“十五五”规划纲要明确提出，要着力构建新型电力系统，全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，优化全国电力流向和跨区域通道布局，加快智能电网建设。随着新型电力系统建设提速，风电、光伏等新能源大规模并网，但其发电出力具有间歇性、波动性，给电网稳定运行带来不小压力。传统电力系统主要依靠大型集中式电厂完成调峰、调频，应对电力供需波动。而新能源高占比场景下，仅靠传统电源已难以平衡电网负荷，这就要求电网侧、用电侧、储能侧同步从“刚性运行”转向“柔性调节”，推动“源网荷储”全环节深度协同互动。面对这一现实缺口，能够聚合分散资源、灵活参与电网调度的虚拟电厂顺势而生，并迅速成为行业关注焦点。它虽非物理层面的常规电厂，却能发挥真实电厂作用，没有集中型的大型机组，却能提供调峰、调频能力，通过数字技术凝聚可调度力量，具有重要价值。

　　什么是虚拟电厂

　　虚拟电厂是数字技术与能源系统融合的产物，本质是基于先进技术构建的智能能源网络聚合平台，也可形象理解为“电力智能管家”或“电源协调管理系统”，其核心功能在于“聚合”与“协调”。它运用多种技术将分布式能源资源聚合，形成可被电网调度的“虚拟”发电资源池。当电网需要支撑时，它可扮演“正电厂”输出功率，新能源电力富余时，也可扮演“负电厂”消纳功率，核心是将海量用电侧资源转化为电网调节资源。

　　发展虚拟电厂是能源转型的必然选择。当前新型电力系统建设，首要难题是化解新能源并网带来的出力波动问题。我国风光资源与用电负荷逆向分布，新能源发电不稳定。传统电网靠火电机组调节，存在响应慢、成本高、不环保问题。虚拟电厂不建设新电源，而是挖掘用户侧调节潜力，为电网提供灵活资源。新能源过剩时消纳电力，用电高峰或出力不足时支撑电网。因此，发展虚拟电厂是构建新型电力系统的关键。

　　虚拟电厂与传统电厂有本质区别，为理解虚拟电厂颠覆性，可将其与传统火电厂对比。在物理形态上，传统火电厂是拥有锅炉、汽轮机、发电机等实体设备、占据大面积土地的集中式发电设施；而虚拟电厂没有实体发电设施，其核心是由软件、算法、通信网络构成的中枢控制IT系统，如同“电力智能管家”。在能量来源上，传统火电厂依赖燃烧煤、气等化石燃料，将化学能转化为电能；虚拟电厂则聚合多种分布式能源，包括分布式发电、储能放电，以及通过需求响应减少的负荷（即“节约的电”）。在能量流动上，传统电厂是单向流动，能量从电厂通过电网输送到用户，用户是被动的消费者；虚拟电厂则实现了双向互动，用户既可以是用电方，也可以是供电方（如光伏、储能），负荷端可动态调整。在功能定位上，传统电厂以单一物理发电为主，主要提供电量和部分调峰、调频服务；虚拟电厂功能多元，侧重于市场参与和聚合响应，既能提供电量，更能提供调峰、调频、备用等多种辅助服务，提升电网灵活性。在灵活性与响应速度上，传统电厂启停时间长达小时级，调节速度相对较慢，灵活性有限；虚拟电厂通过数字技术聚合海量小型资源，可实现秒级到分钟级的快速响应，灵活性极高，能够跨越地理界限进行资源优化。在环保属性上，传统电厂会产生碳排放和污染物，是主要的碳排放源；虚拟电厂聚合的主要是清洁能源和需求侧资源，本身不产生碳排放，属于典型的低碳、零碳技术，有助于消纳更多新能源。在投资建设上，传统电厂投资巨大、建设周期长、选址困难，对环境影响较大；虚拟电厂主要投资于软件平台和通信设备，建设周期短、成本相对较低，对环境友好，能够有效利用现有社会资源。

