虚拟电厂生存与发展研究报告

本末电碳·Deep Research 5th 2025年4⽉ ⽬录 摘要引⾔⼀、当前中国虚拟电⼚发展现状与政策背景⼆、核⼼能⼒要求与技术平台构建三、市场准⼊机制与运营模式四、国内典型企业与平台案例分析五、国外先进案例对⽐与启⽰六、⼴东省的政策实践与典型项⽬七、未来趋势预测结论参考⽂献 摘要 政策层⾯ 市场⽅⾯ 技术层⾯ 国家发改委、能源局于2025年发布指导意⻅，明确了虚拟电⼚定义和⽬标，到2027年全国调节能⼒达到2000万千⽡、2030年达到5000万千⽡。 虚拟电⼚运营需具备聚合调控、交易执⾏和实时控制等核⼼能⼒，并建⽴安全可靠的技术平台。 虚拟电⼚作为独⽴主体进⼊电⼒现货、辅助服务和需求响应市场，盈利模式涵盖市场交易收益和政策补贴等。 虚拟电⼚作为新型电⼒系统的重要组成，正在中国迎来快速发展。本⽂对我国虚拟电⼚的发展现状、政策环境、核⼼技术能⼒、市场机制、典型案例及未来趋势进⾏了系统研究。本⽂还⽐较了国内外实践：国内南⽅电⽹、国⽹电科院、阿⾥云、华为、远光软件等探索出不同路径，国外德国Next Kraftwerke聚合超12吉⽡资源、美国AutoGrid提供6吉⽡平台服务。⼴东省作为先⾏者，在政策细则、试点项⽬（⼴州、深圳）和规模⽬标上取得积极进展。展望未来，虚拟电⼚将在⼈⼯智能调度、负荷⾦融化等新模式驱动下实现更⼤规模发展，为能源转型和双碳⽬标提供有⼒⽀撑。 引⾔ 传统模式⾯临挑战 随着新能源⾼⽐例接⼊和电⼒市场化改⾰的推进，传统"源随荷动"的供需平衡模式⾯临挑战，灵活调节资源的价值⽇益凸显。 虚拟电⼚应运⽽⽣ 虚拟电⼚（Virtual Power Plant，VPP）应运⽽⽣，作为通过数字化⼿段聚合分散电源和负荷资源进⾏统⼀调度和交易的新兴业态。 智能管家功能 它本质上是电⼒系统的"智能管家"，利⽤数字技术将分散的光伏、⻛电、储能和可调负荷整合为可控单元，在⾼峰时远程降低空调负荷或释放储能，在低⾕时协调充电蓄能，以"聚沙成塔"的⽅式缓解供需⽭盾。 政策⽀持 2025年4⽉，国家发展改⾰委和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⻅》（发改能源〔2025〕357号），标志着我国虚拟电⼚进⼊加速发展的新阶段。 近年来我国⾼度重视虚拟电⼚发展，各地积极试点探索。在2025年之前，国家层⾯虽未有专⻔政策，但相关概念已⻅诸多个⽂件，虚拟电⼚逐步纳⼊新型电⼒系统建设框架。本⽂旨在⾯向企业战略规划⼈员和公众，系统梳理我国虚拟电⼚的政策环境、技术能⼒、商业模式和典型案例，并对⽐国外经验提出未来发展的趋势研判。 ⼀、当前中国虚拟电⼚发展现状与政策背景 国内发展现状 85万 深圳调节能⼒ 相当于约28万⼾居⺠⽤电负荷 102次 精准需求响应 ⾃2023年以来累计启动次数 560万 调节电量 单位：千⽡时 1.5亿 经济效益 单位：⼈⺠币元 近年来我国虚拟电⼚建设起步于各地的需求侧响应和新能源消纳实践。⼀些经济发达地区率先开展虚拟电⼚试点：如⼴州在2021年制定实施细则，将虚拟电⼚作为⽤电管理的重要⼿段，引导⽤⼾参与削峰填⾕，并安排三年共3000万元财政补贴激励响应；深圳依托南⽅电⽹聚合⼯业负荷和园区储能资源，⾃2023年以来累计启动精准需求响应102次、调节电量超560万千⽡时，创造经济效益约1.5亿元，最⼤调节能⼒达85万千⽡，相当于约28万⼾居⺠⽤电负荷。 截⾄2023年底，全国多省市已开展虚拟电⼚⽰范项⽬，虚拟电⼚聚合资源涵盖可中断负荷、分布式光伏、⼯商业储能、电动⻋充电桩等，呈现出以需求响应为主要形式、区域试点纷纷起步的局⾯。同时也应看到，当前虚拟电⼚的调节能⼒有待评估标准⽀撑，实际可⽤容量与聚合规模存在差距，需要通过更多项⽬实践予以验证。 国家政策背景 虚拟电⼚已上升为国家能源战略的重要抓⼿。2020年代以来的⼀系列政策为其发展铺平道路。真正的⾥程碑是2025年4⽉8⽇发布的357号⽂《指导意⻅》。