饶睦敏在分享中提到，南疆电网位于新疆主网架末端，系统稳定性相对较弱，且面临大比例新能源接入的现实需求与技术挑战。针对这一痛点，广东能源集团联合华为打造了新疆莎车县25MW/100MWh构网型储能项目，应用构网型储能技术实现成功落地。该项目作为南疆电网首个百MWh级构网型储能实证平台，对解决电网末端大规模新能源接入下暂态过电压、消纳压力及弱电网问题具有示范作用。 随着“沙戈荒”新能源大基地快速建设，蒙东电网呈现出典型“双高”特征，传统稳定问题与新型稳定问题相互交织。国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院院长周岩在分享蒙东电网构网型技术探索与实践时表示，针对这一挑战，国网蒙东电力建设全电磁仿真、半实物测试、动模试验、现场实证四大科研平台，打造构网型“技术研发-仿真验证-动模试验-现场实证”完整创新链条，开展构网型储能与同步调相机同场景运行、构网型储能黑启动、宽频振荡抑制、提升偏远地区供电可靠性等领域的探索与实践。下一步，国网蒙东电力将围绕构网型设备性能在线评估、控制策略优化设计、长时间尺度电网故障演化等方面持续攻关，促进构网型技术在保障大电网安全稳定运行方面发挥更大效能。 会上，华为联合产业链企业代表共同发起“构网型储能高质量发展倡议”，明确四大核心方向：大力推进构网型储能技术规模应用验证、推动完善高质量构网型技术标准体系建设、加大构网型储能技术自主创新研发力度、健全完善构网型储能市场机制。此次倡议发布，旨在凝聚行业共识、汇聚发展合力，加速构网技术应用实证，支撑新型电力系统高质量发展。 与此同时，《构网型储能安全白皮书》正式发布，聚焦储能安全核心需求，系统梳理量化评估框架、攻防测试体系与数字化管控路径，解析“以攻促防、数据驱动、闭环迭代”的安全逻辑，明确全生命周期安全管控的核心指标与实施路径，期望为企业研发、行业监管、场站建设提供指引，推动行业形成统一规范的安全实践范式，助力储能行业在本质安全基础上实现高质量发展，为新型电力系统建设筑牢安全根基。 未来，华为将立足于技术创新，加速全场景构网，持续助力新型电力系统高质量发展。 03 结语 根据国家战略部署，到2035年，全国风电和太阳能发电装机容量力争达到36亿千瓦，新型储能装机规模预计突破3亿千瓦。“十五五”规划建议，着力构建新型电力系统，加快建设能源强国。 随着政策支持力度持续加大、技术创新不断突破、市场机制日益完善，构网型储能必将成为新型电力系统建设中不可或缺的“稳定器”和“压舱石”，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供坚实支撑。

国家级零碳园区示范的政策出台以后，个人感觉是“冷热不均”，反应最热烈的是新能源行业，大家觉得似乎大机会来了。比较热烈的是一部分园区管委会，零碳园区一方面有政策引导，有资金和金融政策配套，另一方面也有助于部分园区招商引资，扩大投资。相对冷静的反而是碳相关专业的人士，很多人觉得真的要在短期内，相当数量的申报园区，要达到国家级示范政策要求的目标，难度比较大。 零碳园区的排放目标首先我们看下国家级示范园区的零碳目标是什么？有两大指标体系，一是核心指标，基本上是硬性指标，二是引导指标。 核心指标：零碳园区建设必须达到的目标，是园区验收评估的首要条件，按照园区年综合能耗规模分为两类。达不到核心指标要求的园区，原则上不得申请验收。 引导指标：在零碳园区建设过程中发挥路径引导作用，同时也作为园区验收的参考指标。由于客观条件不具备开展相关工作的园区，可在申报材料中说明原因，相关指标将不纳入验收要求。 零碳园区排放指标的构成零碳园区的排放指标，由两部分排放构成，一是能源活动产生的碳排放，二是工业过程产生的碳排放。这两部分在不同的零碳园区比例也不一样，但是不能认为只解决能源活动的碳排放就能实现零碳园区。再进一步，能源活动的碳排放中包含了三部分。 电力只是E-间接排放的一部分，不能认为园区解决了100%绿色电力的问题，就等于零碳园区了。