　　可见，二者的核心区别，就在于虚拟电厂的分布式、灵活性和低碳属性，它通过软件定义能源，实现了对海量、分散资源的智慧调度。

　　虚拟电厂的重要价值与落地进展

　　虚拟电厂是一次能源管理变革，战略意义深远、应用场景广泛。

　　首先，虚拟电厂是支撑国家“双碳”目标、保障能源安全的“压舱石”。在促进新能源消纳方面，新能源发电高峰时段引导负荷消纳，解决“弃风弃光”，提高利用率；在替代化石能源调峰方面，提供快速调峰、调频服务，替代部分化石燃料发电机组功能，减少碳排放。在提升能源效率方面，虚拟电厂通过精细化负荷管理和优化调度，引导科学高效用能，减少能源浪费；在保障能源安全方面，虚拟电厂盘活社会闲置资源，提升电力系统供应保障能力和应对风险的韧性，在关键时期可缓解供电紧张。

　　其次，虚拟电厂是提升电力系统灵活性的调节器。灵活性是新型电力系统的生命线，虚拟电厂整合多种资源为电网提供辅助服务。在削峰填谷方面，虚拟电厂在用电高峰降负荷、低谷增负荷，平滑曲线，降低峰谷差，延缓电网改造投资，提高发电设备利用率；在调频服务方面，虚拟电厂可组织快速响应资源，秒级完成充放电转换，稳定电网频率；在备用服务方面，虚拟电厂将聚合的可调容量作为备用资源，其提供的“热备用”或“冷备用”服务成本低、速度快。

　　再次，虚拟电厂是激发万亿级市场潜力的新引擎，蕴含巨大经济价值，有望拉动数字能源产业发展。在催生新业态方面，虚拟电厂运营涉及多领域，催生专业运营商、技术服务商和解决方案提供商；在创造新价值增长点方面，虚拟电厂将“用电行为”变为“电力资源”，居民和工商业用户可将设备变为“共享资产”，分享市场红利。在市场规模前景方面，多方机构预测，2026年中国虚拟电厂市场规模超百亿元，2030年有望迈入千亿元级别，背后是庞大产业链。

　　最后，虚拟电厂应用场景已渗透到生产生活各方面。对于智慧工业园区，虚拟电厂运营商与园区合作，可调节负荷智能调度，参与电网需求响应，为园区创造收益；对于大型商业综合体与办公楼宇，在夏季用电高峰期间，虚拟电厂通过调高楼宇空调温度，可释放大量电力；对于电动汽车充换电网络，通过V2G技术，虚拟电厂调度电动汽车反向送电、低谷充电，实现与电网互动；对于5G基站与数据中心，虚拟电厂聚合闲置储能设备，在电网紧急时提供电力支撑，实现资源最大化利用。

　　经过政策引导和市场培育，当前虚拟电厂已从概念探讨阶段，迈入规模化试点和商业化探索新阶段，进展显著。

　　一是核心技术体系构建与演进方面进步明显。调度控制与通信技术是虚拟电厂的“大脑”。借助5G、物联网和边缘计算，感知与通信技术可对海量分布式资源进行低时延、高可靠、广覆盖的数据采集和指令下发。利用人工智能和大数据分析，预测与决策技术能精准预测聚合资源，通过AI预测算法优化负荷与价格预测，制定最优报价策略，实现资源价值最大化。在安全与协同技术方面，通过区块链技术保障虚拟电厂内部多主体可信交易和数据安全，先进协同控制算法确保海量异构资源在复杂电网约束下安全高效调度。

　　二是接入容量与市场规模初具规模，形成多元主体并进局面。国家发展改革委、国家能源局《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》提出，2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，2030年达到5000万千瓦以上。从具体实践来看，虚拟电厂接入容量快速攀升。据统计，截至2025年末，全国已建成运营虚拟电厂项目470个，全网经实测最大可调节容量达1685万千瓦，同比增长约70%。按照当前建设节奏，2026年底中国虚拟电厂累计装机容量有望达5000万千瓦，将提前完成设定的2027年达到2000万千瓦以上调节能力。

