在位于广东省深圳市的福田中心区，5栋写字楼的水冷中央空调在统一调度下悄然上调了出水温度。楼内埋头工作的人们几乎毫无察觉，室温变化被精准控制在0.6℃以内。就在这“无感”的十几分钟里，2.1万千瓦时的电力被削减，大大缓解了电网压力。
“作为虚拟电厂的运营商，我们在这次需求响应中获得了5.88万元的响应补贴。”深圳恒实盛景科技有限责任公司（以下简称“恒实盛景”）常务副总经理宋子鑫说。
这是虚拟电厂最典型的运行场景，没有厂房、不烧煤、不排烟，却像一个真正的发电厂一样，为电网运行“削峰填谷”。
国家发展改革委、国家能源局日前发布的《新型能源体系建设“十五五”规划》提出，构建灵活弹性的电力负荷生态，加快推进虚拟电厂规模化发展，2030年虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。
国家能源局数据显示，截至2025年底，全国虚拟电厂项目已达470个，经测试的最大调节能力达到1685万千瓦，同比增长约70%。
作为电力系统的新业态、新模式，虚拟电厂进入快速发展期。然而，记者在调研中发现，由于用户参与不积极、技术标准不统一、市场规则不完善等问题，虚拟电厂的实际可调用能力仅能达到最大调节能力的20%—30%。两者之间的差距，日渐制约着虚拟电厂的发展。
发展势头日渐强劲
随着新能源技术的发展，其间歇性、随机性、波动性给电力系统的安全稳定调度带来巨大挑战。为此，国外学者提出一种设想，即通过现代信息通信和系统集成控制等技术，将分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源聚合起来，在协同控制下，让这些分散资源像传统发电厂一样可以灵活调度，以此提高能源供给调配的效率和电网负荷响应的精准性。
在此背景下，1997年，英国经济学家西蒙·阿韦布赫首次提出“虚拟电厂”的概念。如今，许多国家把虚拟电厂作为电力系统建设中必不可少的一类新型资源纳入规划和运行决策。2016年，虚拟电厂被引入我国新型能源体系框架。
“虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂，而是一个线上平台。”重庆大学电气工程学院教授方斯顿介绍，与传统意义上的发电厂不同，虚拟电厂本身不生产电，更像是电的“搬运工”。之所以将其称为“电厂”，是因为运营商能将分布式资源整合起来，既可以打包资源向电网供电，也可以在电网电力冗余时消纳电力。
目前，参与虚拟电厂的运营主体既有电网侧企业，也有市场化服务公司。不同主体发挥各自所长，共同推动虚拟电厂发展。
2025年3月，国家发展改革委和国家能源局联合印发首个针对虚拟电厂的国家层面专项政策《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，要求各地结合实际制定虚拟电厂发展方案，加快培育虚拟电厂主体；明确到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。
深圳这座自带创新基因的城市，在虚拟电厂建设的探索中走在了全国前列。2022年8月，中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）联合深圳市政府打造全国首家虚拟电厂管理中心；2026年初，全国首个以社区为载体的“虚拟电厂小镇”示范工程在深圳宝安区正式投运。
深圳虚拟电厂管理中心管理经理李江南介绍，虚拟电厂小镇现已整合分布式光伏、工商业储能、智能充电桩和经过数字化改造的用户侧可调节负荷，覆盖“源、网、荷、储”全要素。目前，小镇一期工程已经完工投运，预计2027年三期全部完工后，每年可发出绿电超6000万千瓦时，年营收将超亿元。
作为被聚合的参与主体，虚拟电厂的用户可以是企业、园区，也可以是居民个人。车网互动（V2G）就是居民参与虚拟电厂的关键技术之一。通过该技术，新能源车车主能够在电价高峰时将汽车电池中存储的电反向卖给电网，并通过虚拟电厂运营商的统一调度赚取峰谷差价。
