十五五20万亿新型能源体系下虚拟电厂、需求侧资源聚合与全国统一电力市场建设研究
作者单位：华夏智慧能源研究院
摘要：十五五时期我国20万亿元新型能源体系加速落地，高比例新能源并网带来系统调节缺口持续扩大，传统电源调峰空间逐步收窄，需求侧海量柔性资源具备参与电力平衡的巨大潜力。虚拟电厂作为聚合分布式储能、工商业负荷、充电桩、分布式光伏、微电网等分散资源的智能化运营载体，是激活需求侧灵活性、支撑源网荷储协同的核心抓手；全国统一电力市场则为各类调节资源价值变现、跨区优化配置提供制度平台。本文立足新质生产力理论，梳理虚拟电厂与需求侧聚合在20万亿能源投资大盘中的战略定位，剖析虚拟电厂技术架构、资源聚合模式、市场参与路径，分析当前存在的资源碎片化、计量认证体系不完善、市场准入门槛高、调度协同机制不畅、商业模式不成熟等现实瓶颈。结合华夏智慧能源在工商业虚拟电厂、园区级聚合调度、辅助服务市场参与的产业实践，从技术平台建设、资源整合、市场机制完善、调度协同、政策保障五大维度提出实施路径。研究表明，十五五电力系统正从“源随荷动”向“源荷互动”转型，虚拟电厂与需求侧资源聚合是挖掘系统调节潜力、降低新能源消纳成本、完善新型电力市场体系的关键举措，对保障电力安全稳定运行、释放能源新质生产力具有重要意义。
**关键词：**十五五；20万亿新型能源体系；虚拟电厂；需求侧响应；柔性负荷；全国统一电力市场；源网荷储协同
一、引言
十五五阶段，我国能源转型迈入深水区，风电、光伏成为电力系统主体电源，非化石能源发电量占比突破50%。新能源出力的强波动性、间歇性，使得电力系统对调峰、调频、备用等辅助服务的需求大幅增长。传统煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能的建设周期长、投资成本高，单纯依靠供给侧调节难以适配系统平衡需求。与此同时，我国存在海量分散的可调资源：工商业可中断负荷、中央空调、储能电池、电动汽车充电桩、户用光伏、分布式储能、数据中心柔性负荷等，这些资源单体容量小、分布零散，难以直接参与电网调度与电力市场交易，虚拟电厂通过数字化、智能化技术将其聚合打包，形成可调度、可计量、可交易的等效“电厂”，成为挖掘需求侧灵活性的核心解决方案。
全国统一电力市场建设是十五五能源体制改革的核心任务，现货市场、辅助服务市场、容量市场、绿电市场逐步打通，为虚拟电厂参与调峰调频、需求响应、电力交易提供了价值兑现渠道。20万亿新型能源体系投资中，需求侧智能化改造、虚拟电厂平台建设、电力市场基础设施建设属于新业态与体制改革板块，是电力系统市场化转型的重要支撑。
回顾“十四五”，我国虚拟电厂完成多地试点探索，多地出台需求侧响应政策，辅助服务市场逐步放开，但整体仍处于起步阶段：分散资源缺乏统一的计量、认证、管控标准，聚合主体资质门槛较高；虚拟电厂大多停留在本地需求响应层面，难以参与跨省跨区交易；电网调度与虚拟电厂的指令交互机制不顺畅，资源调用的时效性、精准度不足；大部分项目盈利依赖政府补贴，市场化商业模式尚未闭环；用户侧资源参与调度的激励机制不足，工商业用户、居民用户参与意愿偏低。
进入十五五，电力系统运行逻辑发生根本性转变，供需双向互动成为常态。虚拟电厂不再是单纯的试点概念，而是规模化参与系统调节的市场化主体；需求侧资源从被动用电转变为主动可调的系统资源。本文围绕虚拟电厂运营、需求侧资源聚合、全国统一电力市场适配三大维度展开研究，厘清发展逻辑、识别现实矛盾，结合产业实践给出系统性落地路径，为新型电力系统建设提供理论参考。
二、十五五20万亿投资框架下虚拟电厂与需求侧聚合的战略定位
2.1 在20万亿能源体系中的板块归属
十五五20万亿元新型能源体系分为能源生产、输配电网、储能调节、数字化新业态、市场机制改革五大板块。虚拟电厂平台建设、需求侧智能化改造、电力市场交易系统建设归属于数字化新业态与体制改革板块，是连接物理能源系统与市场化运营的桥梁，投资规模数千亿元，是能源领域数字新质生产力的典型应用场景。
