“虚拟电厂发展指导意见”分析，几个关键点

这里对发改能源【2025】357 号文件《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（以下简称意见）做个简单的分析，总结出几个关键点，供大家参考。

1、虚拟电厂的定义

意见中提到：虚拟电厂是基于电力系统架构、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，作为新型主体参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。

虚拟电厂是电力系统架构的一部分，本质上是一个电源；但它又是一个特殊的电源，具有调节能力的分散资源聚合。

文件里明确了虚拟电厂资源的主要来源，主要是三类：分布式电源、可调节负荷、储能，即集中式电源不能作为虚拟电厂资源。

对于储能和虚拟电厂的关系，个人认为：意见里留下了想象空间，大储、小储、户储是不是都可以作为虚拟电厂的资源，留待各省细则自己确定。

同时，意见对虚拟电厂的定义，阐明了其底层逻辑是“软服务”，而不是原有的新能源“硬投资”，这也是虚拟电厂的创新意义所在。

2、虚拟电厂的作用

按照意见的顺序，依次是：保供、促进新能源消纳、完善电力市场体系。

虚拟电厂最首要的意义，是保证电力供应的安全。这个意义也决定了文件后面提到的虚拟电厂需要提升安全运行水平，参与需求响应等要求，没有系统安全，就没有新能源消纳，更没有电力市场。

其次是促进消纳，也就是虚拟电厂要发挥负荷侧资源的调节能力，实现新能源的各种消纳，比如分布式新能源能否基于虚拟电厂提高就地消纳，或者聚合分布式电源参与电能量交易等。

再次是作为电力市场的“完善“”力量，参与电力市场。既然是完善，说明虚拟电厂其实是“锦上添花”的那朵花，而不是锦。从虚拟电厂的发展目标也能看得出来。

3、虚拟电厂的发展路径

由于每个省、区域的电力系统发展情况不一样，系统平衡能力和安全压力也不一样，电力市场的建设目标自然不一样，所以虚拟电厂在不同的省区发挥的作用也不一样，路径自然不一样。

有集中式性能占比高的省，有分布式消纳压力大的、有负荷较大且存在时段性用电缺口的，自然不能一概而论，没有统一模式，对虚拟电厂运营的能力要求也不一样。

那种建一个平台，辐射全国，开展加盟业务的，所谓“虚拟电厂集团化”模式，基本上没啥可能性。

4、虚拟电厂发展目标

2030 年 5000 万千瓦。根据预测，2030 年我国最大用电负荷大致在 15 亿千瓦，5000 万除以 15 亿，也就是 3%。

基本上虚拟电厂的容量，占最大用电负荷的 3-5%，这是电力系统相对公认的一个占比水平。

所以这也确立了虚拟电厂的定位：“锦上添花”。

看上去 5000 万千瓦很大，但是分配到每个省，比如浙江用电量大致占全国的十分之一，到 2030 年浙江虚拟电厂发电规模约为 500 万千瓦左右。

500 万千瓦是什么体量，以浙江一个较大规模的火电厂——宁波北仑电厂为例，一期2台60万机组，二期3台60万机组，三期3台100万机组，总装机 500 万千瓦。

也就是说，到 2030 年，全省所有虚拟电厂资源加到一块，

约等于一个较大规模的火电厂水平。

假设未来浙江有20家较大规模的虚拟电厂运营商，每家25万千瓦，即 250MW 的可调节能力，对分布式资源聚合来说，已经不小了，但是对整个电力市场来说，每家还抵不过半台火电机组。

所以不要认为虚拟电厂运营商未来在市场里可以呼风唤雨，具备市场定价权，它只是一个完善手段，是价格的接受者，是电力市场的小主体，

约等于股市里的大散户和小机构。

5、接入调用机制

这是整个意见的核心部分之一，涉及到未来虚拟电厂“归谁管”的问题，大原则肯定是归能源主管部门管理，能源监管部门监管。

但实际的交易组织、运行监测、结算清算，具体的业务部门是谁？

这个文件基本清晰了，分三个方向：

参与需求响应的，接入新型电力负荷管理系统（简称负荷系统）

直接参与电力现货市场，辅助服务市场的，接入调度自动化系统 （简称调度系统）

间接参与现货、辅助服务的“部分品种”的，接入新型电力负荷管理系统。

为什么要这么分，其实还是虚拟电厂的双重性决定：一方面它是电厂，理论上可以直接作为电厂接入调度参与交易。但是另一方面它是各类分布式电源、负荷、储能等负荷侧、分散资源的聚合，具有“响应速度低、资源分散、体量较小”的低散小特征，而现有的电力市场、调度自动化乃至调度运行体制都很难适应这种低散小聚合模式，就像用高铁的管理模式去管网约车，是管不起来的。