2025年夏季，全国首张居民个人V2G结算单在广州诞生。随后，全国范围内的V2G探索广泛铺开。2026年7月1日，武汉私人车位家用充电桩V2G反向售电试点正式上线。
近年来，在一系列的政策支持下，我国虚拟电厂的建设规模不断扩大，工程应用场景快速拓展。数据显示，2025年，我国虚拟电厂市场规模已突破百亿元。截至2026年初，全国已有15个省份发布虚拟电厂参与电力市场实施细则，12个省出台电力中长期交易配套政策。蓬勃发展的虚拟电厂正在点亮全国版图。
实际调用能力未达预期
虚拟电厂本质上是把分散的资源聚合起来，再打包卖给需要的人。但在实际调用资源时，用户响应意愿却成了虚拟电厂参与交易的最大变数之一。
对于虚拟电厂而言，最大调节能力仅是理论上的“纸面实力”，真正投入“实战”还要看实际可调用能力。数据显示，深圳虚拟电厂管理平台接入容量规模已达510万千瓦，而实时可调负荷约140万千瓦。李江南介绍，尽管深圳各家虚拟电厂运营商接入的资源类型丰富，但实际可调用能力仅为接入容量的30%左右。
深圳市和光智慧能源科技有限公司（以下简称“和光智慧”）是深圳虚拟电厂小镇的运营商。和光智慧董事长黄子奇介绍，公司盘活了社区村集体30多万平方米可利用的屋顶和闲置空地，仅一期样板工程光伏施工面积就达2.1万平方米，投放储能设备18个、充电桩45个、构网型光储充放一体站1座。当电网需要支撑时，这些由公司投资持有的基础设施实际可调用能力达100%。这也是小镇内参与电网调度的核心主力。
“自己的资产好管，别人的资源难调。”黄子奇告诉记者，这其实是行业普遍面临的痛点——分散的用户侧负荷资源涉及众多独立用能主体，想在关键时刻统一调度，需要将产权方、用能企业、资产投资方、电网调度乃至地方政府节能降碳要求等多元需求通盘纳入调度策略设计，“只有兼顾所有参与方的利益，后期调度时各方才愿意主动配合，实现资源可控可调”。
电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞认为，虚拟电厂理论最大调节能力与实际可调用能力存在差距，是多重因素共同作用的结果。
“在实际调度场景中，虚拟电厂的调度能力受用户生产需求、天气环境情况、用户参与意愿、电力市场价格信号等多种因素影响，虚拟电厂聚合的各类资源往往无法同时发挥最大调节能力，最终导致两者存在差距。”凡鹏飞说。
“虚拟电厂调用资源时，还要面临‘一户一策略、一地区一方案’的差异化难题。”南方电网科学研究院用电计量所研究员曹望璋介绍，由于每个用户、每个地区的用电习惯和设备条件都不一样，因此需要个性化定制调度方案。很多运营商的技术积累和资金实力有限，有的聚合控制平台不够成熟，有的缺乏智能化的优化决策工具，因此管理成本高、响应能力有限，进一步扩大了理论调节能力与实际可调用能力之间的差距。
随着虚拟电厂发展驶入快车道，行业逐渐意识到，聚合资源只是第一步。真正要解决的，是如何让这些资源“活”起来。
AI等新技术日趋成熟，成为提升虚拟电厂可调用能力的关键变量。黄子奇告诉记者，和光智慧已经开始探索依托智慧能源管理平台，通过AI算法实现对用户侧负荷的动态预测、分类管控与智能优化。
“AI等相关技术降低了技术门槛，使更多中小主体有能力、有底气参与市场竞争。”曹望璋认为，AI或将是虚拟电厂运营破局的关键点之一。通过精准的负荷预测和报价决策，运营商可以在现货市场中捕捉价差收益，将虚拟电厂从“被动响应”推向“主动交易”。
技术标准尚不统一
虚拟电厂聚合的存量资源类型众多，由于各种设备来自不同厂商、年代各异，面临通信协议等技术标准不统一、难以通过指令调度协同运行等难题。
“增强虚拟电厂的实际可调用能力，重点不是去做‘增量’，而是盘活海量的存量资源。”方斯顿道出了这一关键问题。
凡鹏飞认为，虚拟电厂可以通过数字化技术聚合海量分散的分布式资源，这一做法的一个显著优势就是低成本。虚拟电厂最理想的发展路径不是大量投入资金去新建发电设施，而是要想办法打破已有设备容量小、分布散、无法参与电网调度的局限，从而降低投资成本。
“运营商应充分挖掘各类负荷资源的可调用能力，通过加装低成本通信、计量与控制模块，推进存量设备的数字化、智能化升级，将潜在资源转化为可远程精准调控的有效资源。”凡鹏飞说。
