关于虚拟电厂的国家级专题政策算是正式出来了——国家发改委和国家能源局联合发布《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“357号文”）。

在其发布日2025年4月8日之前，中国尚未发布过专门针对虚拟电厂的国家级政策文件。然而，虚拟电厂的概念和发展已经在多项政策中被提及，并逐步纳入新型电力系统建设的框架，我们简单看一下政策演变脉络。

一、虚拟电厂政策发展脉络

2015年的《关于促进智能电网发展的指导意见》提出了依托虚拟电厂等领域进行商业模式创新，算是初步探索虚拟电厂的概念。

2016年的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》强调逐步培育虚拟电厂、负荷集成商等新型市场主体，为虚拟电厂的发展奠定了基础。

地方性的政策也有一些，2021年广州市的《虚拟电厂实施细则》将虚拟电厂作为社会用电管理的重要手段，引导用户参与电网运行调节。2022年的山西省《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，明确了虚拟电厂的类型、入市流程、技术规范和运营模式，为地方实践提供了详细指导。

《电力辅助服务管理办法》（2021年）明确了虚拟电厂在辅助服务市场中的作用，允许用户通过虚拟电厂参与相关服务。

2022年的《“十四五”现代能源体系规划》强调加强需求侧响应能力建设，首次在国家级能源规划中提出需求侧响应能力的量化目标，并明确推进虚拟电厂建设。

《电力需求侧管理办法》（2023年版）支持通过负荷聚合商或虚拟电厂形式参与需求响应，创新用电服务模式。

同样的，我们也要关注每个政策的开头，357号文的开头虽然没有给出具体的前序政策，但提到的建设背景依然关键：

随着新型电力系统建设和电力市场建设的加快推进，虚拟电厂的发展条件日益成熟、作用日益显著、需求日益增长。

《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027 年）》是为去年的重磅政策之一。

而电力市场发生了什么？

除了各省市现货市场的进一步转正，大家肯定都知道新能源全面上网参与电力市场的136号文。

136号文带来了两个个问题，而它们刚好可以用虚拟电厂来解决，一是高比例新能源对电网安全造成的冲击，需要平衡新能源的波动性、间歇性，二是分布式新能源（光伏、风电、储能、充电）的高比例接入，一来要进行“四可”级别的管理，二来要聚合交易，统一入市。

有一个被大多数人忽略的政策，去年12月发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出：

到 2027 年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。通过调节能力的建设优化，支撑2025—2027 年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。

这里面重要的一个概念就是“调节资源”，其主要包括火电、抽水蓄能、新型储能、负荷侧（分布式新能源）等各类可以灵活调节的资源。

电源侧有了火电（及储能），电网侧有了抽水蓄能和新型储能，那么用户侧就势必需要建立有调节能力的分布式新能源和可调负荷资源池。

二、定义及政策目标分析

为什么要推出虚拟电厂的这个政策？每个人的看法肯定都不尽相同，并且要结合自身的情况。

在笔者看来，原因主要就是双碳目标和能源转型的必然要求（新能源转型），新型电力系统建设的重要环节（新能源供需），以及承载新能源进入电力市场的核心主体（新能源交易），当然还有一点很重要——配电网不够强大。

让我们回到357号文对虚拟电厂的定义：

虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。

注意，虚拟电厂是一种组织模式，不是电厂，不是系统，不是产品，是一种用聚合方式解决供需平衡的模式，通过什么方式呢？

虚拟电厂的功能定位也进一步明确：

虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。

简单来说就是三个方面来解决供需平衡：参与电力市场，辅助服务，需求响应来实现。

目的是解决供需平衡，实现电力资源的优化配置，保证电力系统的安全稳定运行，方式和手段就是“聚合”。

我们再来看看357号文的目标：

到 2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到 2000万千瓦以上。到 2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到 5000万千瓦以上。

根据中国电力企业联合会的数据，2023年全国统调最高用电负荷为 13.4亿千瓦，2024年这一数值增加了 1.1亿千瓦，达到 14.5亿千瓦，创历史新高。2025年全国统调最高用电负荷预计为15.5亿千瓦左右（若2025年夏季全国平均气温偏低于2024年同期，则最高用电负荷在15.2亿千瓦左右，若夏季气温再创历年新高，则最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦左右）。

我们简单计算一下，在调节能力占比方面，2027年目标（2000万千瓦）相当于2025年最高负荷（15.5亿千瓦）的约 1.3%，2030年目标（5000万千瓦）占比提升至 3.2%。对比德国、美国等国家（虚拟电厂调节能力普遍占最高负荷的3%-5%），中国目标仍处于追赶阶段。

落实到实际的调节需求，2024年夏季电力缺口数据显示，广东、浙江等省份单日最大缺口超过 1000万千瓦，需依赖跨省调度和需求侧响应。若2030年虚拟电厂调节能力达5000万千瓦，理论上可覆盖全国约 80% 的省级单日最大缺口，当然，实际情况肯定比这个要复杂。

三、“聚合”的政策意义与挑战

总的来看，笔者认为357号文是重磅而又积极的政策。

笔者在之前的文章“储能与电网终有一战”中写道：集中式手段无法解决分布式问题。电网既不为新能源，也不为储能设计，它是时代产物，是集中力量办大事，提高效率的典型代表。

但随着新能源的进一步发展，更多的还是要关注到本质——即谁在用电。

从需求出发，建设分布式新能源，除了没有大规模，高成本的远距离传输，还在一定程度上建立了用户侧的灵活调节能力。

集中式手段也许确实无法解决分布式的问题，也不必靠它来解决所有的问题，但虚拟电厂的“聚合式”手段可能真的可以。

当然，我们肯定不能说这个政策一发布，所有的问题就都解决了，我们面临的挑战和问题都还很多。

比如，技术整合难度，你想想需要协调的分布式光伏（2025年装机超7亿千瓦）、电动汽车（2025年保有量超4000万辆）、工商业储能等异构资源，对通信协议和调度算法会有多高的要求。

又比如，当前辅助服务市场补偿标准约 0.3-0.8元/千瓦时，低于用户侧参与成本（工商业中断生产损失普遍超 2元/千瓦时），用户不配合怎么办。

这些问题都对应到虚拟电厂运营商的核心业务所构建的商业模式是否能够成立，我们看到了357号文所作的努力：

希望持续丰富虚拟电厂商业模式。除了公平参与各类电力市场或需求响应，获取相应收益。还鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。

咦？我记得几年前在售电公司那儿你也是这么说的。

但这次，也许真的不一样。

之后我们会进行虚拟电厂的专题深度研究，比如商业模式有哪些，具体到广东的虚拟电厂细则如何，为什么要鼓励民营企业参与建设虚拟电厂，虚拟电厂能否取代隔墙售电和绿电直供等等，欢迎关注和讨论，我们一起出发。

【转自公众号：本末电碳】