落基山研究所-促进用电侧协同发展：面向“十五五”的虚拟电厂能力建设与价值实现路径

随着风电、光伏占比持续提高，电力负荷保持增长，终端用能电气化不断加快，电力系统对灵活调节能力的需求明显上升。未来的新型电力系统不能仅依靠传统电源调节，还需要源、网、荷、储多环节共同参与。在这一进程中，需求侧资源的功能定位正在发生深刻变化，用户侧已经具备从“被动响应”转向“主动参与”、从“应急资源”转向“常态化市场主体”的现实基础。虚拟电厂正是组织和释放需求侧资源潜力的关键载体。

虚拟电厂正从试点示范迈向规模化能力建设

国家层面已明确将虚拟电厂确立为重要的电力系统灵活性资源。2025年3月发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》首次系统提出全国层面的发展目标和能力建设要求，明确到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。该2030年目标也已写入“十五五”系列规划。

项目建设方面，截至2025年底，全国虚拟电厂项目累计约470个，经测试的最大调节能力达到1685万千瓦，同比增长70%。梳理国内虚拟电厂发展较为活跃地区已公示的405家运营商发现，其产业背景已覆盖发电、电网、售电、综合能源服务、充换电站运营、软件平台开发、硬件设备制造、地方政府平台等多个领域。国资与民营企业数量总体接近，表明现阶段虚拟电厂市场既具有基础设施与政府指导属性，也吸引了大量民营企业参与。

然而，项目数量和聚合规模的增长并不意味着成熟商业模式的形成。当前多数地区仍以政府或电网企业主导的平台建设和试点调用为主，需求侧资源的真实调节能力尚未被系统识别和持续验证。各地在设备接入、能力测试、数据交互、计量结算和市场准入等方面标准不一，增加了跨平台、跨区域运营成本。“十五五”将是虚拟电厂由政策驱动走向市场驱动、由试点示范走向规模化应用的重要窗口期。

工商业多元负荷构成虚拟电厂核心资源池

开发挖掘需求侧灵活性资源是虚拟电厂建设运营的前提基础。我国用电侧呈现总量规模大、增速快、工商业负荷占比高的显著特点。2025年全社会用电量累计103682亿千瓦时，约占全球用电量的32.7%。工商业负荷占全社会用电量的80%以上，且全部工商业用户已进入电力市场执行市场化电价机制。

工业负荷中蕴含着丰富的可调节负荷资源，从调节机理上可分类为热惯性类、生产排程类、广义储能类以及非主要生产负荷等。例如，有色金属冶炼中的电解槽负荷可利用其较大的热惯性实现短时负荷削减或增加；水泥行业的粉磨阶段可按客户订单需求和用电错峰需求灵活生产。商业场景中，制冷制热系统、充电桩、换电电池等资源均是可调节负荷的重要来源。在深圳虚拟电厂精准响应市场中，充换电设施与智能楼宇的有效响应量分别占全市场的71%和20%。

需要关注的是，技术上“可以调节”并不等于经济上“愿意调节”。通过电价敏感程度指标评估发现，黑色金属、化学原料、造纸、纺织等行业属于高负荷调节能力且高电价敏感程度的行业，有望主动根据电力市场价格信号调节负荷以降低用电成本；而电子设备、数据中心等行业对电力可靠性要求较高，主动进行负荷调节的意愿最低，比较适合作为紧急备用灵活性资源。部分连续性生产行业若负荷调节不当，可能面临巨大的直接经济损失和安全风险，因此需综合考虑技术潜力、生产约束和响应意愿来识别真实的可调节能力。

标准化与智能化平台是规模化发展的核心支撑

虚拟电厂聚合资源点多面广、类型异构，必须依托数字化服务平台完成设备接入、状态感知、预测分析、指令分解、闭环控制和交易结算。平台的建设重点不应是重复建设功能相近的信息系统，而应是完善核心标准体系，降低不同设备和平台的集成成本。

