截至2025年10月底，我国可再生能源发电装机已突破22亿千瓦，占总装机的六成，其中风电光伏合计装机达到17.3亿千瓦，历史性超过火电装机规模（火电装机15.1亿千瓦）。这一革命性转变在推动能源清洁化的同时，也给电力系统的安全稳定运行带来了全新挑战。新能源的波动性、间歇性和反调峰特性导致系统等效负荷日均曲线的“峡谷”特征日益凸显，午间调峰与晚峰保供压力持续加剧。在此背景下，传统“源随荷动”的调度模式已难以适应高比例新能源接入下的系统运行需求，迫切需要开发新的调节资源以提升系统灵活性与韧性。

　　虚拟电厂（Virtual Power Plant, VPP）作为聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源的新型电力运行组织模式，通过先进信息通信技术与系统集成控制技术，实现海量分散资源的“聚沙成塔”与智能协同，正逐步成为新型电力系统建设中不可或缺的关键组成部分。虚拟电厂也是解决新型电力系统建设面临的“强不确定性、弱可控性”的有效手段，且随着AI等数智化技术的快速迭代，在系统优化方面的作用将会日益凸现。2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号，以下简称《意见》），首次从国家层面系统部署了虚拟电厂发展的目标路径、市场机制和安全标准，明确提出到2027年虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，2030年达到5000万千瓦以上的发展目标。这一重要政策的出台，为虚拟电厂产业化发展与商业化应用提供了制度保障，标志着我国虚拟电厂发展进入快车道。现有研究对虚拟电厂的技术架构与商业模式已有关注，但多集中于局部应用或单一技术维度，缺乏对虚拟电厂赋能新型电力系统的系统性创新路径与整体发展策略的深入探讨。特别是在当前电力市场改革加速推进的背景下，如何通过多维度创新释放虚拟电厂潜能，仍需进一步研究。

　　我国虚拟电厂发展起步于“十三五”时期，目前正处于从“邀约型”向“市场型”过渡的关键阶段。近年来，在政策支持、技术创新与市场驱动多重因素作用下，虚拟电厂呈现快速发展态势。

　　一是政策支持体系不断完善。2025年《意见》的出台，是我国虚拟电厂发展的里程碑，该文件系统部署了18项任务举措，为虚拟电厂高质量发展提供了制度保障。在此之前，上海、山西、江苏、广东等地已先行探索省级虚拟电厂发展路径。特别是成都市发布的《虚拟电厂建设实施方案（2023–2025年）》，提出到2025年可调节能力达130万千瓦以上，达到成都电网最大用电负荷的5%，构建形成以虚拟电厂为主导的新型电力系统。国家与地方政策的协同发力，为虚拟电厂创造了良好的政策环境。

　　二是试点示范多元推进。我国虚拟电厂试点项目已覆盖多个省份，但因资源禀赋和市场条件差异，呈现出不同特点。上海虚拟电厂主要聚合商业楼宇空调资源，参与需求响应、备用和调峰三个交易品种，是国内参与负荷类型最多、填谷负荷比例最高的试点；冀北虚拟电厂主要参与华北调峰辅助服务市场，以促进可再生能源消纳的填谷服务为主，是少有的完全市场化运营模式；山东虚拟电厂则探索参与现货能量、备用和辅助服务市场交易，逐步从政策补贴向市场化过渡。这些试点项目为虚拟电厂规模化发展积累了宝贵经验。

　　三是市场主体日趋活跃。从参与主体来看，已形成涵盖电网企业、发电集团、售电公司及多元化民营企业等多方力量共同参与的格局。电网公司依托网络与调度优势搭建运营平台；发电企业积极转型，整合分布式资源；而如朗新科技等一批民营企业，则凭借其在数字化、智能化领域的敏捷创新和市场灵活性，成为推动技术迭代和商业模式探索的重要力量。截至目前，国网冀北电力公司管理的虚拟电厂已聚合冀北5市和北京市蓄热式电采暖、智慧楼宇等11类可调节资源，总容量35.8万千瓦，最大调节能力20.4万千瓦。各类主体通过技术合作与市场协同，正共同构建一个开放、协同、高效的虚拟电厂产业生态，为新型电力系统建设注入持续动能。