供给侧负责发电，电网负责输电，需求侧通过虚拟电厂释放调节能力，三者与储能协同，共同构成源网荷储一体化运行格局。需求侧灵活性资源的激活，能够有效平抑新能源波动，减少弃风弃光，降低火电调峰压力，延缓电源与电网扩容投资，大幅提升整个能源体系的运行效率。
2.2 虚拟电厂的多重核心价值
第一，系统调节价值。聚合海量分散柔性负荷与储能，提供调峰、调频、备用等辅助服务，弥补新能源高占比下系统调节能力缺口，提升电网安全稳定水平，减少极端天气下电力供需紧张风险。
第二，新能源消纳价值。在新能源大发时段，引导虚拟电厂增加用电功率、消纳富余电力；在用电高峰时段，降低负荷、释放储能放电，实现新能源就地就近消纳，减少特高压通道输送压力。
第三，降本增效价值。替代部分传统调峰电源投资，延缓电网升级改造，降低电力系统整体运行成本；工商业用户通过参与调度获得补偿收益，降低用电成本，提升企业能源管理水平。
第四，市场主体价值。虚拟电厂作为独立市场主体，参与电力现货、辅助服务、绿电交易，打通需求侧资源价值变现通道，激活电力市场竞争活力。
2.3 需求侧柔性资源的分类与定位
十五五可聚合的需求侧资源主要分为四类：
一是工商业可调节负荷：钢铁、化工、数据中心、冷链仓储、中央空调等可短时升降功率的生产负荷，是虚拟电厂核心可调资源；
二是储能类资源：用户侧分布式储能、工商业储能、户用储能，具备充放电双向调节能力；
三是交通柔性资源：电动汽车充电桩、换电站，通过有序充电、V2G车网互动，成为移动可调负荷；
四是分布式发电资源：屋顶光伏、户用光伏、微电网，可自发自用，余电上网，参与电网功率平衡。
这些资源分布在城市、园区、县域、社区，覆盖工业、商业、居民、交通多个场景，是电力系统巨大的隐性调节库容。
2.4 新质生产力视角下的产业变革逻辑
传统电力系统是单向、刚性、集中式的运营模式，调度中心下发指令，电厂被动执行，用户被动用电。虚拟电厂依托能源大模型、物联网、大数据、区块链等数字技术，实现分散资源的统一感知、精准计量、智能调度、可信交易，生产力形态发生本质变革：运营主体从传统电网企业单一管控，转向电网+市场化聚合服务商多元协同；资源调度从人工指令下达，转向AI自主优化决策；价值实现从单一用电成本，转变为用电收益+调度补偿+绿电交易多重收益。虚拟电厂本质是数字技术与能源系统深度融合的产物，是能源领域新质生产力的重要体现。
三、十五五虚拟电厂建设与需求侧资源聚合的核心发展方向
3.1 技术架构：构建分层级虚拟电厂运营平台
十五五虚拟电厂形成“国家—省—市—园区”四级平台架构：国家级平台统筹跨省跨区资源聚合与交易；省级平台负责省内资源调度与市场交易；市级平台整合区域工商业、交通、社区资源；园区级虚拟电厂聚焦工业园区、数据中心、商业综合体，实现内部源荷储协同自治。平台核心功能包括：资源感知、负荷预测、功率优化、指令响应、计量结算、碳核算，依托区块链技术实现数据可信、交易可追溯，保障调度指令执行与收益结算公平公正。
3.2 资源聚合模式：分类整合，规模化打包
针对不同资源类型采取差异化聚合模式：
工业园区虚拟电厂：聚合企业可中断负荷、厂区储能、分布式光伏，参与省内调峰调频；
城市级虚拟电厂：整合商圈中央空调、写字楼储能、充电桩集群，参与电网日调峰；
社区级虚拟电厂：聚合户用储能、家用光伏、电动汽车，开展居民侧需求响应；
跨区域虚拟电厂：整合多个地市分散资源，打包参与跨省电力现货与辅助服务市场。
同时推动虚拟电厂与独立储能、风光电站协同，形成“发电+储能+负荷”的聚合体，提升整体调度稳定性。
3.3 市场参与路径：全面对接全国统一电力市场体系
十五五虚拟电厂将全面参与全国统一电力市场的多个交易品种：
日前现货市场：申报用电曲线，优化购电成本；
日内实时市场：响应电网功率偏差，提供快速调节；
辅助服务市场：提供调峰、一次调频、二次调频、旋转备用；
绿电与绿证市场：采购绿电，为用户提供零碳用电服务；
容量市场：通过长期稳定的调节能力获取容量补偿。
