發展現狀總覽：政策破局與規模化起步的關鍵轉折期

2025 年是虛擬電廠發展的 “政策落地元年”，隨著《關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見》（發改能源〔2025〕357 號）的正式印發，我國虛擬電廠已從 “試點探索” 邁入 “規模化培育” 新階段，呈現 “政策體系成型、技術架構成熟、市場機制破冰” 三大特征。

（一）政策體系：從 “頂層設計” 到 “落地細則” 的全鏈條覆蓋

國家層面首次明確虛擬電廠的定義內涵 ——“基于電力系統架構，聚合分布式電源、可調節負荷、儲能等需求側分散資源的電力運行組織模式”，統一了行業認知分歧。同時構建 “三級政策支撐體系”。

國家層：劃定 2027 年調節能力達 2000 萬千瓦、2030 年達 5000 萬千瓦的量化目標，明確虛擬電廠可參與中長期、現貨、輔助服務三大市場，并支持節能服務、碳交易等增值業務。

地方層：15 個省份已出臺建設運行管理辦法，如甘肅針對新能源高滲透特點，制定電動汽車負荷聚合專項政策。

操作層：電力交易中心優化準入流程，全國已有超 200 家虛擬電廠完成市場注冊，較 2024 年增長 180%。

（二）技術發展：“云大物移智鏈邊” 技術深度融合

核心技術架構已形成標準化范式，資源聚合能力與調度效率顯著提升。

接入規模：單平臺最大聚合容量突破 150 萬千瓦（上海百萬級項目擴容至 116.27 萬千瓦），接入資源類型從傳統負荷延伸至氫能、生物質能等新型分布式電源。

響應效率：AI 調度算法使響應時延從分鐘級壓縮至秒級，上海項目實現 2 秒內跨域協同，偏差率控制在 3% 以內。

安全防護：區塊鏈技術實現收益核算與數據溯源全覆蓋，煙臺項目通過 “區塊鏈 + AI” 系統保障 85% 用戶收益透明可查。

（三）市場進展：從 “補貼依賴” 到 “多元盈利” 的轉型嘗試

打破單一需求響應收益模式，市場化交易占比顯著提升。

交易規模：2025 年 1-11 月，全國虛擬電廠參與電力市場交易電量達 860 億千瓦時，其中現貨市場套利收益占比從 2024 年的 12% 升至 35%。

收益結構：形成 “基礎電費 + 市場收益 + 政策補貼” 三元結構，煙臺市場化項目年收益超 2000 萬元，其中現貨套利占比達 58%。

區域差異：現貨市場試點地區（山東、廣東）市場化程度顯著高于非試點地區，非試點地區仍以需求響應補貼為主（占比超 70%）。

（四）現存挑戰：規模化發展的核心瓶頸

盡管進展顯著，仍面臨三大制約因素：

標準缺失：僅 2 項國家標準發布，平臺建設、入網檢測等 12 項關鍵標準仍在制定中，導致不同區域系統對接困難。

安全風險：聚合資源涉及主體眾多，2025 年已發生 3 起小規模數據篡改事件，設備接入認證體系待完善。

商業模式單一：非試點地區仍依賴補貼，增值業務開發不足，70% 的縣域虛擬電廠尚未實現盈利。

典型案例深度解析：2025 年三大標桿實踐

結合最新落地項目，在原有上海、煙臺、南方區域案例基礎上，新增甘肅 “隴智源” 項目，覆蓋 “超大城市保供、工業市場化、跨區域消納、新能源高滲透” 四大典型場景。

（一）上海百萬級虛擬電廠：超大城市電網的 “應急調節池”（調度響應型升級案例）

1. 2025 年實踐升級

   
   

資源擴容：在原有 116.27 萬千瓦基礎上，新增數據中心算力負荷 20 萬千瓦、氫能電解槽可調負荷 8 萬千瓦，形成 “負荷 + 電源 + 儲能” 混合型資源池。

技術突破：應用數字孿生系統模擬極端天氣下的調度效果，2025 年夏季臺風期間，提前 72 小時制定負荷削減預案，避免電網拉閘限電。

政策創新：率先試點 “無功響應補貼”，對參與電壓調節的用戶額外給予 80 元 / 千瓦?年獎勵，單次無功調節可降低電網損耗 12%。

2. 核心成效

夏季高峰累計響應 25 次，單次最大調節能力達 116.27 萬千瓦，相當于減少 1 臺百萬千瓦火電機組啟停，年節約標煤 50 萬噸，應急保供缺口填補率 100%。

（二）甘肅 “隴智源” 虛擬電廠：新能源高滲透區的 “負荷調節器”（新增電動汽車專項案例）

1. 場景背景與政策銜接

甘肅新能源裝機達 7572 萬千瓦，占比 64%（全國第三），高比例風光出力波動對電網調峰提出迫切需求。項目響應國家 “電動汽車負荷聚合” 政策導向，成為西北首個純電動汽車虛擬電廠，獲省級專項補貼 800 萬元。