那么电力占到园区（受入）能源的比例是多少呢？每个园区的情况不一样，我们看个全行业平均值：2025年9月，电力规划设计总院发布了《新型能源体系发展研究蓝皮书》《能源科技创新蓝皮书》《中国能源发展报告2025》等6本智库报告，报告显示目前我国电能占终端能源消费比重已达30%。所以我们再捋一下零碳园区的排放构成情况。 也就是说，对不少园区来说，即使100%解决了园区绿色电力问题，在零碳园区的总体碳排放里，也只是相对很小的一部分，真正的难度之一在于：园区所有的能源消费中，90%的清洁能源，比如很多园区还是需要消耗大量的煤炭、油、气，这些传统的非电高碳能源如何实现90%清洁能源，电能替代是非常好的一条路径，但是目前技术手段无法实现电能对上述化石能源的大部分替代。也有非常多的其他技术减排手段，比如掺氢燃烧，CCUS等，这些也是零碳园区非常重要，甚至比绿色电力更为重要的减排措施。因为不同的园区排放结构迥异，实现零碳的路径是不同的。某种意义上，绿色电力对相当数量的，电力消费对应的碳排放占比不高的园区来说，只能算“配菜”，真正的主菜是工业过程减排、非化石能源减排，乃至全生命周期的减排。再往下说，无论是绿色电力的减排措施，还是其他，对园区入驻企业来说，需要满足绿色+经济+安全的三重目标，不仅仅是简单的绿色需求。减排措施的技术经济性如何？企业是否愿意为零碳园区的减排措施买单？这种买单措施如何形成零碳园区可持续发展的商业模式？举个例子，某工业园区曾经通过第三方投资，建设了集中式工业固废焚烧处理中心，并且实现了余热发电，燃烧灰渣的循环利 用，向区内企业收取一定的固废处理费用，但是不少企业认为处理费过高，宁可自行处理，甚至对园区的半强制要求颇有微词，最后园区的固废处理中心利用率偏低，余热发电机组无法实现经济运行，还需要增加外购燃料成本。国家级零碳园区的引导性指标要求是：工业固体废物综合利用率达到80%以上，有些园区也在考虑建设类似的集中式固废循环利用中心，那么能否避免上述的情况出现？这还不算很多已建成园区在规划时并未考虑零碳需求，在土地、管廊、环保、外部配套等方面需要重新审批和修改规划等一系列问题。比如绿电直连项目涉及到的电力线路走廊的征地、审批和建设。所以，零碳园区从概念上看是非常好的，但是在实际落地过程中，需要面临诸多挑战，对新能源来说虽然有非常多的机会，但是不能“拿着榔头看什么都是钉子”，用卖方思维而不是买方思维去理解零碳园区，更不能把零碳园区建设简单等同于园区新能源、微电网、虚拟电厂等技术概念。零碳园区是一个运营重于建设，技术经济性重于技术先进性，系统性重于单项因素的，需要考虑20年长周期可持续低碳商业模式的综合系统工程，每个园区都有自身的独特性和个性化路径设计，需要的是任重道远探索，尽量避免某些PPP项目的失败教训。

目前已有多座城市宣布建成“城市级虚拟电厂”，如何理解这一概念？中国有哪些“城市级虚拟电厂”？“城市级虚拟电厂”是指这个城市内所有灵活资源都被聚合形成了一个虚拟态的发电厂了吗？谁来负责管理？本文从这些常见疑问出发，来谈谈我国虚拟电厂和城市级虚拟电厂的定位与发展。 与常规火电厂不同，虚拟电厂通过物联网和人工智能技术，将分散在各个角落的可调节资源（如商业楼宇空调、工厂储能设备、居民智能家电、小型生物质、柴油、燃气发电、分布式光伏等资源）编织成一张智能响应网络。 从功能价值角度来看，虚拟电厂是一种依托技术支撑的可调节电力资源应用方式和业态，对于支撑建设新型电力系统、丰富电力市场交易多样性、缓解电力时段性紧张与过剩、分摊电源侧建设投资压力或阻力、推进用户侧能源数字化转型等都具有重要意义。 在中国谈虚拟电厂，我们在谈什么？ 虚拟电厂这个名词所带的比喻特点和抽象特征，在有效提升该概念的宣传效果的同时，也容易混淆讨论对象本身的多面内涵。本文建议，可以从技术、资源和产业三个角度理解“虚拟电厂”在不同语境中的差异。 （一）有时候，虚拟电厂是一个技术体系 当虚拟电厂作为一套技术体系出现时，它指代通过先进通信、控制和管理技术，实现海量分布式新能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源的聚合和协调优化，对外形成一个聚合整体参与电力系统优化运行的技术体系。 这一概念在学术研究领域颇为常见，部分专家学者认为，判断一个项目是否为虚拟电厂的关键要素在于虚拟电厂平台对其接入设备是否具备“动态在线通信控制能力”。在虚拟电厂技术概念下，通过电话邀约、现场沟通实现的资源聚合、调节响应模式无法纳入虚拟电厂概念。基于上述认知，部分地区的虚拟电厂管理办法将虚拟电厂视为一个可观、可测、可直控的物理系统，而少数地区的虚拟电厂管理调度平台则“更进一步”，直接穿透经营主体，实现对下属资源的通信与调控。 在此概念下，虚拟电厂技术体系包括智慧能源交互技术、协议转换技术、物联网智能计量技术、温湿度传感监测技术、智能通信技术、AI辅助技术等，虚拟电厂发展面临的问题包括通信规约标准化、并网控制技术标准、资源协同配置合理性、交易决策算法有效性、负荷预测准确性、价格预测准确性、数据通信安全隐患等技术问题。 ，技术体系是构建虚拟电厂的重要基础，但并不是当前市场发展的必要条件。原因在于，什么样的市场塑造什么样的虚拟电厂技术体系，在市场交易的时间尺度、资源硬件的响应能力尚不匹配的现实背景下，不应过分拘泥于虚拟电厂的技术概念。在一些区域，部分邀约型虚拟电厂也在切实发挥虚拟电厂的作用。技术标准应该从实用的场景和需求出发，不去过度拔高技术先进性，这样更有利于虚拟电厂模式在中国新型电力系统建设中的有效融入。 （二）有时候，虚拟电厂是一种商业模式 当虚拟电厂作为一种商业模式出现时，它通常是指将原本不受电力系统调度控制的分散资源动态聚合，并且对电网、电力交易各个主体产生可衡量的实际价值。虚拟电厂作为一种资源聚合能力，基于其对分布式电源所有者、可调负荷用户、充换电站运营商等主体的深度链接，能够在满足上述主体意愿的基础上动态地激活、引导这些灵活性资源做出响应，并以一种集中、代理的模式聚合参与电力系统互动，从而形成“虚拟电厂运营商带着大家去赚钱”的商业模式，而且是在“尊重大家动态意愿的基础上带着大家去赚钱”。 在此认知中，判断项目是否为虚拟电厂的决定性因素不再是技术标准，而是其有效激活分散资源的能力和模式，是虚拟电厂运营商的客户服务和管理能力，是虚拟电厂资源聚合合同、价格、利润分配的定价评估能力，是对用户产线、计划、库存、销售甚至关键能耗设备运营状态的管理和支持能力。与此同时，那些原本就已经被电力系统有效、精准调用的集中式光伏电站、电网侧储能等资源也无需再通过一种新的、更加不确定的商业模式进行聚合和响应。虚拟电厂这种新生商业模式的核心优势在于能以更低成本、更灵活的方式聚合资源，并通过与用户生产生活的紧密互动，为电力系统和市场提供有效的调节补充。当前，我国大部分虚拟电厂项目，均是基于虚拟电厂的商业模式概念命名。与此同时，这一概念也引发了社会对虚拟电厂、微电网、负荷聚合商、售电公司等相关概念的混淆和争议。 ，无论是哪一种概念名词最终“获胜”或“一统定义”都不重要，重要的是发挥好每一次政策引导作用，鼓励相关市场主体加强对用户的深度服务，鼓励相关主体培养对末端分散资源的聚合和激活能力，鼓励相关主体构建补全数字化、信息化通信管理能力，共同促进虚拟电厂产业及其相关产业的健康发展。 根据国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，预计到2027年全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，到2030年全国虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦以上。根据中研普华产业研究院发布的《2024-2029年中国虚拟电厂行业深度分析及发展战略预测报告》，预计2025年中国虚拟电厂市场规模将达到近百亿人民币，而到2030年则有望突破千亿元级别。 （三）有时候，虚拟电厂是一类产业生态 当虚拟电厂作为一类产业生态出现时，它指代与分散式资源聚合相关的上下游产业链。该产业生态既包括被聚合的资源：分布式新能源、储能系统、可控负荷、充换电设施等生产厂商；也包括聚合资源的管理平台：涉及智能终端设备公司、控制自动化公司、计量设备公司、数据隐私安全公司等；还包括虚拟电厂、微电网的运营商、数据预测分析公司等偏重运营策略和技术服务的相关产业；甚至包括与上述产业链相关的投资公司。 从虚拟电厂的产业视角来看，一个虚拟电厂项目不仅仅代表着该地区可调节资源的增加，更深层次地预示着分布式新能源、储能、充换电设施的建设与更新，驱动技术服务商加速产品研发、技术迭代与用户连接，推动用户侧能源数字化硬件持续迭代与创新，以及发展本地化的专业管理、运营、交易服务能力，形成新型电力系统的新经济形态。 虚拟电厂概念之所以具有显著的产业带动属性，是因为它出现在中国分布式新能源、储能、充换电桩等硬件成本下降，用户侧低碳、智慧用能管理需求上升，以及能源电力供需关系阶段性紧张的交汇时期。虚拟电厂概念，既承载着低成本缓解电力供需缺口的厚望，又促使分布式新能源、储能等新型设施以更优方式融入电力系统，同时也贯通了用户内部原本割裂管控的分布式光伏、储能、充换电桩等设施，推动实现用户对相关设备的控制调度权回归，在用户侧实现设备所有权和控制权统一。 在此背景下，虚拟电厂概念获得了宽松的政策环境。大量区域、省份、地市甚至区县积极开展虚拟电厂建设和推动工作，出台相关引导办法和政策补贴。冀北虚拟电厂、上海虚拟电厂、深圳虚拟电厂、广州虚拟电厂、常州虚拟电厂、义乌虚拟电厂等项目纷纷落地。地方政府成为我国大部分“城市级虚拟电厂”的主要支持和建设力量。 如何理解城市级虚拟电厂？ 讨论城市级虚拟电厂，关键在于讨论“虚拟电厂能够为这个城市解决什么问题或者提供什么帮助”。 根据市场调查，主要有三类城市的政府会牵头推动“城市级虚拟电厂”建设，分别是具有较高调度权限的直辖市/经济特区、虚拟电厂相关产业集聚的城市、存在局部性电力供应紧张的城市。 （一）有较高电力调度权限的城市 在电力系统调度运行和交易体系架构中，如上海等城市具有省级电力调度权限。当这一类城市的相关主政者或者主管单位发起虚拟电厂建设倡议时，相当于是省级调度或者省级电力市场向电力领域新型经营主体发起了市场建设建议。在此现实体系下，当接入到这类城市的“城市级虚拟电厂调控管理平台”后，这些虚拟电厂项目就已经类比实现了“直接与省级调度、省级交易市场对接交互”的效果，也因此可以直接参与后续激励响应和市场交易。在此情景下，虚拟电厂模式在帮助城市主政者“触达”这些灵活性资源的同时，也“一站式”地帮助这些分散资源背后的相关新型经营主体，做好了入市交易的第一步准备工作。 又如深圳这样的经济特区，调度级别也较高，且政府在地方产业、地方补贴方面拥有更大的决策权限和更强的创新能力，这为成功构建并运营有效的“城市级虚拟电厂”提供了必要的财政支持。 （二）虚拟电厂上下游产业集群发达的城市 虚拟电厂的“产业属性”与“产业价值”，在拥有丰厚产业基础的城市中，如合肥、常州等地，展现得尤为突出。当城市的核心产业与新能源、新能源汽车、新型储能、信息通信技术基础设施和智能终端等产业具有高度相关性和重合度时，虚拟电厂发展有助于带动本地产业升级。对于虚拟电厂投资/运营主体而言，虚拟电厂项目所贡献的“产业带动价值”往往以项目建设补贴、技术研发奖励等形式收到回报。 值得注意的是，这类城市中的虚拟电厂项目，通常需要同时与地市和省级的电力系统平台进行对接。这些虚拟电厂项目往往需要面向地方提供产业带动价值，面向省级乃至全国市场寻求商业价值，并在实战中迭代其技术价值。 （三）存在局部性电力供应紧张的城市 伴随着我国虚拟电厂项目从试点示范过渡至向规模化推广新阶段，越来越多的虚拟电厂项目运营商产生了一个疑问：“为什么我们的项目要接地方管理平台，要接省级调度平台，要接省级负荷管理平台，要申报省级需求侧响应平台，又要申报省级电力市场？