中国储能网讯：过去几年，虚拟电厂虽在多地试点中崭露头角，却始终受困于政策模糊、盈利模式单一和市场机制不健全。

随着2024年以来，特别是2025年国家与地方几个关键政策落地，虚拟电厂正从“概念验证”迈入“规模化爆发”的前夜。 

 

首个省级虚拟电厂专项管理文件四大“突破”

近日，《浙江省虚拟电厂运营管理细则(试行)》(下称《细则》)印发，

标志着地方在新型电力系统建设领域迈出了先试先行的关键一步。

作为全国首个系统性规范虚拟电厂全生命周期管理的省级政策文件，该细则通过构建"注册接入-能力认证-运行管理-交易管理-保供管理-退出管理"的闭环体系，为虚拟电厂的规模化发展探索了“浙江模式”，其意义在于多个方面的“突破”。

制度创新。《细则》首次明确虚拟电厂从注册到退出的全流程操作规范，建立了包含接入审核、能力认证、运行监测、交易管理、保供责任、安全管理、退出管理的完整制度链条。

在能力认证环节，《细则》创新性提出"大数据+实测"双轨认证机制，通过AI模型生成分时间尺度可调能力曲线，解决了传统认证中存在的调节能力虚高问题。这一机制将促使虚拟电厂的调节能力认定精度大幅提升，为市场交易提供了科学依据。

《细则》要求建立虚拟电厂数字能力证书制度，根据运营商的响应效率、履约能力等指标进行等级评定，并将评级结果与市场准入挂钩。

对参与现货市场的虚拟电厂，要求其聚合资源原则上位于同一市场出清节点，确保调度指令的精准执行。

这种分级管理模式既激发了运营商的服务提升动力，又保障了电网运行安全。

《细则》明确虚拟电厂不得以同一调节行为重复获取市场收益，避免资源套利。

参与辅助服务市场的虚拟电厂，其调节行为需与现货市场交易严格区分，确保市场公平性。

这一规则有效防范了市场操纵风险，维护了电力市场秩序。

技术突破。《细则》提出“AI+虚拟电厂”的运营理念，运用人工智能技术构建虚拟电厂智能调度系统，实现对分布式电源、储能、充电桩等资源的实时感知与优化控制，这种智能化运营模式，将使虚拟电厂的调节效率较传统模式提高40%以上。

《细则》探索"可观可测可调可控"技术支撑，依托新型电力负荷管理系统，实现对聚合资源的全量数据采集与状态监控。

通过边缘计算技术在本地完成数据处理与指令分解，将减少云端传输延迟，确保电网指令的高效执行。目前，浙江虚拟电厂已实现280万千瓦资源的实时监控，为电网运行提供了强大的灵活性支撑。

《细则》要求运营商加快虚拟电厂网络安全防护体系建设，使用满足要求的密码产品，这一措施有效防范了虚拟电厂运行中的网络安全风险。

市场变革。《细则》明确虚拟电厂作为独立市场主体参与电力交易，打破了传统电力市场由发电企业主导的格局，多元化的市场参与，增强了电力市场的活力与韧性。

《细则》要求建立"市场收益统一结算到户"的机制，虚拟电厂与聚合用户签订收益分成套餐，明确各方权责，参与现货市场的虚拟电厂，其收益由电力交易机构按市场规则直接结算至用户账户，避免了中间环节的利益截留。

这一机制激发了用户参与虚拟电厂的积极性。

鼓励虚拟电厂参与跨省电力交易，推动电力资源的优化配置。例如，浙江虚拟电厂可通过华东区域电力市场，将富余的可再生能源电力输送至其他省份，实现资源的跨区域共享。这种跨区域交易模式，为全国统一电力市场建设提供了浙江样本。

示范效应。浙江在全国率先出台虚拟电厂专项管理细则，为其他省份提供了制度参考，这种政策示范效应，加速了虚拟电厂在全国的推广应用。

浙江提出的"分时间尺度可调能力曲线"认证方法，或将成为全国虚拟电厂能力评估的通用标准。

该细则的实施，不仅是浙江能源领域的一场深刻变革，更是我国新型电力系统建设的标志性事件。

通过制度创新、技术突破、市场变革、示范引领，该细则为浙江乃至全国虚拟电厂的规模化发展奠定了基础。

未来，随着细则的全面落地，浙江虚拟电厂将从"试验示范"迈向"规模应用"，为全国能源高质量发展提供可复制、可推广的"浙江方案"。

 

政策持续助力，虚拟电厂“由虚向实”

