深挖虚拟电厂调节潜力

城市用电高峰期，写字楼空调统一上调1摄氏度，算力中心错峰转移算力，公共充电桩临时压降充电功率……这些看似零散的“小动作”，背后却指向同一个能源新业态——虚拟电厂。它让调节不再依赖新建一座电厂，而是把散布在城市各处的用电资源，悄悄“拧成一股绳”，汇入电网调节的洪流。

虚拟电厂并非传统意义上的实体发电厂，而是通过现代信息通信、系统集成控制等技术，将分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源聚合起来，形成可统一调度电力资源，参与电力系统优化和电力市场交易的数字化系统和平台。在波动性新能源加速并网的大趋势下，提升电网调节能力成为新型电力系统建设的关键环节。虚拟电厂将海量分散资源转化为系统调节能力，是承载新型电力系统“供需互动”的重要载体，正助力提升电力系统互补互济和安全韧性水平。

虚拟电厂的增长速度，正从一组数据中清晰浮现。截至2025年底，全国虚拟电厂项目为470个，全年新增近200个；经测试的全网最大调节能力达1685万千瓦，同比提升约70%。项目与能力“双增”，勾勒出这一新业态快速成形的轮廓。

而其调节潜力远不止于此。据华北电力大学发布的报告，2025年我国负荷侧虚拟电厂理论调节潜力已达5.03亿千瓦，2030年最大可达6.57亿千瓦；《新型电力系统建设“十五五”规划》等多部政策也明确提出，到2030年虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦。现实的能力与可观的前景之间，仍横亘着成长的空间，亟待从资源聚合实力、调度控制能力、企业参与动力三大维度发力，充分挖掘虚拟电厂的调节潜力。

将散落资源“拧成一股绳”

广东、上海、山东、山西、湖北等多个地区的虚拟电厂运营商，已在政策支持下积极入场，中东部地区正成为虚拟电厂发展的前沿阵地。

多位受访专家告诉记者，在强调灵活性的新型电力系统中，虚拟电厂是“灵活调节帮手”，是一种问题导向、精细化的新业态，哪里容易出现电力供需紧张，虚拟电厂就会在哪里萌芽开花。我国中东部地区，尤其是上海、广东、浙江、江苏等经济发达的负荷大省（市），电力供需矛盾更为突出，是虚拟电厂快速发展且发展空间最大的地区。

在资源扩容上，各地虚拟电厂正从商业楼宇的空调负荷、可中断工业负荷起步，逐步纳入分布式新能源、用户侧储能、电动汽车充换电设施、5G基站、算力中心等更多资源。在调节能力上，虚拟电厂从只能削峰升级为既能削峰又可填谷，从分钟级响应拓展到兼具秒级响应功能，调节更加灵活高效。

在国内虚拟电厂规模化发源地深圳，虚拟电厂管理平台接入容量规模已达510万千瓦，测量后的实时可调负荷超过140万千瓦，达到深圳最高用电负荷的5.5%。

全市约1/3的电动汽车充电桩资源已接入虚拟电厂，存量5G基站应接尽接，未来几年新建的5G基站也将纳入其中。深圳虚拟电厂管理中心经理李江南介绍，深圳虚拟电厂的扩容趋势是盘活“六张网”，即逐渐将水网、新型电网、算力网、新一代通信网、城市地下管网、物流网的可调资源纳入虚拟电厂，通过负荷侧可调资源的全面接入、协同互补，提升城市电力系统的安全韧性水平。

广东、上海等地率先尝试，把“用电巨兽”算力中心升级为“调节能手”，成为近期虚拟电厂扩容的最大亮点。

算力中心的用电负荷被拆分为“刚性”和“柔性”两部分，部分批处理任务、非实时计算任务等柔性算力负荷被归类为虚拟电厂可调资源。算力中心在电网高峰时段压降柔性算力负荷、出让冗余用电容量，从而参与电网调节。

2025年全国算力中心总用电量达1700亿千瓦时，到2030年预计将增至8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右。按柔性算力负荷占比28%到51%测算，一旦纳入虚拟电厂统一调度，算力中心将从数字经济时代的电力消耗主力，转变为极具潜力的调节主体，将有力提升新型电力系统的用电侧协同互动水平。

透过上述多元场景可以发现，虚拟电厂的价值在于以高效能与高性价比，成为新型电力系统建设中极具潜力的调节增量来源。

相比独立储能等其他可参与电力调节的资源，虚拟电厂的核心优势在于通过海量资源聚合、优化调度控制，最大化资源调节效能。国网能源研究院电网发展综合研究所副所长靳晓凌分析，电力系统需求侧可参与调节的资源虽多，但分散性强。规模较小的负荷、分布式电源、小型新型储能等资源，如果各自独立入市，受限于资源体量、技术能力和交易成本，调节能效较低，收益难度较大。