到底哪一个平台才是‘真’平台？到底哪一个市场才是‘真’市场？”。这一疑问凸显出我国新型经营主体在电力市场、需求响应等并行架构中的认识盲区，以及对于电能量市场、辅助服务市场资金运转机制理解的不足。同时，也映射出我国能源管理条线正处于适应新型经营主体爆发式发展过程中的调整阵痛期。不同省份、不同管理办法、不同牵头管理部门、不同服务需求下，新型经营主体如何“一站式”入市交易/响应，是亟需解决的课题。抛开如此系统且复杂的问题不谈，本文重点仅针对其中“是否需要接入地方虚拟电厂/负荷管理平台”进行回应。 当一座城市既不属于第一类拥有较高电力调度权限的城市，也不属于相关产业基础优渥的第二类城市时，虚拟电厂项目的投资/运营主体需要判断“这个城市是否存在地方调度层面的灵活性调节需求”，从而判断是否有必要接入该城市内的地方虚拟电厂/负荷管理平台。换句话说，当虚拟电厂概念不具有“产业属性”时，它就只剩“技术属性”和“商业模式”概念了。若项目所在地市未面临常态化的潮流阻塞、电压跌落等挑战，调度便无需常态化依赖虚拟电厂等新型经营主体来解决问题，相关管理部门就天然缺少常态化发放激励补贴的内生动力，也就无法为虚拟电厂等项目提供稳定购买服务的需求和利润补贴的来源，进而削弱了虚拟电厂项目投资回报的“可预期性”和本文所说的虚拟电厂的“商业模式”属性。在此情景中所建设的城市级虚拟电厂项目，往往呈现出更多的“技术示范”“管理示范”“案例实践”价值。 需要补充说明的是，部分城市兼具上述两到三种特征，不仅面临电力保供的挑战，同时也十分看重虚拟电厂相关产业。当我们谈到这一类城市的“城市级虚拟电厂”时，我们谈论的是一场城市级别的资源整合，这牵扯到地方政府、能源企业、投资主体、电力用户等多方主体，虚拟电厂只是这场资源整合要借来的那阵“东风”。 城市级虚拟电厂发展建议 尽管在近期国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》中，虚拟电厂涉及的管理部门主要为省级主管部门、国家能源局派出机构和电网企业相关部门，但并不意味着地市一级政府在虚拟电厂发展中无需作为，因为虚拟电厂在微观的投资、建设和运营层面仍存在诸多亟待解决的问题。建议地方政府在城市级虚拟电厂发展中，做好以下工作：

城市级虚拟电厂目前是各方关注的热点之一，各方的利益诉求不同，落地模式不同。已经落地或者正在落地的城市级虚拟电厂，主要有三类。 1、政府授权，供电公司主业运营比如深圳虚拟电厂，就获得深圳市政府授权，同时作为城市“虚拟电厂运营管理中心”和“城市需求侧管理中心”而设立的。在市场化的环境下，它的定位其实是“交易管理平台”，是交易的组织者，不是简单的“运营商平台”，理论上可以是运营商（卖家）和各类资源买家的交易管理平台。在有序用电条件下，它作为政府职责的履行者，承担“负荷侧管理”，执行有序用电方案的一方。同时它还承担了产业孵化器的作用，培育城市级的虚拟电厂和零碳运营服务的产业链。 2、电网企业市场化公司的城市级虚拟电厂运营平台电网企业有自己的市场化公司，比如电动汽车公司，综合能源公司，电网公司虽然作为这些公司的单一股东或者大股东，但是根据监管的要求，这些企业原则上要实现“信息、人员、财务”的三独立。由于自身的优势，尤其是对电力电网业务的熟悉程度，以及相对专业的人才队伍和技术研发，电网企业市场化公司（如电网市级综能公司）在城市级虚拟电厂的建设和运营方面，目前暂时在市场上是头部的虚拟电厂运营商。同时，电网企业的城市级虚拟电厂平台也是开放模式，鼓励各类二级资源方接入，发挥规模优势。某些市场化程度高的电网市场化公司也以各种方式，合作参与了其他城市级虚拟电厂的建设工作。 3、其他市场化主体的城市级虚拟电厂运营平台这类城市级虚拟电厂平台的建设主体主要包括，大型能源/发电集团、城市平台公司、各类新能源企业等。