随着风电、光伏等新能源装机容量快速攀升，传统电力系统面临的电网难调、电力浪费、电源孤岛化问题日益突出。

在此背景下，虚拟电厂被视为解决“源网荷储”协同难题的关键解法之一。

虚拟电厂并非传统意义上真实存在的电厂，而是通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车、充电桩等分布式能源的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统，实现电力供需平衡，提高电网运行效率和可靠性。

作为一种新兴模式，虚拟电厂在我国目前尚处于初步发展阶段，近年来，国家及地方政府相继出台了一系列政策措施，以推动虚拟电厂的建设与发展。

2024年以来，国家层面持续加大对于虚拟电厂政策层面的支持，试图为虚拟电厂“由需向实”破局，这些政策涵盖标准制定、身份确立、交易规则、发展目标等多个方面，其中多个政策具有“里程碑式意义”。

2024年1月，《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》要求，源网荷各侧调节资源和风光储联合单元、负荷聚合商、虚拟电厂等主体的独立市场地位，建立虚拟电厂等主体涉网及运行调度技术标准。

6月起施行的《电力市场监管办法》，明确新增虚拟电厂作为电力交易主体，这将为可控负荷、新型储能、分布式新能源等灵活性资源提供进入市场的机会，充分激发和释放用户侧灵活调节能力，促进电力市场的多元化和效率提升。

7月，国家发改委等印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》明确，结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂，建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则，常态化参与系统调节，提升电力保供和新能源就地消纳能力。 

9月，国家能源局组织编制的《电力市场注册基本规则》（以下简称《注册规则》）中，明确虚拟电厂可作为经营主体参与电力市场交易，确立了虚拟电厂在电力市场中的合法地位，也为虚拟电厂在市场准入、运营管理、技术创新、盈利空间等方面提供了明确的方向和规范指引。

2025年3月，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》印发，明确提出加快提升虚拟电厂的发展规模和水平，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系，鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与投资、建设和运营。

《意见》将在政策支持、项目建设、商业运营等方面为虚拟电厂发展带来新机遇。

4月，《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》明确提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖的目标，这标志着我国电力市场改革进入全面提速阶段。

该政策一个重要的意义是，为虚拟电厂多元化盈利开拓了空间，创造了从“被动响应”到“主动盈利”的转型机遇，使其从单纯的技术聚合平台升级为市场核心参与者。

地方层面，2024年以来，除了浙江省的探路，山东、四川、湖南、重庆、湖北、安徽、宁夏、浙江、北京、江苏苏州、南京等十余个省市也在积极推动虚拟电厂的发展，其中一些省市的布局具有里程碑式的意义。

比如，黄石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；湖南湘江新区虚拟电厂是该省首家实体运行的虚拟电厂；甘肃则出台了全国首个省级层面囊括全交易品种的虚拟电厂专项政策。

 

能否撬动50GW灵活性调节资源需打好四场“突围战”

《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确提出，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。

从现实情况看，5年内撬动撬动50GW灵活性调节资源仍存在不少的压力。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024 年，全国仅有11个参与虚拟电厂调度的储能电站项目新增并网。

 

究其原因，虚拟电厂长期以来面临的成本问题、标准缺失、“聚而不合”、市场机制缺失、商业模式单一等多重挑战得不到有效解决。

尽管国家层面为虚拟电厂从顶层设计上谋划了方向，但要想真正实现“由需向实”，规模化发展，未来几年需打好四场“突围战”。

政策标准完善。虚拟电厂行业对政策有着迫切的诉求，通过政策的支持来解决当前面临的问题仍是当务之急。

目前，虚拟电厂在技术、设备、运营等方面缺乏统一的标准，导致不同地区、不同企业之间的虚拟电厂项目难以实现互联互通和协同运行。

技术标准缺失的影响是，很难规范虚拟电厂的建设和运营，以提高设备的兼容性和通用性，降低建设和运营成本；通信协议五花八门，难以保证虚拟电厂与电网公司、电力用户等之间流畅的信息交互，运行效率偏低。

此外，分布式资源的接入并没有统一化的数据采集、通信和交互的标准协议，导致资源聚而不合，变现困难。

作为优质的聚合资源，储能系统内部的融合度不高、电网调度困难，让虚拟电厂资源聚合、优化协调难上加难。

分布式光伏亦是如此。目前全国关于分布式资源接入的规范化技术标准极为缺失，只有深圳市发改委发布的地方标准《分布式光伏接入虚拟电厂管理云平台技术规范》已经生效实施，难以对全国虚拟电厂资源聚合形成指导。