“将这些资源汇集到专业的虚拟电厂运营商手中，便能通过海量资源规模与先进调控技术，提升整体调节效能，也更能提升收益。”靳晓凌说。

根据国家电网公司的测算，在满足相同调节能力的要求下，虚拟电厂的投资成本约为传统火电厂的12%，其支撑系统调节的性价比优势十分突出。虚拟电厂正在将传统上被视为“沉睡资源”的充电桩、可中断工业负荷等用户侧负荷，以及散落的分布式新能源、储能，转化为真实可用的系统调节能力，成为新型电力系统建设中最具性价比的增量来源。

聚起来 更要调得动

场景在扩张，价值很清晰，但产业的规模化发展仍卡在两道关口上。一是技术能力不过硬，可信可调容量有可能“名不副实”；二是盈利模式未走通，持续运营“后劲不足”。受访专家将这些挑战概括为三个关键问题，虚拟电厂有没有资格参与调节、参与时能否精准有效以及有没有动力持续提升调节能力。

资源“聚而不实”的现象部分存在。一些虚拟电厂聚合容量越来越大，但对其中有多少是可信可调容量，识别和评估不够充分，既影响调节能力的落地，也对电网调度运行构成潜在风险。

“聚合容量与可信可调容量是两码事。”华北电力大学经济与管理学院教授王永利解释，前者是接入系统的资源总量；后者则是这些资源中，真正能够满足电网调节需求的容量，“只有在功率调节能力、响应速度、调节精度、持续调节时间等方面达到要求，才能被视作可信可调容量”。

账面聚合容量持续增多、可信可调容量底数不清，背后有两方面原因。

技术标准尚未完善。国内虚拟电厂尚处于发展初期，一些地方仍在摸索、尚未明确对响应速度、调节精度等性能的技术要求，全国统一的调节性能技术标准仍在建立中，导致部分虚拟电厂难以依据明确指标来识别和评估可信可调容量。

建模精度不足。一些虚拟电厂对自身接入资源的特性掌握不充分，聚合模型建模精度不够。虚拟电厂需对海量异质资源的可信可调容量进行等值并建模，而不同种类资源的调节性能差异很大，即使是空调、充电桩这类同类资源，不同规格、不同品牌的设备性能也不尽相同。随着聚合资源规模的增大，调研并建模进而明确可信可调容量的难度也显著提升。

同时，部分聚合容量能够参与调节的程度具有随机性，预测难度较大。例如分布式光伏发电多少具有不确定性，汽车充换电设施、工业负荷等负荷侧资源的运行状况随机性更大，资源实时可调程度的难预测，直接影响虚拟电厂调节的精准度与可靠性。

南网能源发展研究院战略所所长张轩表示，“工厂生产计划调整、汽车充换电行为的不稳定，往往导致虚拟电厂实际能调用的资源和计划有所偏差，影响其对电网调节指令的有效响应。”有运营商因预测偏差无法精准响应被多次罚款，多个月的收益都不足覆盖罚金。

盈利是驱动虚拟电厂持续运转、释放活力的关键引擎。它不仅是发电企业、售电公司、能源科技公司、新能源企业等运营商扩大投资的基础，更是促使其在电力市场中主动优化调节能力的内在动力。

2025年《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》出台后，各地加快推动虚拟电厂从临时的需求响应向参与电力交易和辅助服务拓展，收入来源由单一走向多品种，存量运营商调节动力更强，一批民营企业受吸引成为新的运营商。

张轩介绍，目前虚拟电厂的盈利模式已拓展为三类。一是需求响应补贴。电网为保障安全，在用电高峰发出削减负荷、在负荷低谷发出填谷等指令，虚拟电厂响应调节获取补偿收益。“这仍然是当前收入的核心，例如深圳对V2G（电动车反向送电）在迎峰度夏期间一度电能补到4元。”

二是电费价差收益。虚拟电厂利用储能等设备，在电力市场低买高卖赚取中间价差，山西、山东等较多地区已有实践。三是辅助服务收益。虚拟电厂通过参与调频市场、提供快速响应服务获取补偿，湖北、山东等地市场有所实践。

