数字储能网讯：随着“双碳”目标深入推进，以新能源为主体的新型电力系统加速构建。风电、光伏等可再生能源装机容量激增，但其固有的不稳定性与波动性对电网安全稳定运行带来巨大挑战。与此同时，分布式电源、可调节负荷及储能等分散资源规模持续扩大，如何实现其高效聚合与协同，已成为电力系统转型的关键。虚拟电厂应运而生，它不直接发电，而是通过信息通信技术与软件系统聚合资源，作为特殊主体参与电力市场与电网运行，是实现源网荷储互动的重要路径。

本报告数据均来源于国家能源局与内蒙古电力交易中心。报告结合国家政策、地方规则及实际装机数据，系统剖析虚拟电厂的市场定位、交易机制、盈利模式、风险与机遇，旨在为市场参与者提供前瞻性策略参考。

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国家政策为虚拟电厂发展锚定方向

2025年3月25日，国家能源局发布了文件《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见(发改能源〔2025〕357号)》，明确虚拟电厂总体定位与发展目标。文件提出：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年达到5000万千瓦以上。该目标基于对新能源发展态势的精准研判，同时确立虚拟电厂在新型电力系统中的四大定位：一是电力平衡的重要参与者；二是电网灵活调节能力的重要提供者；三是分布式电源价值实现的重要载体；四是电力市场创新的重要试验田；为各省区制定实施细则提供了根本遵循。

根据国家能源局发布的《2025年前三季度光伏发展建设情况》及《国家能源局2025年第四季度新闻发布会文字实录》，截至2025年9月，全国可再生能源发电装机容量已接近22亿千瓦，占总装机的59.1%。其中，分布式能源呈现爆发式增长——仅2025年前三季度，全国分布式光伏新增装机就达约1.28亿千瓦，占同期光伏新增总装机的53.33%，累计并网容量约5.08亿千瓦。

庞大的分布式资源，为虚拟电厂达成调节目标提供了坚实基础。对整个电力市场而言，未来3-5年，虚拟电厂市场将持续扩大，交易品种、市场规模与参与主体均有望迎来爆发式增长，成为一条确定性极高的黄金赛道。

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各省市场数据分析与发展趋势预测

分布式光伏主要分为户用与工商业两种类型。国家能源局数据显示，户用光伏在分布式光伏中的占比正逐步下降。2025年前三季度，全国户用光伏新增装机3443.8万千瓦，在分布式光伏新增装机中占比约26.92%；其累计装机占分布式光伏总装机比例为37.91%，较2024年6月的42.6%下降近5个百分点。

这一趋势表明，工商业分布式光伏正成为主流。相比户用光伏，工商业用户通常具备更好的可调节性与更大的单体规模，更适宜虚拟电厂聚合。此外，从已公布的建档立卡项目数据也可看出，工商业分布式光伏正迎来爆发式增长。

政策已明确将分布式电源、可调节负荷、储能等列为虚拟电厂聚合对象。这为市场参与方挖掘资源提供了清晰的“地图”指引。其中，分布式光伏尤其值得关注。国家能源局数据显示，截至2025年9月，江苏（6160.2万千瓦）、山东（5978万千瓦）、浙江（5080万千瓦）、广东（4311.2万千瓦）、河南（4580.1万千瓦）五省的分布式光伏装机总量已超过2.6亿千瓦。这些地区应成为虚拟电厂运营商重点布局和争夺的“战略要地”。

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交易策略构建与风险

随着虚拟电厂进入市场化交易，其既对现有电力市场结构带来影响，也提供了广阔的机遇。首先，分布式光伏近几年均平稳增长，其参与绿电交易、现货市场的潜力巨大。例如浙江已实现分布式光伏聚合参与绿电交易，2024年交易电量超23亿千瓦时。此外，虚拟电厂可将储能与负荷资源捆绑，使其协同参与电能量交易与需求响应交易，从而提升整体收益。

在中长期与现货市场方面，虚拟电厂交易可类比传统电力交易，即以中长期合同锁定基础收益，利用现货市场获取超额利润，并利用需求响应作为高峰时段的超额获利机会。在辅助服务市场，尤其需关注调频辅助服务，因其通常具有更高的单位收益，但对调节性能与技术投入要求也更为严格。

站在电厂侧来看，自身面临以下四个风险或者可以称之为难点：

01 技术难点

系统可靠性、数据精度、响应速度等要求高，需具备较强的技术能力

02 资金流动性风险

履约保函、系统建设与维护成本较高，对于企业来说资金投入门槛较高

03 政策风险

各省区在虚拟电厂准入、交易、结算等方面存在差异，需密切关注地方政策动态

04 市场波动风险

电力市场价格波动较大，虚拟电厂需具备较强的市场预测与风险对冲能力

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实践比较与发展模式对比

1 浙江

上篇文章中提到，浙江已率先推动分布式光伏聚合参与绿电交易，2024年交易电量超过23亿千瓦时，为其他省份提供了可借鉴的范例。虚拟电厂被明确定义为“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”，这意味着其价值必须通过市场交易最终实现，其收益来源也从传统的电量交易扩展至调峰、调频、备用等辅助服务以及需求侧响应，形成多元化的收益渠道。