总之，虚拟电厂的顶层设计不够明晰、细化和系统化，缺乏相关标准的有效规范和执行。

商业模式开拓。当前，我国电力市场交易机制尚未完全成熟，尽管虚拟电厂可通过需求响应、辅助服务、电力现货获取收益，但市场成熟度低导致收益不稳定，部分项目仍依赖政府专项补贴，难以形成可持续的商业模式。

以需求响应为例，目前调度虚拟电厂参与需求响应多发生在迎峰度夏期间，旨在响应有序用电的号召，且响应总量和补偿标准难以标准化，持续盈利能力较差，且盈利空间较小，无法为行业提供稳定的投资信号。

虚拟电厂系统本身是一套智慧能源管理系统，在发展初期阶段，除了参与电力市场交易获取收益，还可通过数据服务、综合能源服务等拓展增值服务获取收益。

虚拟电厂能够整合多种类型的分布式能源和可控负荷，技术平台研发成本高、难度大，一些企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，但是当前运营的资源不成规模，导致投资回报不理想，需要在深耕电力市场交易的同时，寻找更多的盈利空间。

技术攻坚。虚拟电厂以技术立身，近几年，虚拟电厂从概念到项目落地，均建立在取得的技术突破上，业内公认预测技术（负荷、价格等）、交易策略等为虚拟电厂的核心技术，尤其是在分布式电源的发电功率预测方面，是其要突破的重要环节之一。

目前，虚拟电厂下的能源管理系统基本能够实现对分布式能源资源的监测和控制，但在多能源协同优化调度、实时动态预测等方面，还存在较大的提升空间。

面对分布式能源的间歇性和波动性，现有能源管理系统精准预测能源出力和负荷需求存在挑战，导致在电力供需平衡调节时，存在一定的滞后性和误差。而且不同能源类型之间的协同配合不够紧密，无法充分发挥各类能源的优势，实现能源利用效率的最大化。

在新能源寻求“消纳”为主的背景下，负荷型、储能型虚拟电厂成为众多服务商理想之选。

但是，储能系统与虚拟电厂的整体融合度也有待提高，如何实现储能设备的高效管理和系统调度仍是挑战。

负荷方面，负荷数字化的进展并没有想象中那么快，大量可控工业负荷、楼宇空调、充电桩等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。

而作为虚拟电厂实现信息交互和实时控制的基础，通信技术的稳定性、可靠性和安全性也需要提升，比如，加快5G网络在虚拟电厂领域的全面覆盖和深度应用，利用5G的超低时延、高带宽和大容量特性，实现电力数据的高速、实时传输，满足虚拟电厂对实时控制和精准调度的需求。

用户培育。目前，多数用户依然对虚拟电厂的收益模式缺乏了解，且调节用电习惯的成本与收益不对等，经济激励不足，导致资源整合难度加大。

例如，工业用户可能会担心参与虚拟电厂交易会影响生产计划和产品质量，而拒绝被聚合或高频参与调度；居民用户则因为收益有限，参与意愿较低。

同时，也存在服务商过高估计用户潜能的现象。比如，对负荷参与调节响应速度的高估，导致在紧急负荷调节时无法发挥实际的功效或者达不到预期调节目标。

虚拟电厂以需求侧管理为主要目标市场，但目前，虚拟电厂产业尚未形成“以用户为中心”的客户服务逻辑，运营商需要建立用户收益最大化的运营思路，充分研究用户行为和敏感度，根据用户需求变化不断优化训练系统模型，通过增强客户粘性和长期价值，注重用户侧体验，和精品项目的开发，避免“跑马圈地式”开拓用户，而忽略“精耕细作”， 不断培育虚拟电厂在能源消费侧的新生业务形态。

此外，虚拟电厂需不断强化用户教育，以典型案例展示虚拟电厂的经济和环境效益，探索新的效益分配机制，降低用户风险。

结语：在政策持续加力，市场逐步完善，再加上技术的不断进步，虚拟电厂将一步步从“概念”走向“规模化应用”。机构预测，2025年，我国虚拟电厂市场规模将达102亿元，到2030年规模更是有望达到千亿元。

但虚拟电厂要想在未来5年内达到撬动50GW灵活性调节资源的目标，不仅是技术或市场的单点突破，更需政策、资本、用户等多方协同。

通过健全标准体系、深化市场改革、创新商业模式，积极培育用户，推动虚拟电厂的发展从“政策驱动”转向“市场驱动”。