虚拟电厂在我国的发展与实践

在能源转型与数字化浪潮的交汇点，虚拟电厂作为一种创新能源管理模式，正从概念走向规模化应用。

一、虚拟电厂因何而来？

虚拟电厂不是实体电厂，而是一个电力协调控制中心，能各地散落的电力资源连接起来，进行统一的智能管理和调度。随着风电、光伏等间歇性可再生能源占比不断提升，电网面临的稳定运行压力日益增大。这些清洁能源“看天吃饭”，出力不稳定，易造成供需失衡。同时，电力系统供需两侧的精准匹配面临越来越严峻的挑战，调节资源正变得越来越紧缺。

虚拟电厂通过聚合分布式电源、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。它在电网电力富余时指挥多充电、多储能；在电网紧张时指挥储存的电放出来用，或让一些用电设备暂时少用一点电，从而平衡电网压力，保证供电安全。

二、政策目标与地方实践

国家层面高度重视虚拟电厂发展。2025年，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，这一目标将提升至5000万千瓦以上。

各地也在积极开展试点示范，形成了“一类区域一策略”的格局。山西整合重工业负荷参与调度，上海探索解决城市尖峰用电难题，江苏成功聚合了海量居民空调负荷参与电网响应。企业层面也有不少实践成果，彩弘锦产业集团通过自主研发的“多源异构资源聚合技术”和“智能响应算法”，解决了分布式能源设备通信协议碎片化的难题。该公司的虚拟电厂目前聚合各类资源31.7万kW，秒级响应，响应准确率达98.7%，在重庆、深圳两地的虚拟电厂项目，处于持续稳定盈利状态。

三、商业模式与挑战

参与虚拟电厂调度，主要有三种方式。需求响应补贴是最基础的模式。在用电最紧张的高峰时段，用户按照指令减少用电量，电网或政府会按省下的电量发放补贴。价差套利是利用储能在夜里电价低时充电，在白天电价高时放电，赚取中间的差价。这种模式在电力现货市场完善的地区尤为有效。参与电力市场交易是更高级的模式，把自己聚合起来的“电力资源包”拿到电力市场上去卖，参与调峰、调频、备用等辅助服务市场获取收益。

尽管前景广阔，虚拟电厂大规模商业化仍面临诸多挑战。例如接入复杂性与网络安全，设备品牌、协议各异，集成复杂度较高，同时对大规模泛在接入的网络安全防护提出极高要求。还有市场机制与标准缺失，缺乏统一的行业标准、市场规则和清晰的价格机制，跨部门协调管理亦有待完善；以及收益稳定性问题，电力市场价格波动剧烈，且参与市场交易需承担偏差考核风险，收益模式尚不稳定，影响投资积极性。

尽管面临挑战，虚拟电厂市场前景依然广阔。市场预测，在政策红利持续释放与技术迭代双重驱动下，中国虚拟电厂市场规模将于2025年突破102亿元，并以超40%的年均复合增长率快速扩张，至2030年有望跨越千亿元量级，成为能源数字化转型中最具爆发力的细分赛道之一。