需要明确的，从目前的实践来看，一些城市级虚拟电厂平台可以和2形成竞争或合作关系，但是大部分不太可能上升到1的级别。虽然从理论上说，任何市场化主体都可以设立一个“虚拟电厂资源交易中心”，一些第三方支付机构也想做这个业务。但是在客户认可、计量、结算（部分结算）等方面相对中立的城市级虚拟电厂交易中心，目前供电公司主业负责建设和运营是较为合适的主体（之一）。城市级虚拟电厂看上去似乎很美好，那么它实际上遇到了什么问题呢？2、3这种类型的城市级虚拟电厂，其实是市场化竞争的，也就是不具备唯一性，理论上任何主体都可以建设一个名为“城市级”的虚拟电厂平台，所以一般虚拟电厂运营商面临的市场空间有限、价格走低、竞争激烈、运营难度增加等问题，同样都会遇到，就看是否能真正发挥城市级虚拟电厂在客户、资源、市场方面的优势。 这里主要讨论1。要作为一个本地化分布式资源市场交易中心，目前城市级虚拟电厂的生存，其实是在“电网省-地”、“电网内部条-块”、“电网-政府”三重关系的缝隙中，寻找发展路径的一个过程。这里我们还是以深圳虚拟电厂为例，来看两份文件：广东交易[2025]71号 广东省虚拟电厂运营管理实施细则（征求意见稿）广东交易[2025]71号 广东省虚拟电厂参与电能量交易实施细则（征求意见稿）在广东运营细则中，我搜索了一下，“深圳”一词出现了9次，比如：第二章的第七条中，[电力负荷管理中心]包括广东省电力负荷管理中心和各地市电力负荷管理中心（含深圳虚拟电厂管理中心）。第三章第一节第十一条第五款，其中，深圳地区由深圳市电力负荷管理中心会同深圳虚拟电厂管理中心组织签订。但是，在广东交易细则中，深圳出现了几次呢？一次也没有！广东电力交易中心，股东包括中国南方电网有限责任公司、广东省能源集团有限公司、深圳能源集团等企业，主要负责电力市场交易平台建设运营、组织电力交易、市场主体注册管理及绿电交易等业务。广东电力交易中心在电能量交易这个环节，并没有考虑深圳虚拟电厂管理中心的“交易”职能和深圳的本地特色。理论上深圳市经过广东电网这个电力网络，买卖的每一度电，都必须由广东电力交易中心进行交易。那么深圳虚拟电厂管理中心目前“交易”的是什么呢？ 其实是需求响应这个品种。需求响应的交易路径是这样的（仅供参考）除了本地的需求响应这部分电量，其他的所有交易，理论上都必须通过省级电力交易中心，不允许有本地交易。因为钱的口袋不一样，需求响应的资金来源是地方政府的资金池。而其他交易的资金流转，都在省里，销售电费是省电力公司计量和结算的，发电侧是省级电网调度，发电电费省电力公司结算的。所以这里既有省-地的电力交易关系，也有电网公司-地方政府的关系，甚至还有电网内部营销-调度-交易中心的三者关系。因为从专业管理角度（以省为单位），需求侧管理是电力营销业务，电网运行调控和电力交易的校核是省级调度，全省电力交易是交易中心。所以，城市级虚拟电厂运营管理平台，就这样被卡在了三重关系里，目前暂时只能依靠需求响应资金驱动，开展本地化需求响应。所以上面那两份文件，从运营管理角度，考虑了深圳本地化特色，但是一涉及到交易，就不允许深圳特色存在。个人认为，从经济性的角度来说：我不可能买根葱都跑到省级蔬菜交易中心吧分布式资源的就地消纳、就近消纳，大量的中小卖家、中小买家，高频、小额交易，天然需要一个分布式资源的本地交易。哪怕是集中式的批发侧市场，也需要大量高频小额场外 盘去匹配玩法，否则批发市场是很“无趣”的。随着零碳园区、绿电直供等本地化新能源政策的推动，未来“电从身边来”与“电从远方来”是相互作用的，没有谁取代谁，只有谁更适合本地化电力消费的需求。所以我看好分布式资源的本地交易和本地交易中心，因为这符合经济基本规律，都集中到一级批发市场，那么小额分布式交易成本将高于交易利润，变得不可持续。既然新型电力系统要适应大量分布式资源和负荷侧灵活性协调，那么在电力运行、调控、管理、交易机制上，也需要适配。所以新型电力系统绝不仅仅只是一个新的技术系统，而是新型的电力机制。希望城市级虚拟电厂运营管理中心和城市级虚拟电厂运营商越来越好。