逐步放开跨省跨区交易权限，允许优质虚拟电厂参与省间电力互济，扩大资源调配范围。
3.4 源网荷储协同：虚拟电厂作为电网调度的重要协同主体
电网调度中心将虚拟电厂纳入统一调度体系，下发调节指令，虚拟电厂自主分解到终端用户资源，执行充放电、负荷升降操作。在新能源大发低谷时段，虚拟电厂主动增荷消纳富余电力；用电高峰时段，减荷放电，缓解电网供电压力。通过市场化补偿机制，激励虚拟电厂主动配合电网运行，实现源网荷储全局最优。
3.5 用户侧激励机制：建立多元收益模式
工商业用户参与虚拟电厂，可获得调峰补偿、峰谷电价差收益、绿电优惠；居民用户通过有序充电、储能放电获得补贴收益；聚合服务商通过交易价差、服务费获得盈利。形成“电网让利、用户获益、服务商盈利”的三方共赢格局，提升各方参与积极性。
四、当前虚拟电厂与需求侧资源聚合面临的现实瓶颈与突出矛盾
4.1 需求侧资源碎片化，统一计量与认证体系缺失
我国可调负荷分散在万千企业、居民用户中，单体容量小，大部分用户没有安装精准的智能计量终端，负荷可调潜力难以量化。行业缺乏统一的资源认证标准、可调能力评估标准，电网与聚合主体无法精准掌握用户可调容量、响应时长、响应速度，制约规模化聚合。同时不同地区负荷编码、数据接口不统一，跨区域资源难以整合。
4.2 市场准入门槛偏高，交易机制不完善
部分地区电力市场对虚拟电厂的注册资本、技术资质、安全保障要求严苛，中小聚合服务商难以进入市场。现货市场、辅助服务市场的结算机制、指令响应考核机制尚不健全，虚拟电厂执行调度指令后的收益结算周期长、考核规则严苛，项目盈利不确定性大。跨省跨区交易壁垒尚未完全打破，区域市场分割问题依然存在。
4.3 调度协同机制不畅，指令响应时效性不足
电网调度系统与虚拟电厂平台的数据对接存在壁垒，调度指令下发、虚拟电厂反馈执行状态的时延较大，难以满足调频等快速响应需求。部分地区电网对虚拟电厂的信任度不足，优先调用传统电源，需求侧资源调用优先级偏低，资源调节潜力无法充分释放。
4.4 商业模式不成熟，盈利高度依赖政策补贴
现阶段多数虚拟电厂项目收入主要来自地方政府需求响应补贴，市场化交易收益占比低。工商业用户参与调度会影响生产经营，补偿标准不足以覆盖潜在损失，参与意愿不强；居民用户分散，组织成本高，激励力度不足。单纯依靠服务费难以覆盖平台建设、运维、数据采集成本，项目可持续性不足。
4.5 用户侧安全与数据隐私风险凸显
虚拟电厂需要采集用户用电数据、生产运行数据，存在数据泄露、隐私泄露风险；负荷频繁调节、储能充放电操作，可能影响用户设备安全与生产稳定。行业缺乏数据安全、操作安全的统一规范，聚合主体的安全责任边界不清晰。
4.6 基础设施改造滞后，柔性调节硬件不足
大量老旧工商业园区、老旧小区缺乏智能测控终端、双向计量电表，负荷无法实现远程精准调控；充电桩、储能设备的智能化改造进度缓慢，设备通信协议不兼容，难以接入虚拟电厂平台。硬件基础设施短板，直接限制资源聚合规模。
五、华夏智慧能源虚拟电厂领域产业实践
华夏智慧能源立足十五五电力市场化改革方向，布局园区级、城市级虚拟电厂平台，开展需求侧资源聚合与市场交易实践，探索商业化运营路径。
第一，工业园区虚拟电厂项目落地。在化工、制造、数据中心园区搭建聚合平台，整合企业可中断负荷、厂区储能、分布式光伏，参与当地调峰辅助服务市场，通过负荷动态调节为企业降低用电成本，同时获取电网调峰补偿，实现园区源荷储自治运行。
第二，城市级柔性负荷聚合运营。整合商圈中央空调、商业储能、电动汽车充电桩集群，参与市级需求响应，在夏季用电高峰时段降低负荷压力，探索规模化城市虚拟电厂运营模式。
第三，电力市场交易数字化平台搭建。依托华夏能源互联网平台，对接省级电力交易中心、电网调度系统，实现负荷预测、报价申报、指令响应、收益结算全流程数字化，AI优化购电策略，降低用户用电成本，提升聚合主体交易收益。
第四，V2G车网互动试点探索。联合充电桩运营企业，开展电动汽车有序充电、放电示范，将新能源汽车作为移动储能资源纳入虚拟电厂，挖掘交通领域调节潜力。