“过去收益很大程度上取决于地方是否组织需求响应。随着现货、辅助服务等市场开放，虚拟电厂越来越根据为电力系统提供了多少有价值的供给来获得市场化收益。”张轩说。

然而，目前较多虚拟电厂的收益仍与需求响应补偿、区域性市场政策或阶段性市场机会密切相关，这种“局部收益机会”与“长期稳定盈利”之间存在较大差距。

张轩进一步分析，虚拟电厂的收益机制尚不成熟，参与电力交易，依赖市场峰谷价差及对其的预测，若价差较小或预测不准、未在最优时间点充放电，收益难以最大化。辅助服务市场空间本身有限、竞争激烈，且主体大多只能在辅助服务和现货交易中二选一，收益来源仍然有限。需求响应则响应次数有限，一年只在负荷高峰、特殊节假日等情况下开启，没有常态化收益。

王永利补充，虚拟电厂长期运营需要承担终端改造、通信建设、平台运维、用户管理和收益分配等持续性成本。收益机制不成熟，使虚拟电厂易在经济上缺乏持续运营动力，更难以扩大投资来提升调控技术能力。

三维发力变潜力为实力

距离2030年5000万千瓦以上的调节能力目标，留给虚拟电厂产业的时间窗口不过三年多。从资源增长到调节有效、从政策驱动到市场驱动，这场“从潜力到实力”的跨越，仍需从机制、技术与模式三个维度持续破题。

机制发力，建立更加精细的虚拟电厂能力评价体系。张轩建议加快健全标准体系，推动统一虚拟电厂响应速度、调节精度、通信成功率、数据延迟性等性能要求。“标准应明确虚拟电厂在不同需求场景下的调节性能分级要求，建立与现有电网调度体系的衔接机制，并强化对数据交互与信息安全的技术规范。”

王永利建议，基于虚拟电厂调节性能技术标准，构建统一的能力画像和可信容量评估机制。地方管理部门应要求各地虚拟电厂根据标准，准确识别聚合资源在不同时间、不同需求下能够提供的真实调节能力，以此为准进行调节能力申报；对虚拟电厂申报的调节能力开展分时段实测，建立评级与强制退出机制。

“通过建立可信容量评估机制，让虚拟电厂的调节能力变得可量化、可验证、可信任。”王永利说，引导虚拟电厂不仅着眼于扩大资源规模，还侧重分析资源特性，通过资源的时序衔接和功能互补提升聚合质量，形成面向不同时间和需求场景的差异化资源池。

技术发力，以AI预测破解调度不确定性。多位受访专家建议，虚拟电厂运用AI模型对分布式电源发电、负荷运行状态开展预测，以此预判资源在未来某一时刻的可调程度，形成综合可调边界；同时在调节过程中，利用AI动态修正预测与调节的偏差，及时调用剩余的其他资源补位，从而实现整体的精准有效调节。

“负荷状态的随机性长期困扰运营商。”靳晓凌说，对此，AI可以抓取繁杂、随机的用电行为数据并提炼规律，“比如研判出当地电动汽车用户可以改变或不能改变的充电时段”，从而预测负荷侧资源在不同时间的负荷情况、可参与调节程度，将变换的主观意愿转化为具备较高确定性的调度依据。

深圳虚拟电厂管理中心已部署AI模型“灵曦”。李江南介绍，“灵曦”形成了用户的购电习惯画像与偏好预测，可预测特定资源的实时可调能力；还会实时监测、判断局部的电力过载情况，并直接调动资源进行补位，正在有效提升虚拟电厂调节的可靠性与精准度。

模式发力，培育可持续的商业模式与市场机制，激发经营主体动能，充分释放虚拟电厂调节潜能。

一方面，虚拟电厂运营商需要加强市场运营能力建设。张轩说，运营商需通过精准量价预测、精细控制调度、动态优化策略，在市场需求、价格的波动中获取更优收益。“拓展AI赋能运营的深度，利用AI对用户响应概率、市场价格及系统需求进行联合预测，在此基础上，提升虚拟电厂对大规模异质资源的聚类组合、调用排序、交易决策和滚动优化能力，从而提高虚拟电厂盈利能力。”王永利说。

另一方面，完善相关电力市场机制，提升虚拟电厂盈利的市场空间。张轩等受访专家建议，支持虚拟电厂同时参与现货、辅助服务等市场，获取多元收益；健全辅助服务市场交易品种，完善与调频性能、响应速度等挂钩的价格与收益机制，引导虚拟电厂提升调节能力；优化容量保障机制覆盖范围，给予虚拟电厂容量补偿，稳定基础收益，让运营商有充足动力持续优化调节能力。

（作者：魏雨虹）