2. 核心實踐邏輯

資源聚合：接入全省 2.3 萬輛電動汽車充電樁（含 1.2 萬輛 V2G 車型），通過智能有序充電策略，形成 50 萬千瓦可調負荷池，占蘭州城區高峰負荷的 18%。

調度策略：采用 “風光出力 - 充電負荷” 耦合模型，新能源大發時段（午間光伏高峰）引導 90% 充電樁滿功率充電，消納棄光電量；電網高峰時段（18-22 時）自動削減 60% 充電功率，單次可削峰 30 萬千瓦。

收益機制：用戶側實行 “峰谷電價差套利 + 響應補貼” 雙激勵，單輛車年收益可達 1800 元，運營商通過輔助服務市場獲備用容量補貼 120 萬元 / 年。

3. 示范價值

使甘肅新能源消納率提升 3 個百分點，棄風率從 8% 降至 5%，為新疆、青海等新能源富集區提供 “電動汽車 + 電網” 互動范本，計劃 2026 年接入分布式光伏后升級為混合型虛擬電廠。

（三）山東煙臺數字化虛擬電廠：工業聚集區的 “市場盈利器”（市場交易型深化案例）

1. 2025 年創新實踐

   
   

多市場聯動：首創 “現貨 + 輔助服務 + 碳交易” 三聯單模式，2025 年 6 月通過調度綠電制氫，實現碳減排收益 28 萬元，較單純電力交易增收 15%。

負荷精細化管理：開發 “負荷彈性標簽系統”，將 39 萬千瓦負荷分為 6 類，陶瓷窯爐等 “硬負荷” 參與備用服務，充電樁等 “軟負荷” 參與現貨套利。

用戶激勵升級：推出 “收益預支” 服務，工業用戶可提前支取 70% 預期收益用于設備改造，某污水處理廠借此完成曝氣系統智能化升級，調節能力提升 40%。

2. 盈利數據

2025 年 1-11 月累計收益 2180 萬元，其中現貨套利 980 萬元、輔助服務補貼 720 萬元、碳收益 480 萬元，用戶分潤占比 85%，企業平均用電成本降低 18%。

（四）南方區域虛擬電廠：跨域協同的 “生態共同體”（生態協同型拓展案例）

1. 2025 年跨域突破

   
   

資源版圖擴容：聚合五省區 120 萬千瓦光伏、80 萬千瓦儲能、10 萬輛電動汽車，新增越南海陽風電項目跨境接入，成為首個跨國虛擬電廠試點。

綠電 - 碳市場聯動：通過 AI 碳足跡算法實時核算跨省綠電減排量，2025 年上半年對接廣東碳市場實現收益 2100 萬元，減排量溢價較本地交易高 20%。

標準輸出：牽頭制定的《虛擬電廠聚合響應技術標準》通過國際電工委員會（IEC）認證，為 “一帶一路” 能源互聯提供技術范本。

2. 消納成效

年促進新能源消納 100 億千瓦時，云南風電外送能力提升 30%，省間輸電損耗從 5% 降至 3.8%。

案例共性啟示與發展建議

（一）四大案例的成功要素

資源 - 場景精準匹配：上海聚焦超大城市應急，甘肅瞄準新能源消納，煙臺立足工業市場化，均貼合本地資源稟賦。

技術 - 政策雙向驅動：上海的數字孿生、甘肅的有序充電技術均獲專項政策支持，政策為技術落地提供試驗場景。

收益機制可持續：從 “政府補” 轉向 “市場賺”，煙臺、南方區域案例市場化收益占比超 60%，具備復制推廣條件。

（二）破局發展瓶頸的關鍵路徑

加速標準統一：建議 2026 年前出臺《虛擬電廠接入檢測標準》《數據安全管理規范》等 8 項關鍵標準，建立全國統一數據接口。

強化安全防護：推廣 “設備認證 + 數據加密 + 行為審計” 三重防護體系，參考煙臺區塊鏈技術實現全流程溯源。

豐富商業模式：在非試點地區試點 “虛擬電廠容量電價”，允許運營商通過容量拍賣鎖定長期收益，降低補貼依賴。

結語

2025 年的虛擬電廠發展實踐表明，政策引導與市場驅動的雙重作用已初步顯現，上海的應急保供、甘肅的新能源消納、煙臺的市場化盈利等案例，共同勾勒出虛擬電廠的多元應用圖景。隨著技術迭代與機制完善，虛擬電廠將進一步破解新能源消納難題、降低用戶用能成本，成為新型電力系統中 “源網荷儲” 協同的核心紐帶，為能源轉型注入新質生產力。