然而对虚拟电厂运营商来说，盘活这部分存量资源并不容易。
黄子奇告诉记者，公司在前期投入了大量研发与技术调试成本，攻克数据格式统一、通信频次适配、安全加密传输等多项技术细节，才实现了从设备数据采集到平台整合再到调度对接的全链条互通。
“存量设备往往在前期终端改造环节投入较大，因此许多运营商对盘活资源望而却步。”曹望璋认为，宜制定轻量级、开放式的指导性标准，明确数据项等基本交互要求，通过网关一类终端适配存量设备接口，降低设备接入成本。
今年2月，曹望璋参与编制的《虚拟电厂技术导则》正式发布，填补了虚拟电厂全流程技术规范的空白。该导则将于9月1日起正式实施，成为虚拟电厂相关技术标准从碎片化走向系统化的关键一步。
“虚拟电厂的标准体系还需持续完善，市场交易、能力评估等关键环节的标准也要加快编制落地实施。”凡鹏飞认为，在此基础上，还要建立完善的虚拟电厂调节能力评估体系，提升虚拟电厂对聚合分布式资源的实时监测与动态调控水平。
此外，业内有关专家还提出，建立健全虚拟电厂的技术标准，一方面要强化技术标准编制的质量管控与工程适配，另一方面还要强化软硬件产品的标准化应用，推动与国际标准的对接或引领，逐步让虚拟电厂软硬件产品走进国际市场。
为进一步推动虚拟电厂学术界和产业界达成共识，多家有关单位先后在中国能源研究会、中国电机工程学会联合成立了“虚拟电厂专业委员会”和“新型电力负荷与虚拟电厂专业委员会”，共同探索虚拟电厂的可持续发展路径。
市场机制亟待完善
记者在采访中了解到，在当前的虚拟电厂运营中，“需求响应补贴占收益大头”是普遍现状。
“尽管虚拟电厂的经营主体地位基本得到认可，但其想要靠市场盈利依然困难。”方斯顿分析，运营模式单一、跨省交易存在壁垒是主要原因。
宋子鑫告诉记者，公司在福田中心区获得的一次响应收益中，需求响应补贴的5.88万元占了86%，蓄冷价差套利仅占14%。
近年来，恒实盛景陆续将近万台空调主机接入平台，覆盖上百栋楼宇，业务拓展至广东、湖南、上海等多地。“在广东地区，夏季空调需求响应补贴是我们盈利的基本盘，全年超半数收益都靠这部分。”宋子鑫坦言，空调负荷夏旺冬淡、春秋调节空间萎缩是行业的共性痛点。
目前，运营商大多通过需求响应获取收益，商业模式较为单一。宋子鑫坦言，行业规模化发展还需要政策层面的支持。比如拓宽多元收益渠道，需打通虚拟电厂与碳资产、绿电交易联动机制，把负荷调节能量转化为额外收益，进一步降低虚拟电厂对短期削峰补贴的依赖。
“推进虚拟电厂规模化发展的关键在于市场机制的完善。”方斯顿告诉记者，各地在虚拟电厂的准入机制、调度规则、结算标准等方面都有自己的一套体系，政策也各不相同。
为下好“全国一盘棋”，今年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确到2030年基本建成，到2035年全面建成全国统一电力市场体系的目标。
“这份文件提出要有序推动新型经营主体参与电力市场，其中特别明确在确保安全前提下，推动虚拟电厂等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。”凡鹏飞说。
6月18日，全国统一电力市场体系建设取得一项标志性成果——全国首笔输电权市场化交易成功达成，安徽通过市场交易获得了“云霄直流”的使用权，利用国家电网到南方电网的送电通道，将超过2100万度电量送到广东，填补了跨区送电通道市场化分配的空白。
在这笔交易中，安徽省的亳州益源电力有限责任公司的虚拟电厂也参与其中，贡献了3.86万度绿电。这为虚拟电厂开辟了跨省盈利的新赛道，也证明了虚拟电厂在全国统一电力市场中发挥作用的潜力。
按照有关政策规划，“十五五”期间，虚拟电厂仍有3000多万千瓦的需求侧能力亟待挖掘和建设。目前，上海、深圳等地都出台了虚拟电厂建设成本补偿机制，鼓励更多社会资本加大投入。
从政策框架到地方实践，从标准建设到技术更新，虚拟电厂的“四梁八柱”正在搭建。这个“看不见的电厂”的产业生态，正在全国范围内加速构建起来。
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