　　三是地方试点先行积累了一些经验，特别是上海、深圳、山西、山东等地在虚拟电厂领域探索突出。其中，上海作为最早试点城市，聚焦超大城市负荷调节，构建“1+5”管理体系，聚合规模228万千瓦，主打秒级响应与高预测准确率，深挖楼宇、数据中心柔性负荷，形成精细化调控模式。深圳建成全国首个城市级管理中心与云平台，可调能力达130万千瓦，创新“市场收益+财政补贴”模式，商业模式成熟。山西依托全国首个省级电力现货市场，虚拟电厂实现规模化闭环盈利，聚合容量突破300万千瓦，出台全国首份省级专项方案，工业与新能源资源丰富，领跑现货市场驱动模式。山东以高门槛、强激励为特色，作为全国电力市场综合改革试点，建成44家虚拟电厂，聚合容量超500万千瓦，设立全国最高聚合门槛，依托现货市场实现高效资源配置。

　　但虚拟电厂整体仍处于早期“邀约型”阶段，多数需求响应活动由电网公司或政府临时组织邀请用户参与，未形成常态化、市场化运营模式，商业模式、市场机制和技术标准尚在探索，距大规模商业化成熟应用有距离。

　　破解虚拟电厂发展现实瓶颈

　　当前虚拟电厂发展主要受技术、体制机制两大方面制约。技术领域存在诸多突出瓶颈。一是聚合难，可接入虚拟电厂的分布式设备种类多、品牌各异，通信协议和数据接口不统一，数据孤岛现象突出，缺乏国家统一技术标准和通信协议，运营商需投入巨大成本进行协议适配和改造，阻碍资源快速低成本聚合；可调节资源单体体量小、地理位置分散、行为不确定，要对成千上万个资源进行秒级监测、评估和协同控制，对平台算法、算力和通信能力要求高，现有技术在低成本、高效率方面有待提升。二是管控难，用户侧负荷行为受多种因素影响，不确定性强，预测聚合资源响应能力和实际响应量的模型精度和鲁棒性需加强；虚拟电厂通过公共信息网络连接海量用户端设备，易成网络攻击目标，构建网络安全防护体系迫在眉睫。三是测算难，虚拟电厂精准控制和交易结算依赖智能电表系统，但我国智能电表覆盖率和功能水平不能完全满足动态、双向计量需求；虚拟电厂运行涉及大量分布式电源并网和负荷快速调节，可能冲击局部配电网，部分老旧配电网存在运行极限风险。

　　体制机制层面同样存在一些障碍。首先是规则有待进一步完善，我国电力市场尚处于发展阶段，虚拟电厂的市场定位、准入标准、交易及结算规则尚未明确统一，配套实施细则不足，各地政策不一，存在政策壁垒和监管模糊地带。其次是激励不足，目前行业收入多依赖政府需求响应补贴或电网公司邀约补偿，盈利模式单一，缺乏可持续性，亟须打通多元化市场化收益渠道；同时价值传导机制不通畅，虚拟电厂为电网创造巨大价值，但缺乏将价值准确量化并传导给运营商和用户的成熟机制，影响用户参与热情。最后是权责不清，行业监管体系不完善，多头管理与监管缺位问题并存，管理主体与权责边界亟须明确。作为保障新型电力系统灵活稳定运行的重要载体，上述问题严重制约了虚拟电厂规模化、商业化发展。

　　针对现存问题，需从多方协同发力破解发展难题。一是强化顶层设计，健全政策法规与行业标准，明确虚拟电厂法律地位，统一技术规范，打破数据孤岛和技术壁垒，理顺监管权责体系。二是加快电力市场改革，丰富商业模式。优化市场准入，设计适应虚拟电厂的交易规则；建立容量市场，让虚拟电厂聚合能力参与交易；完善价格机制，引导用户参与需求响应。三是强化核心技术攻关与标准统一。加快关键技术突破，推广统一通信协议，降低资源聚合难度与成本。四是加大新型电力基础设施建设。加速智能电表部署，为精准计量和结算提供支撑，升级改造配电网，提升对分布式能源的接纳能力。五是持续开展试点示范，总结提炼可复制的成熟经验，结合各地实际探索多元化发展路径。

　　随着国家政策赋能与经营主体共同发力，虚拟电厂这一“看不见的电厂”将逐步实现规模化普及，持续赋能我国能源绿色低碳转型，筑牢能源安全防线，为美丽中国建设与能源行业高质量发展注入强劲动能。

　　（作者系东南大学电气工程学院电力经济技术研究所所长）

（责编：郑继民）