所以需要一个“网约车资源聚合平台”，类似滴滴、高德。

于是新型电力负荷管理系统则承担了这一职责，同时这也是电网企业内部，调度部门和营销部门的专业分工导致。

此外，由于虚拟电厂首要任务是保供，所以需求响应是保供的重要措施，负荷管理平台是承担需求响应和有序用电管理的主要平台。

6、运营商要求

之前写过一篇文章，详细分析了虚拟电厂运营商的要求。

本次意见里也提到，运营商要具备相应的技术支持系统，具备监测、预测、指令分解执行等交互功能，按照指令进行优化控制。

另外对资源的管理也提出更高的要求：单一资源不能同时被两个及以上的虚拟电厂聚合。比如一个储能装置，不能同时参与调频和日前调峰。

所以虚拟电厂运营商的技术平台，需要进行升级或再造。

虚拟电厂的运营管理能力，不再是“听天由命”，而是必须实打实的建立客户管理、资源管理、分析预测、指令分解等一系列运营能力。

如果不具备这个能力，未来将会被市场所淘汰，参考本文第9部分。

问题是：这些能力建立的资金成本和时间成本很高，而未来 1-3 年的虚拟电厂交易的赢利可能无法支撑能力建立，所以需要构建综合的商业模式，参考本文第8部分。

7、负荷聚合型虚拟电厂和售电是二合一的

文件里明确提出，虚拟电厂在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质。

作为买家（比如负荷聚合商，或者以负荷为主的聚合商），在电能量市场中的身份就是售电公司。此时虚拟电厂的主要意义是优化售电公司或者售电公司之间的交易曲线。

这可能是未来市场中，虚拟电厂运营商最常见一种业态。

8、不要把虚拟电厂参与交易作为唯一盈利目标

文件里在目标、发展等章节都提到，丰富虚拟电厂商业模式，鼓励开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易等综合能源服务。

一方面，上面的服务，和虚拟电厂服务一样，明显是“软服务”，而不是硬件资产的投资建设，这符合虚拟电厂的技术定位。

另一方面，持续丰富商业模式，而不是把所有的盈利机会都压在市场交易。对市场来说，虚拟电厂的“完善”角色，未必能有绝对的盈利机会，而且也不一定直接参与市场。

9、安全可靠，严进严出

虚拟电厂的安全，也包括可靠，分为两个层面，

层面一、确保自身安全和可靠

安全是不出事，可靠就是性能质量有保障，这都是安全生产管理的广义范围。

如果是和调度系统接口的，必须按照“涉网安全管理”要求。

与调度系统或者负荷系统接口的，也都必须满足加密、安全防护和安全监测要求。

除了在接入时进行认证之外，虚拟电厂运营商也需要保证运行期间的信息安全，这需要建立信息运维能力，比如不被黑客入侵，发现数据和安全问题及时处理等。

层面二、保障电力系统安全运行

一方面是虚拟电厂要被纳入电网安全应急的管理体系，在电网发生风险或者事故时，无条件履行社会责任，接受电网统一调度；

另一方面，无论是负荷管理中心，还是电网调度机构，需要掌握虚拟电厂的实际资源情况，也就是虚拟电厂运营商必须具备可靠性管理能力：比如聚合了多少资源，多少用户，具有多少实际可调节能力，这些能力是否发生变化，这些能力是否得到运营体系的保证？

以前虚拟电厂更多是“宽进宽出”，重在参与，结果要求不高，未来虚拟电厂真正参与响应、市场，是“严进严出”，所以文章最后也提到，要培育先进虚拟电厂运营商，形成良好发展氛围。

所以未来并不是接入了系统，注册成为运营商，就可以一劳永逸了，未来的评价和考核机制，也将逐步完善，让有竞争力的运营商发展。

创新不易，一起共勉。