该⽂件统⼀了虚拟电⼚定义——"基于电⼒系统架构，运⽤现代信息通信和控制技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源，作为新型经营主体参与电⼒优化运⾏和市场交易"；强调虚拟电⼚在增强电⼒保供、促进新能源消纳、完善电⼒市场⽅⾯的重要作⽤；并提出明确的发展⽬标："到2027年虚拟电⼚机制成熟规范、参与电⼒市场机制健全，全国虚拟电⼚调节能⼒达2000万千⽡以上；到2030年应⽤场景进⼀步拓展、商业模式创新发展，调节能⼒达5000万千⽡以上"。 这体现出国家对虚拟电⼚寄予厚望，以缓解⾼峰供电压⼒和低⾕弃能问题，实现能源系统的"削峰填⾕"。此外，新政策⿎励各类社会资本参与投资运营，要求各省因地制宜制定虚拟电⼚发展⽅案，培育省级和地市级不同类型的虚拟电⼚主体。在监管层⾯，修订后的《电⼒市场监管办法》（2024年）也将虚拟电⼚明确定义为电⼒交易主体之⼀，与发电企业、售电公司、电⼒⽤⼾、储能企业、负荷聚合商等并列。总体⽽⾔，政策环境已基本完善顶层设计和准⼊规则，为虚拟电⼚从试点⾛向⼤规模应⽤提供了制度保障和明确的发展路径。 ⼆、核⼼能⼒要求与技术平台构建 灵活调节能⼒ 数据管理能⼒ 对聚合资源进⾏精准控制以响应电⽹指令和市场信号的能⼒ 海量数据采集与管理功能 设备档案管理实时数据采集数据校验存储 监测能⼒预测能⼒指令分解执⾏ 安全可靠能⼒确保系统安全稳定运⾏ 市场交易能⼒ 市场交易与结算⽀持 ⽹络安全等级保护数据加密传输防篡改机制 ⽤⼾合同管理交易申报结算对账 虚拟电⼚的有效运⾏依赖于强⼤的核⼼能⼒和完备的技术平台⽀撑。⾸先是灵活调节能⼒，即对聚合资源进⾏精准控制以响应电⽹指令和市场信号的能⼒。这要求虚拟电⼚运营商建⽴完善的技术⽀持系统，具备监测、预测、指令分解执⾏等信息交互功能，在接到电⽹调度或负荷管理系统指令后，能够及时优化控制各⼦资源。其中预测能⼒包括对可再⽣能源出⼒和负荷变化的短期预测，以提前制定优化调度计划；监测和控制能⼒则要求对成千上万分布式资源的运⾏状态做到可视、可测、可控。 为此，虚拟电⼚的平台软件需要具有海量数据采集与管理功能，能够有效管理成千上万个⽤⼾侧设备档案，实时采集功率、电量、状态等运⾏数据并进⾏校验和存储，并⽀持对资源分类分组和信息分发。同时，平台应提供市场交易与结算⽀持，包括⽤⼾合同管理、交易申报、调度指令接收与分解下达、以及结算对账等全流程功能，以便虚拟电⼚代表聚合资源参与电⼒市场交易时能够顺利执⾏和清算。 核⼼能⼒要求与技术平台构建（续） 适应未来资源规模扩张和业务模式变化 另⼀项关键能⼒是实时控制和快速响应。虚拟电⼚作为调节资源参与电⽹平衡，需要满⾜⼀定的响应速度和精度要求。《指导意⻅》要求虚拟电⼚资源聚合后应具备提供调峰、调频、备⽤等多种服务的能⼒。因此技术平台必须确保精确计量与可靠控制：⼀⽅⾯利⽤⾼精度智能电表等装置保证各资源的计量数据准确可靠，另⼀⽅⾯通过控制器远程执⾏调度指令时能达到所需的响应时间和精度。对于直接受控的负荷或电源（直控型VPP），平台需实现秒级远程控制能⼒，即在秒级尺度上调节空调、电锅炉、分布式储能的出⼒。只有这样才能参与⾼实时性的辅助服务市场（如调频）并满⾜考核要求。 此外，技术平台建设还须满⾜安全可靠和系统集成要求。虚拟电⼚已被纳⼊电⼒安全管理体系，平台需遵循电⼒监控系统安全防护规定，做到⽹络安全等级保护不低于⼆级，加强软硬件安全监测，确保数据加密传输和防篡改。在与电⽹互动⽅⾯，平台应⽀持标准的数据接⼝和通信协议（如IEC 104、MQTT等），实现与调度⾃动化系统、新型电⼒负荷管理系统以及电⼒交易系统的⽆缝对接。通过良好的互操作性设计，虚拟电⼚才能接⼊电⽹调度和市场交易平台，接受调度机构调⽤或开展能量交易。 最后，平台架构需要具备可扩展性，以适应未来资源规模扩张和业务模式变化，⽅便增加新接⼊的分布式资源类别，⽀持新的交易品种，以及引⼊更先进的优化算法模型等。