发展现状总览：政策破局与规模化起步的关键转折期

2025 年是虚拟电厂发展的 “政策落地元年”，随着《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357 号）的正式印发，我国虚拟电厂已从 “试点探索” 迈入 “规模化培育” 新阶段，呈现 “政策体系成型、技术架构成熟、市场机制破冰” 三大特征。

（一）政策体系：从 “顶层设计” 到 “落地细则” 的全链条覆盖

国家层面首次明确虚拟电厂的定义内涵 ——“基于电力系统架构，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等需求侧分散资源的电力运行组织模式”，统一了行业认知分歧。同时构建 “三级政策支撑体系”。

国家层：划定 2027 年调节能力达 2000 万千瓦、2030 年达 5000 万千瓦的量化目标，明确虚拟电厂可参与中长期、现货、辅助服务三大市场，并支持节能服务、碳交易等增值业务。

地方层：15 个省份已出台建设运行管理办法，如甘肃针对新能源高渗透特点，制定电动汽车负荷聚合专项政策。

操作层：电力交易中心优化准入流程，全国已有超 200 家虚拟电厂完成市场注册，较 2024 年增长 180%。

（二）技术发展：“云大物移智链边” 技术深度融合

核心技术架构已形成标准化范式，资源聚合能力与调度效率显著提升。

接入规模：单平台最大聚合容量突破 150 万千瓦（上海百万级项目扩容至 116.27 万千瓦），接入资源类型从传统负荷延伸至氢能、生物质能等新型分布式电源。

响应效率：AI 调度算法使响应时延从分钟级压缩至秒级，上海项目实现 2 秒内跨域协同，偏差率控制在 3% 以内。

安全防护：区块链技术实现收益核算与数据溯源全覆盖，烟台项目通过 “区块链 + AI” 系统保障 85% 用户收益透明可查。

（三）市场进展：从 “补贴依赖” 到 “多元盈利” 的转型尝试

打破单一需求响应收益模式，市场化交易占比显著提升。

交易规模：2025 年 1-11 月，全国虚拟电厂参与电力市场交易电量达 860 亿千瓦时，其中现货市场套利收益占比从 2024 年的 12% 升至 35%。

收益结构：形成 “基础电费 + 市场收益 + 政策补贴” 三元结构，烟台市场化项目年收益超 2000 万元，其中现货套利占比达 58%。

区域差异：现货市场试点地区（山东、广东）市场化程度显著高于非试点地区，非试点地区仍以需求响应补贴为主（占比超 70%）。

（四）现存挑战：规模化发展的核心瓶颈

尽管进展显著，仍面临三大制约因素：

标准缺失：仅 2 项国家标准发布，平台建设、入网检测等 12 项关键标准仍在制定中，导致不同区域系统对接困难。

安全风险：聚合资源涉及主体众多，2025 年已发生 3 起小规模数据篡改事件，设备接入认证体系待完善。

商业模式单一：非试点地区仍依赖补贴，增值业务开发不足，70% 的县域虚拟电厂尚未实现盈利。

典型案例深度解析：2025 年三大标杆实践

结合最新落地项目，在原有上海、烟台、南方区域案例基础上，新增甘肃 “陇智源” 项目，覆盖 “超大城市保供、工业市场化、跨区域消纳、新能源高渗透” 四大典型场景。

（一）上海百万级虚拟电厂：超大城市电网的 “应急调节池”（调度响应型升级案例）

1. 2025 年实践升级

   
   

资源扩容：在原有 116.27 万千瓦基础上，新增数据中心算力负荷 20 万千瓦、氢能电解槽可调负荷 8 万千瓦，形成 “负荷 + 电源 + 储能” 混合型资源池。

技术突破：应用数字孪生系统模拟极端天气下的调度效果，2025 年夏季台风期间，提前 72 小时制定负荷削减预案，避免电网拉闸限电。

政策创新：率先试点 “无功响应补贴”，对参与电压调节的用户额外给予 80 元 / 千瓦・年奖励，单次无功调节可降低电网损耗 12%。

2. 核心成效

夏季高峰累计响应 25 次，单次最大调节能力达 116.27 万千瓦，相当于减少 1 台百万千瓦火电机组启停，年节约标煤 50 万吨，应急保供缺口填补率 100%。

（二）甘肃 “陇智源” 虚拟电厂：新能源高渗透区的 “负荷调节器”（新增电动汽车专项案例）

1. 场景背景与政策衔接

甘肃新能源装机达 7572 万千瓦，占比 64%（全国第三），高比例风光出力波动对电网调峰提出迫切需求。项目响应国家 “电动汽车负荷聚合” 政策导向，成为西北首个纯电动汽车虚拟电厂，获省级专项补贴 800 万元。