标准体系的缺失给各方参与者带来极大困扰。对投资者而言，各省接口协议、网络安全标准和数据格式要求不一，导致解决方案被迫定制化部署，研发成本上升；对电网公司而言，缺乏统一的能力评价和性能考核标准，难以将虚拟电厂视为可信赖的系统资源；对终端用户而言，平台收益规则不透明导致选择运营商时可比性差。构建标准体系应坚持“企业标准—团体标准—行业标准—国家标准”的迭代升级路径，优先补齐平台功能规范、能力测试、通信接口、数据安全和用户隐私保护等核心标准。

在数字化底座基础上，人工智能技术正成为提升平台运行效率的关键驱动力。AI赋能主要体现在三个核心场景：一是资源预测与负荷画像，通过融合气象数据和历史功率数据采用深度学习模型提升预测精度；二是智能调度与协同控制，利用强化学习算法动态调整各资源出力分配；三是电力市场决策支持，通过博弈论和多智能体方法模拟竞争对手行为，生成最优报价策略。国际实践中，章鱼能源的Kraken平台实时连接超过50万台分布式设备，总聚合容量达2GW；特斯拉Autobidder平台在南澳大利亚州聚合超8000户公屋及数千户私人住宅资源，实现了AI驱动的毫秒级响应和自动智能投标。

平等参与多元电力市场是价值实现的必然路径

虚拟电厂的核心价值不在于资源聚合本身，而在于通过参与电力系统运行和市场交易将需求侧灵活性转化为可持续的经济收益。目前运营模式主要分为省级电力市场运营主体主导模式和地市级配电网运行模式。前者更为常见，虚拟电厂需积极参与现货、辅助服务等电力市场交易获取商业收益。

电能量市场有望成为近期商业化突破的重要方向。各省已基本确立虚拟电厂的市场主体地位，但在准入门槛和竞价方式上存在差异。调节容量最低要求从0.5MW到10MW不等，5MW最为普遍。竞价方式分为报量报价、报量不报价和不报量不报价三种，其中报量报价将成为主流趋势。山西针对负荷类虚拟电厂定制了市场规则，放松了中长期交易缺额申报约束，并将其纳入电力市场灵活性调节能力补偿范围，截至2026年1月累计结算电量18.78亿千瓦时，获得收益1871.35万元。山东则单独结算削峰或填谷调节电量电费，截至2025年底已有35家虚拟电厂参与现货市场。

提供多元的辅助服务是需求侧资源实现价值最大化的有效途径。目前全国范围内真正实现常态化、规模化参与的省份仍相对有限，主要局限于调频服务。由于调频市场对响应速度要求严苛，建议优先在爬坡、备用等对响应速度要求相对宽松的辅助服务品种上推动虚拟电厂参与。国际上，美国加州推出的市场感知储能虚拟电厂试点（DSGS方案三）基于日前节点边际电价加权计算显示容量并支付激励补贴，2025年注册容量已达700MW；欧洲英国市场允许灵活性资源同时参与多种市场品种获取叠加收益，近几次T-1容量拍卖中需求响应单元中标容量占总中标容量的9%。

“十五五”能力提升行动建议

面向“十五五”，虚拟电厂的核心竞争力将逐步从项目数量和聚合规模转向资源能力、平台能力与市场能力的综合构建。在资源能力建设方面，应以全国统一标准和省级资源库为基础，构建动态更新、行业共享的需求侧可调节资源管理体系，建立分级分类画像和滚动评估机制。在平台能力建设方面，打造标准统一、数字智能的新一代服务平台，深化AI在数据治理、预测分析和竞价优化中的应用。在市场能力建设方面，健全公平开放、多元协同的电力市场交易机制，适当放宽调节容量门槛，推动报量报价参与现货交易，并探索可靠容量补偿机制，更充分反映虚拟电厂提供的长期灵活性价值。