综上，虚拟电⼚的技术平台建设要同时满⾜业务功能和合规要求：既要⽀撑资源聚合、实时控制、市场交易这些核⼼业务流程，⼜要确保7×24⼩时稳定运⾏和⽹络安全，为虚拟电⼚⼤规模、商业化运营打下坚实基础。 三、市场准⼊机制与运营模式 市场准⼊机制 独⽴市场主体定位 在中国电⼒市场体系中，虚拟电⼚已被定位为独⽴的市场主体和经营主体。根据国家能源局发布的《电⼒市场基本规则（试⾏）》和监管办法，虚拟电⼚在满⾜注册和技术要求后，可以以独⽴主体⾝份参与电⼒中⻓期交易、现货交易和辅助服务交易等各类电⼒市场。 准⼊条件 具体准⼊条件包括符合电⼒市场会员注册的资质要求，以及相应市场对于容量精度、出清节点等⽅⾯的技术准⼊标准。监管机构⿎励各地在虚拟电⼚发展初期适当放宽准⼊⻔槛，并根据运⾏情况逐步优化提⾼。 资源不重复计算 为了保障聚合资源不重复计算，《指导意⻅》明确单个分散资源在被某虚拟电⼚聚合期间，不得再单独参与电⼒市场交易。这避免了资源"双重卖出"或被多个主体同时调⽤的问题。 能⼒评估与测试 调度机构和负荷管理中⼼将对申请⼊市的虚拟电⼚进⾏调节能⼒评估，确保其具备履约能⼒后⽅可给予准⼊批复。虚拟电⼚⼀旦注册为市场主体，需要与调度主站或负荷管理平台完成系统对接和联调测试，经过公⽰⽆异议后正式具备运营资格。 虚拟电⼚若要开展电能量的购售交易，需要取得售电公司资质——这实际上赋予了虚拟电⼚与售电公司类似的地位，可以代理分布式电源和⽤⼾在市场中买卖电⼒。这⼀严格的准⼊与测试流程在⼴东等地的细则中已有明确规定，整个周期约需12个⽉以上。 此外，监管办法还针对虚拟电⼚的市场⾏为制定了考核机制，例如在华北调峰辅助服务市场中，对因虚拟电⼚⾃⾝原因造成实际执⾏与调度计划偏差超过30%的时段，将取消该时段的调峰费⽤结算。这些措施保证了虚拟电⼚进⼊市场后的公平和履约可靠性。 运营模式与盈利路径 虚拟电⼚的商业模式尚在探索完善中，⽬前主要的运营模式可以概括为三类： 需求响应聚合商模式：虚拟电⼚运营商作为负荷聚合商，与电⽹或政府签订需求侧响应协议，在电⽹⾼峰紧张时组织⽤⼾降低负荷，并获得补偿收益。这是当前国内最主要的模式，许多虚拟电⼚业务以邀约式需求响应为主，盈利来⾃于响应补贴。例如⼴州的虚拟电⼚试点通过财政资⾦补贴参与负荷响应的⽤⼾和聚合商，每削减1千⽡负荷给予约3元的补偿。但需求响应属于偶发交易，只在电⽹有调节需要时触发，频次不确定，难以成为持续稳定的收⼊来源。因此单纯依赖补贴的模式盈利空间有限。1. 市场交易商模式：虚拟电⼚聚合分布式发电和可调负荷后，直接以市场主体⾝份参与电能量交易和辅助服务交易，通过价格套利或服务收益获利。这包括像售电公司⼀样在中⻓期和现货市场低买⾼卖电量差价获利，或像发电⼚⼀样通过出清电⼒市场获得发电收益。同时在辅助服务市场提供调峰、调频等服务获取补偿，也是重要收⼊来源。随着各地电⼒现货、绿电交易和辅助服务市场逐步开放，虚拟电⼚未来可以全⾯参与这些市场，将需求响应、辅助服务和电能量交易多种盈利⼿段相结合。⽐如⽩天光伏发电富余时虚拟电⼚可以代理⽤⼾在现货市场买电蓄能，晚⾼峰时再卖出或减耗，从中获取峰⾕价差收益。2. 综合能源服务模式：虚拟电⼚运营商为⼯业园区、⼤型公共建筑等提供能源托管服务，通过优化⽤能⽅案降低客⼾电费，并分享节约效益。同时提供诸如节能咨询、碳交易代理等增值服务拓宽收⼊渠道。357号⽂⿎励虚拟电⼚开展能源数据分析、能源⽅案设计、碳交易等综合能源服务，以"⼀⻥多吃"的⽅式获取多元收益。这种模式下，虚拟电⼚不仅赚取市场交易收益，也从⽤⼾侧节能降耗中获得服务费。3. 需要指出的是，⽬前我国虚拟电⼚的商业模式尚不清晰，政策和市场机制有待健全，实现盈利仍有难度。多数试点项⽬尚处于验证技术和模式阶段，未实现⼤规模盈利。未来，随着电⼒市场化深化和价格机制理顺，虚拟电⼚的收益来源将更加多元和市场化。同时，应建⽴合理的利益分配机制，让参与聚合的⽤⼾、第三⽅运营商、电⽹企业