浙江模式的核心特点是"绿电交易+需求响应"双轮驱动。在绿电交易方面，浙江允许分布式光伏通过虚拟电厂聚合后，以"打包"形式参与市场，解决了单个分布式光伏项目规模小、难以独立交易的问题；在需求响应方面，建立了"日前申报、实时调用、事后结算"的全流程机制，虚拟电厂成为需求响应资源的重要提供者。

特别值得借鉴的是其"分层分区"聚合模式。根据《浙江省虚拟电厂建设与运营指引》，虚拟电厂按照调节能力和响应特性分为A、B、C、D四类，分别对应不同的市场准入条件和交易权限。分类管理既保证了市场的开放性，又确保了调度的有效性。

2 内蒙古

近日，内蒙古电力交易中心发布《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》，提供了省级层面详尽且可操作的虚拟电厂规则体系。内蒙古将虚拟电厂明确划分为负荷型与电源型，并设计了差异化的市场路径，有效提升了政策针对性。其中特别规定，同一运营商在同一时段仅能以一种类型参与市场，虽可能限制运营灵活性，但有助于规范市场秩序，防范跨类型套利行为。

负荷型虚拟电厂采用代理模式参与市场。这与售电公司的业务模式类似，但增加了聚合调度的维度。细则要求运营商明确代理关系，签订代理合同，约定收益分成和考核分摊机制。这种设计既保护了用户的自主选择权，又确保了虚拟电厂调度的有效性。

电源型虚拟电厂采用聚合模式参与市场。值得注意的是，细则第24条规定储能资源须与新能源项目捆绑交易。该强制要求体现了政策导向：通过储能平抑新能源波动，提升虚拟电厂出力的可预测性与可调度性。从技术经济角度分析，捆绑虽会增加初期投资成本，但可显著提升新能源利用小时数与市场收益。

细则第二十五条明确了虚拟电厂参与需求侧响应的申报方式和结算机制。与传统的需求响应不同，虚拟电厂具有"聚合申报、分层控制"的特点。运营商需提前向电力交易机构报备响应分配明细，该明细同时作为调用依据与结算基础。实际操作中，运营商需要根据实时情况调整分配方案，这对技术支持系统提出了更高要求。但从需求响应补偿来看，该模式仍可为运营商带来可观收益。

内蒙古的虚拟电厂入市有着履约保函的要求，规则要求虚拟电厂按0.008元/千瓦时的标准提交履约保函或保险，这是交易方必须计入模型的硬性成本。以申报容量100MW、参与100小时需求响应为例，对应电量价值为1亿千瓦时，履约保函金额达80万元。该机制有效防范了信用风险，但同时也提高了运营商的资金门槛。

此外，规则要求虚拟电厂建立内部风险防控机制，确保交易申报、合同履约等环节规范可追溯。交易方需设立严格的内部合规流程，以避免操作失误并防范市场操纵行为。

规则在技术与系统平衡方面也设有多重约束，尤其需关注以下三项规定：

可靠性规定：系统年可用率≥99%，这意味着全年宕机时间不能超过87.6小时，对系统运维提出严峻考验

响应性规定：响应时间不大于15分钟、调节速率不低于申报能力的3%，持续时间应当大于2小时。这些指标直接决定虚拟电厂能否有效参与现货市场和辅助服务市场（以调节速率为例，一个100兆瓦的虚拟电厂，其每分钟的调节能力必须达到3兆瓦），对聚合资源的响应特性提出了严格要求

数据精准性规定：参与电能量交易偏差率不超过±3%（以每5分钟为一个周期计算）；参与需求侧响应交易偏差率不超过±20%（以每15分钟为一个周期计算）

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结语

虚拟电厂已从概念走向现实，作为连接分布式资源与电力市场的桥梁，正处于规模化爆发的前夕，其支撑作用日益凸显。国家政策已明确发展路径，从技术标准到交易机制，虚拟电厂的完整生态体系正逐步形成。以内蒙古为代表的地区细则为市场提供了清晰的运行规则，技术规范设立了“能力标尺”，而蓬勃发展的分布式能源则为其提供了广阔的资源基础。

对于电力交易员，机遇与挑战并存：虚拟电厂不仅是一个新的交易品种，更是一个需要全新知识和技能的业务领域。

未来竞争将不再局限于“低价”，而是资源优化配置能力、技术系统支撑能力、多市场博弈能力和风险管控能力的综合较量。运营虚拟电厂需深入理解电力系统运行规律，精通市场交易策略，具备强大的资源整合能力，并保持敏锐的政策洞察与风险意识。在市场完全成熟前，若能率先理解规则、构建适合自身的高效运营体系，这样的“先行者”必将占据有利地位，并为我国“双碳”目标的实现贡献重要力量。