　　尽管我国虚拟电厂发展取得积极进展，但从整体来看，仍面临多重制约因素，亟待突破。

　　一是商业模式单一，盈利性受限。当前我国虚拟电厂收益严重依赖需求响应补偿，参与现货与辅助服务市场仍处于试点阶段。大部分虚拟电厂项目仍停留在“邀约型”阶段，依赖政府或电网公司发布邀约信号，缺乏持续稳定的市场化收益渠道。价格机制不完善导致激励不足，峰谷价差较小，辅助服务市场补偿标准偏低，使得虚拟电厂参与系统调节的边际收益难以覆盖聚合成本。例如，目前国内实行的虚拟电厂项目大多为商业用户的空调系统以及储能、充电站等类型用户，而负荷占比最大的工业用户却少有实施，关键原因在于工业用户生产管理和虚拟电厂需求存在不匹配问题。

　　二是技术标准与聚合能力有待提升。虚拟电厂标准体系尚不健全，涉及平台建设、入网检测、运行调控等部分关键环节存在标准缺项。目前我国仅有《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》和《虚拟电厂管理规范》两项虚拟电厂国家标准，《虚拟电厂技术导则》国家标准仍在起草中，暂无正式发布的行业标准。标准缺失导致不同虚拟电厂平台接口不一，数据协议碎片化，难以实现互联互通和规模化运营。在聚合能力方面，分布式电源、可调节负荷等资源形态多样、运行特性差异大，导致聚合响应效率偏低、协同控制精度有限，难以满足电网精准调度要求。

　　三是市场机制与政策环境不完善。电力市场建设进程不一，特别是在现货市场未正式运行地区，市场结构和规则机制尚不成熟，虚拟电厂参与市场的准入条件、调度运行管理和交易机制不明确。《意见》虽明确虚拟电厂可参与各类市场，但具体实施细则仍有待各地落实。跨省跨区交易机制尚未有效打通，制约了虚拟电厂在更大范围内优化配置资源的能力。此外，虚拟电厂作为新型主体，在注册、计量、结算等环节仍存在诸多障碍，影响其市场化进程。

　　四是安全运行与数据风险。虚拟电厂聚合资源众多，涉及大量用户数据采集和指令控制，面临网络安全、数据泄露、黑客攻击等威胁。一方面，虚拟电厂需要与电网调度系统频繁交互，对通信可靠性和安全性要求极高；另一方面，分布式资源的数据采集真实性、防篡改能力直接关系到虚拟电厂的可信度。在极端天气或系统故障情况下，虚拟电厂的调节稳定性难以保证，可能影响系统安全运行。建立完善的安全防护体系，确保虚拟电厂在网络攻击或系统故障下的快速恢复能力，是当前面临的重要挑战。

　　虚拟电厂的高效运行依赖于一系列关键技术的突破与集成应用。面向新型电力系统需求，虚拟电厂技术创新应重点聚焦以下方向。

　　第一，核心关键技术攻关。一是资源精准监测与预测技术，通过智能量测装置和高级计量架构，实时采集分布式资源运行数据，并基于人工智能算法精准预测发电出力和用电负荷。二是多类型资源优化协调控制策略，研究考虑资源特性、网络约束和市场规则的多目标优化算法，实现海量资源的快速响应和协同控制。三是交易辅助决策技术，开发适用于虚拟电厂的报价策略和风险评估工具，提升其市场竞争力。四是安全稳定运行评估技术，建立虚拟电厂并网安全评价体系，确保其参与系统调节时的可靠性。这些技术的突破将显著提升虚拟电厂的智能化水平和运营效率。

　　第二，数智赋能与平台融合。充分利用“云大物移智链边”等先进数字技术，构建智能量测体系和高速通信网络，提升数据交互效率与可靠性。特别是区块链技术在虚拟电厂中的应用，可通过智能合约和分布式记账机制，确保交易数据的真实性与防篡改，解决多元主体间的信任问题。数字孪生技术可为虚拟电厂构建虚拟运行环境，通过仿真模拟优化控制策略。此外，推动虚拟电厂平台与省级智慧能源平台、调度系统的深度融合，实现数据互通和业务协同，为虚拟电厂参与系统运行提供技术基础。

