近日，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》(以下简称《指导意见》)，明确到2027年全国虚拟电厂调节能力突破2000万千瓦以上，2030年进一步提升至5000万千瓦以上。这一政策标志着我国虚拟电厂从试点示范向规模化、市场化发展全面提速。多位行业专家在接受采访时表示，虚拟电厂将在新型电力系统建设中发挥更大的作用，但其大规模推广仍需突破技术整合、商业模式与安全风险等关键瓶颈。
政策支撑
市场机制与技术标准双轮驱动
根据《指导意见》，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。
《指导意见》首次将虚拟电厂定位为“资源聚合类新型经营主体”，明确其参与电力中长期、现货及辅助服务市场的合法身份，并提出分阶段目标。清华大学战略性新兴产业研究中心副主任胡麒牧指出：“政策体系逐步健全，为虚拟电厂从‘邀约响应’转向‘市场驱动’铺平道路，但需加快建立统一技术标准以解决多资源聚合的兼容性问题。”
《指导意见》还提出，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。
地方层面，深圳、上海、云南等地已率先布局，出台配套措施，明确提出2025年实现百万千瓦级调节能力的目标。其中深圳虚拟电厂管理平台3.0接入6万余个可调负荷资源，截至目前，调节电量超560万千瓦时，等效减碳4681吨，除了赋能企业发展活力，虚拟电厂正在持续发挥本身的“电厂：属性作用。云南省则依托新能源优势，推动电动汽车充电桩规模化调节，破解消纳难题。据行业预测，未来三年全国虚拟电厂调节能力将突破2000万千瓦，接近三峡水电站装机容量，成为新型电力系统的“柔性调节器”。
技术赋能
数字化底座筑牢发展基石
4月3日，央视财经频道在《电改“新”观察》专题报道中指出，随着“保底收益”机制逐步退出，新能源发电全面入市，预计未来80%的发用电将通过市场交易完成，这为虚拟电厂等新型业态打开了千亿级增长空间。
协鑫集团旗下协鑫智慧能源(苏州)有限公司(以下简称“协鑫能科”)凭借AI驱动的技术创新与规模化布局，正成为这场能源革命的重要参与者。作为江苏省首批获批注册的虚拟电厂运营商，协鑫能科引入AI算法与能源大模型，精准匹配发用电需求，帮助工商业用户降低用能成本的同时，实现资源收益最大化。
虚拟电厂的核心在于通过数字化技术聚合分布式资源。华为电力数字化军团副总裁夏文波表示：“虚拟电厂在通信、AI预测、负荷控制等技术层面已成熟，例如华为园区空调系统与深圳电网的智能联动。但大规模推广需解决用户激励机制，尤其是居民侧微小负荷的经济可行性。”当前，深圳、江苏等地通过AI气象模型实现台区级负荷精准预测，推动车网互动(V2G)从试点走向普及。
储能技术的革新亦为虚拟电厂注入动能。广东半固态电池产线投产、华能盐穴压缩空气储能项目实现国产化，为低成本、高安全性储能提供支撑。中国电力科学研究院高级工程师宫飞翔强调：“工业负荷控制需打通能源互联网与工业互联网的数据壁垒，但安全风险不容忽视，一旦遭恶意攻击可能引发重大事故。”
资本竞逐
上市公司抢滩千亿市场
随着新能源装机占比突破50%，电网调节压力骤增，虚拟电厂作为“零碳储能”的柔性解决方案，正从概念走向规模化落地。
政策红利下，资本市场加速布局。协鑫能科成立专项团队研发虚拟电厂模型，晶科电力计划并购整合AI智算与微电网业务，国能日新、恒泰实达等企业则聚焦电力交易与能源改造。中关村物联网产业联盟副秘书长袁帅分析：“虚拟电厂是能源与信息技术融合的超级风口，2030年市场规模或达千亿，但需警惕技术‘碎片化’与盈利模式单一等风险。”
华泰证券预测，2025年我国虚拟电厂市场规模将达102亿元，2030年突破千亿。然而，当前商业模式仍以补贴驱动为主，胡麒牧建议：“未来需通过峰谷价差、辅助服务等多渠道拓展盈利，并建立合理的定价与准入机制。”
挑战与展望
安全、资金与协同治理
尽管前景广阔，虚拟电厂仍面临多重挑战。浙江大学教授丁一指出：“需从技术、市场、政策三端协同发力——技术上统一标准体系，市场上完善交易机制，政策上强化隐私保护与安全监管。”此外，地方债务压力下，项目融资依赖绿色债券与财政补贴，需平衡区域试点优先级。
行业共识认为，若突破当前瓶颈，虚拟电厂有望在2035年成为新型电力系统的重要支撑力量，推动“源网荷储”深度协同。
虚拟电厂的规模化发展，既是能源革命的必然选择，也是数字经济与实体经济融合的典范。随着政策落地、技术迭代与资本涌入，这一“看不见的电厂”正重塑负荷管理的未来图景。如何构建可持续的商业模式与安全生态，将成为下一阶段的核心命题。
特约撰稿人 谢兴名
▪ 短评
何时才能“市场化造血”
虚拟电厂作为新型电力系统的“灵活调节器”，近两三年，从政策扶持到资本竞逐，可以欣喜发现正从概念验证迈向规模化应用。截目前，国内多地已建成百万千瓦级调节能力的虚拟电厂示范项目，如上海聚合可调负荷突破70万千瓦，协鑫能科在江苏的可调负荷达56万千瓦。然而，这一新兴业态仍面临多重挑战，技术、市场与机制难题交织，亟待系统性破局。
当前虚拟电厂盈利模式高度依赖需求响应补贴和峰谷套利，缺乏可持续性。以深圳为例，其虚拟电厂虽聚合了6万余个可调负荷资源，但大部分收益仍来自迎峰度夏期间的应急响应，全年常态化收益不足。尽管《电力市场运行基本规则》明确虚拟电厂的市场主体地位，但现货市场交易机制尚未成熟，全国仅湖北、山西等少数省份实现常态化试运行。
更深层的问题在于，计划体制下的分时电价与市场化的现货电价尚未完全衔接。例如，山东虚拟电厂虽可参与现货市场，但仍享有“不参与实时市场”等特殊待遇，削弱了价格信号对资源调节的激励作用。此外，辅助服务市场补偿标准模糊，用户侧资源参与调频、备用等服务的收益难以量化，导致工商业储能等优质资源变现能力不足。
虚拟电厂要“市场化造血”该如何破局?这场变革的本质，是将电力系统从“集中式管控”转向“生态化治理”。当云顶国际在上海张江看到充电桩与屋顶光伏在区块链平台上自动竞价，在青海戈壁目睹虚拟电厂调度百万千瓦级光储资源参与跨省现货交易，便能清晰感知：虚拟电厂的真正价值不在技术参数的堆砌，而在于重构能源世界的连接方式与协作规则。
南网报记者 陈克迁