实践过程中，深刻感受到行业共性痛点：资源认证标准不统一、市场交易机制不完善、用户参与激励不足、跨主体数据协同壁垒明显，都是全行业亟待破解的难题。
六、十五五时期推动虚拟电厂与需求侧资源聚合高质量发展的实施路径
6.1 加快完善计量认证体系，推进资源标准化整合
国家层面出台需求侧可调资源统一认证、计量、评估标准，强制工商业用户安装智能双向计量终端，建立全国统一的可调资源数据库。统一数据接口、通信协议，打破区域数据壁垒，为跨区域资源聚合奠定基础。对用户可调容量、响应时长、响应速度进行分级认证，差异化参与市场交易。
6.2 降低市场准入门槛，完善全国统一电力市场交易机制
简化虚拟电厂市场准入资质，区分聚合容量设置差异化准入条件，扶持中小创新型聚合服务商发展。完善现货市场、辅助服务市场结算规则，优化指令考核机制，缩短收益结算周期。加快省间市场融合，打通跨省跨区交易通道，允许虚拟电厂参与大范围电力资源优化配置。建立绿电、调峰、调频品种的联动交易机制，拓宽收益渠道。
6.3 理顺电网与虚拟电厂调度协同机制，提升资源调用优先级
建立电网调度中心与虚拟电厂的实时数据交互通道，实现调度指令秒级下达、执行状态实时反馈。明确虚拟电厂在调峰、备用方面的调用优先级，在新能源消纳困难、用电高峰时段优先调用需求侧资源。构建“调度中心—虚拟电厂聚合商—终端用户”三级指令传导体系，保障调节动作精准落地。
6.4 创新多元商业模式，构建市场化盈利闭环
推广“基础服务费+交易收益+调峰补偿+碳收益”的多元盈利模式。对高耗能企业给予绿电采购优惠、碳减排抵扣，激励企业主动参与负荷调节；针对居民用户推出电价折扣、充电补贴，提升参与意愿。鼓励虚拟电厂与风光电站签订长期绿电协议，打包零碳电力产品，为高耗能企业提供低碳用电解决方案，拓展增值服务收益。
6.5 健全数据安全与安全管控体系，明确权责边界
出台能源数据安全管理规范，明确聚合商的数据采集、使用权限，保障用户商业数据、个人隐私安全。制定虚拟电厂负荷调节安全操作规范，明确设备安全责任，避免因调度操作影响用户正常生产生活。建立安全应急处置机制，防范大规模负荷调节引发的电网波动风险。
6.6 加快用户侧智能化基础设施改造，补齐硬件短板
加大财政资金对老旧园区、社区智能电表、测控终端改造的支持力度，推动工商业储能、充电桩智能化升级。统筹电网企业、聚合服务商、用户三方出资，推进终端硬件升级，提升需求侧资源的远程调控能力。推动微电网、分布式储能在县域、乡村普及，扩大农村地区可调资源规模。
6.7 强化政策引导，培育多元化市场主体
鼓励电网企业、能源服务公司、互联网企业、产业园区成立虚拟电厂运营主体，形成多元竞争格局。地方政府出台阶段性补贴政策，扶持项目初期落地，逐步从补贴驱动转向市场化驱动。建立虚拟电厂产业园区，培育上下游软硬件配套企业，完善产业生态。
七、结论
十五五20万亿元新型能源体系建设，推动我国电力系统从传统“源随荷动”的刚性模式，加速转向“源荷互动、供需双向”的柔性新模式。虚拟电厂作为聚合需求侧海量分散柔性资源的智能化载体，是挖掘系统调节潜力、提升新能源消纳水平、完善全国统一电力市场的关键抓手，也是能源领域数字新质生产力的重要落地场景。
当前我国虚拟电厂产业仍处于规模化起步阶段，面临资源碎片化、市场机制不完善、调度协同不畅、商业模式不成熟、基础设施短板等多重挑战。产业发展不能停留在试点示范，必须加快构建统一的计量认证体系，放开电力市场准入，理顺调度协同机制，创新市场化盈利模式，补齐用户侧智能化硬件短板。
华夏智慧能源等市场化聚合服务商，将持续深耕园区级、城市级虚拟电厂运营，探索源网荷储协同的可行路径。在国家体制改革、市场机制完善、技术持续迭代的背景下，虚拟电厂将逐步成为电力系统调节的重要力量，有效支撑高比例新能源并网运行，降低电力系统运行成本，保障国家电力安全，为中国式现代化绿色低碳发展提供坚实支撑。
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