　　可持续的商业模式是虚拟电厂商业j9跨境服务化运营的关键。虚拟电厂应从单一的需求响应补贴模式，向多元化的市场参与和增值服务拓展，构建完整的商业生态。

　　第一，深化电能量市场参与。《意见》明确提出推动虚拟电厂以资源聚合整体参与电力中长期市场和现货市场交易。虚拟电厂可作为独立售电主体，聚合内部资源参与电能量市场，通过优化内部资源调度，实现峰谷价差收益。在现货市场方面，通过适当拉大现货市场限价区间，形成有效的价格信号，激励虚拟电厂在高峰时段削减负荷、在低谷时段增加需求。具备条件的地区，可探索虚拟电厂参与跨省电力交易，在更大范围内优化资源配置。例如，德国NextKraftwerke公司通过参与欧洲统一电力市场，实现了跨境资源优化配置和价值最大化，为我国虚拟电厂提供了有益借鉴。

　　第二，拓展辅助服务市场空间。随着新能源占比提升，系统对调频、备用等辅助服务的需求急剧增加。虚拟电厂具有响应快速、调节灵活的特点，非常适合提供辅助服务。《意见》要求加快推进辅助服务市场向虚拟电厂开放，并公平设定各类辅助服务品种申报价格上限。虚拟电厂可重点开发快速调频、旋转备用等高效辅助服务品种，通过技术认证和标准制定，证明其提供辅助服务的能力和可靠性。同时，应建立合理的成本分摊机制，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担j9跨境服务”的原则，由所有受益方共同承担辅助服务成本，确保虚拟电厂提供辅助服务的合理收益。

　　第三，开发增值服务业务。除核心电力服务外，虚拟电厂可依托数据资源和技术平台，拓展多元增值服务。一是节能服务，为用户提供能效诊断、节能改造等服务，分享节能收益；二是能源数据分析服务，深入挖掘用户用能数据价值，为各类主体提供决策支持；三是碳资产管理服务，帮助用户监测碳排放，参与碳交易市场；四是电力设备代维护，利用平台监测能力，为用户提供设备预警和运维服务。这些增值服务不仅拓宽了虚拟电厂的收益渠道，也增强了用户黏性，提升了整体竞争力。

　　虚拟电厂的高质量发展需要完善的体制机制保障和多层次协同创新。当前，应重点推进以下三个方面的机制创新。

　　第一，完善市场机制与政策体系。首先，明确虚拟电厂作为新型经营主体的法律地位和市场准入条件，简化注册流程，降低准入门槛。其次，完善市场规则设计，考虑虚拟电厂资源特性，制定适合其参与的交易品种和规则细则。特别是在虚拟电厂发展初期，可结合实际适当放宽准入要求，并根据运行情况逐步优化。再次，建立合理的价格机制和成本分摊机制，确保虚拟电厂能够获得与其贡献相匹配的收益。最后，积极探索绿色金融支持政策，对符合条件的虚拟电厂项目给予低息贷款、信用担保等金融支持，降低其融资成本。

　　第二，推动区域协同与资源聚合。借鉴京津冀能源协同发展经验，探索建设跨区域虚拟电厂，整合不同区域的资源禀赋差异。在负荷中心地区，重点开发可调节负荷资源，提供削峰服务；在新能源富集区，侧重聚合分布式新能源和储能，促进新能源消纳。通过区域协同，可实现更大范围内的资源优化配置。2024年2月，京津冀三地联合印发的《京津冀能源协同发展行动计划》，为区域虚拟电厂建设提供了政策基础。未来，可进一步探索跨区域虚拟电厂的协调机制和市场模式，打破地域壁垒，释放规模效益。

　　第三，促进“源网荷储”一体化协同。将虚拟电厂作为关键纽带，嵌入“园区级”“城市级”等不同规模的“源网荷储”一体化项目中，提升局部区域的自我平衡与协同优化能力。虚拟电厂可通过协调内部资源，实现与配电网的良性互动，缓解局部线路堵塞，提高供电可靠性。在微电网项目中，虚拟电厂技术可实现内部多元资源的优化调度，提高可再生能源自给率。例如，“微电网+虚拟电厂”模式可助力零碳园区建设，通过整合园区的分布式光伏、储能、可调负荷、电动汽车充电桩等分散资源，构建统一可调度单元，实现绿色低碳发展。