2. 核心实践逻辑

资源聚合：接入全省 2.3 万辆电动汽车充电桩（含 1.2 万辆 V2G 车型），通过智能有序充电策略，形成 50 万千瓦可调负荷池，占兰州城区高峰负荷的 18%。

调度策略：采用 “风光出力 - 充电负荷” 耦合模型，新能源大发时段（午间光伏高峰）引导 90% 充电桩满功率充电，消纳弃光电量；电网高峰时段（18-22 时）自动削减 60% 充电功率，单次可削峰 30 万千瓦。

收益机制：用户侧实行 “峰谷电价差套利 + 响应补贴” 双激励，单辆车年收益可达 1800 元，运营商通过辅助服务市场获备用容量补贴 120 万元 / 年。

3. 示范价值

使甘肃新能源消纳率提升 3 个百分点，弃风率从 8% 降至 5%，为新疆、青海等新能源富集区提供 “电动汽车 + 电网” 互动范本，计划 2026 年接入分布式光伏后升级为混合型虚拟电厂。

（三）山东烟台数字化虚拟电厂：工业聚集区的 “市场盈利器”（市场交易型深化案例）

1. 2025 年创新实践

   
   

多市场联动：首创 “现货 + 辅助服务 + 碳交易” 三联单模式，2025 年 6 月通过调度绿电制氢，实现碳减排收益 28 万元，较单纯电力交易增收 15%。

负荷精细化管理：开发 “负荷弹性标签系统”，将 39 万千瓦负荷分为 6 类，陶瓷窑炉等 “硬负荷” 参与备用服务，充电桩等 “软负荷” 参与现货套利。

用户激励升级：推出 “收益预支” 服务，工业用户可提前支取 70% 预期收益用于设备改造，某污水处理厂借此完成曝气系统智能化升级，调节能力提升 40%。

2. 盈利数据

2025 年 1-11 月累计收益 2180 万元，其中现货套利 980 万元、辅助服务补贴 720 万元、碳收益 480 万元，用户分润占比 85%，企业平均用电成本降低 18%。

（四）南方区域虚拟电厂：跨域协同的 “生态共同体”（生态协同型拓展案例）

1. 2025 年跨域突破

   
   

资源版图扩容：聚合五省区 120 万千瓦光伏、80 万千瓦储能、10 万辆电动汽车，新增越南海阳风电项目跨境接入，成为首个跨国虚拟电厂试点。

绿电 - 碳市场联动：通过 AI 碳足迹算法实时核算跨省绿电减排量，2025 年上半年对接广东碳市场实现收益 2100 万元，减排量溢价较本地交易高 20%。

标准输出：牵头制定的《虚拟电厂聚合响应技术标准》通过国际电工委员会（IEC）认证，为 “一带一路” 能源互联提供技术范本。

2. 消纳成效

年促进新能源消纳 100 亿千瓦时，云南风电外送能力提升 30%，省间输电损耗从 5% 降至 3.8%。

案例共性启示与发展建议

（一）四大案例的成功要素

资源 - 场景精准匹配：上海聚焦超大城市应急，甘肃瞄准新能源消纳，烟台立足工业市场化，均贴合本地资源禀赋。

技术 - 政策双向驱动：上海的数字孪生、甘肃的有序充电技术均获专项政策支持，政策为技术落地提供试验场景。

收益机制可持续：从 “政府补” 转向 “市场赚”，烟台、南方区域案例市场化收益占比超 60%，具备复制推广条件。

（二）破局发展瓶颈的关键路径

加速标准统一：建议 2026 年前出台《虚拟电厂接入检测标准》《数据安全管理规范》等 8 项关键标准，建立全国统一数据接口。

强化安全防护：推广 “设备认证 + 数据加密 + 行为审计” 三重防护体系，参考烟台区块链技术实现全流程溯源。

丰富商业模式：在非试点地区试点 “虚拟电厂容量电价”，允许运营商通过容量拍卖锁定长期收益，降低补贴依赖。

结语

2025 年的虚拟电厂发展实践表明，政策引导与市场驱动的双重作用已初步显现，上海的应急保供、甘肃的新能源消纳、烟台的市场化盈利等案例，共同勾勒出虚拟电厂的多元应用图景。随着技术迭代与机制完善，虚拟电厂将进一步破解新能源消纳难题、降低用户用能成本，成为新型电力系统中 “源网荷储” 协同的核心纽带，为能源转型注入新质生产力。