　　第一，强化顶层设计与因地制宜结合。建议各省级能源主管部门按照《意见》要求，结合本地区实际制定虚拟电厂发展方案，在发展规模、业务类型、运营模式、技术要求等方面作出差异化安排。负荷集中地区应重点发展可调节负荷聚合型虚拟电厂，新能源富集地区则侧重分布式电源聚合型虚拟电厂。同时，建立健全虚拟电厂建设运行管理机制，统一省内虚拟电厂建设运行管理规范，明确项目建设、接入管理、系统调试、能力检测、上线运行等流程，减少制度性交易成本。

　　第二，加快构建全环节标准体系。标准体系是虚拟电厂规模化发展的技术基础。应加快推动虚拟电厂聚合响应、并网调控、智能计量、数据交互、安全防护等技术标准的立项、编制与发布。对行业急需但标准尚未覆盖的领域，可通过技术指引等政策性文件先行规范。重点推动虚拟电厂接入平台的标准化，解决当前平台接口不一、数据协议碎片化的问题。同时，积极参与国际标准制定，推动中国标准“走出去”，提升我国在虚拟电厂领域的国际话语权。

　　第一，培育多元市场主体与健康业态。虚拟电厂产业链长、参与主体多，应坚持“多元参与”的原则，鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，特别要大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理。明确虚拟电厂运营商、资源所有者、电网企业等各方的权责利关系，营造公平竞争的市场环境。支持虚拟电厂运营商做大做强，培育一批既懂业务又懂服务的专业“聚合商”，推动产业规模化发展。

　　第二，深化电力市场体系建设。虚拟电厂价值实现最终依赖于成熟的电力市场环境。应持续深化电力市场化改革，特别是现货市场和辅助服务市场建设，为虚拟电厂价值实现创造有利条件。一是加快推动现货市场全国覆盖，完善价格形成机制，适当拉大现货市场限价区间；二是全面深化辅助服务市场，开发适应虚拟电厂特点的交易品种，公平设定申报价格上限；三是建立容量市场或稀缺电价机制，确保虚拟电厂获得长期稳定收益；四是推动全国统一电力市场建设，破除跨省跨区交易壁垒，实现调节资源在更大范围的优化配置。

　　第一，鼓励关键技术研发与应用示范。设立虚拟电厂科技专项，支持企业、科研院所联合攻关资源聚合、智慧调控、交易辅助决策等核心技术。推动“揭榜挂帅”等科研组织模式创新，激发创新活力。探索建设国家级虚拟电厂实验平台，为技术测试验证提供支持。开展虚拟电厂应用示范工程，优先在京津冀、长三角、粤港澳大湾区等条件成熟地区部署区域性示范项目，积累运行经验。推动虚拟电厂与新型电力系统试点示范相结合，探索可复制、可推广的商业模式和运维经验。

　　第二，构建安全可靠的运行管理体系。建立健全虚拟电厂涉网安全管理制度，将虚拟电厂纳入电力安全管理体系。虚拟电厂运营商应加强自身安全管理，落实技术监督要求，在相关协议中明确虚拟电厂及各分散资源的安全责任。网络安全方面，严格遵守《电力监控系统安全防护规定》等政策法规，建立完善的网络安全防护体系，实时监测网络流量，防范恶意攻击。数据安全方面，使用满足要求的密码产品，确保数据源头加密和防篡改。同时，加强应急管理，制定应急预案和处置流程，定期开展应急演练，提升故障快速修复能力。

　　虚拟电厂作为聚合分散资源、提升系统灵活性的创新模式，在增强电力保供能力、促进新能源消纳、提升系统运行效率等方面具有重要价值，是构建新型电力系统的关键支撑。随着数字技术与能源技术的深度融合、电力市场体系的日益完善，虚拟电厂将迎来快速发展期。展望未来，虚拟电厂将呈现三大发展趋势：一是技术智能化，人工智能、区块链等新技术将与虚拟电厂深度融合，提升其智能化水平和自主决策能力；二是业务多元化，虚拟电厂将从单一的电力服务向综合能源服务拓展，形成多元盈利模式；三是平台生态化，虚拟电厂将逐步发展为能源领域的平台经济体，聚合多元主体形成共生共赢的产业生态。随着虚拟电厂技术的成熟和市场的完善，虚拟电厂有望从新型电力系统的“重要组成部分”演进为“主导形态之一”，为能源绿色低碳转型和新型能源体系建设提供坚实支撑。