发改委定调！虚拟电厂纳入电力中长期交易， “万亿调节蛋糕”怎么分？

        9月2日，国家发展改革委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》。其中提到虚拟电厂等新型经营主体可根据国家有关规定聚合各类资源（含电力用户、储能、电动汽车充电设施、分布式电源等），形成聚合单元参与电力交易。

 

国家发改委将虚拟电厂纳入电力中长期市场的政策，不仅明确了虚拟电厂的市场主体地位，更通过聚合分布式资源、储能、电动汽车充电设施等，为构建新型电力系统提供了关键支撑。

 

根据《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，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。

 

一 纳入电力中长期市场意味着什么？

 

虚拟电厂并非物理电厂，而是通过信息通信技术与智能控制技术，聚合分散的用户侧资源（如工商业可调节负荷、居民光伏、储能、充电桩），形成具备 “发电 - 用电” 双向调节能力的虚拟聚合单元，此次纳入中长期市场，首次以政策形式明确其三大核心定位。

 

作为交易主体，虚拟电厂可与发电企业、售电公司平等参与数年、年度、月度及月内电能量交易，通过签订中长期合约锁定基础收益，结合现货市场灵活调整，破解分散资源 “交易门槛高、议价能力弱” 的痛点。

 

作为调节主体，其在放电时段按发电企业身份提供电力，充电时段按用户身份消纳电力，例如独立储能通过 “峰谷套利”（低谷充电、高峰放电）实现收益，安徽现货市场试点中此类模式已实现单项目年收益超 200 万元。

 

作为服务主体，虚拟电厂可承接电网调峰、备用等辅助服务，上海 2025 年夏季负荷高峰时，虚拟电厂聚合 49 家运营商资源，以传统调峰成本 1/10 的价格缓解电网压力，验证了其 “低成本调节” 优势。

 

传统电力市场以 “发电侧为主导”，供需调节依赖火电调峰，虚拟电厂的加入推动市场向 “源荷双向互动” 转型，带来三重结构性变革。

 

在主体多元化方面，打破 “发电企业 - 电网 - 用户” 线性链条，新增虚拟电厂、负荷聚合商等主体，广东市场中已有超 50 家虚拟电厂运营商注册，其中民营企业占比达 60%，激发市场竞争活力。

 

在价格机制优化方面，通过灵活响应电价信号（如峰谷价差、需求响应补偿），引导用户侧资源 “错峰用电”，江苏试点中居民用户通过 “谷充峰放” 储能，年节省电费超 2000 元，同时推动峰谷价差进一步拉大，倒逼传统电源优化发电曲线。

 

在资源配置高效化方面，解决分布式资源 “碎片化” 问题，例如青岛万强智慧能源通过聚合 1.2 万座基站蓄电池，形成 5.08 万千瓦调节能力，相当于新建一座小型电厂，却无需占用土地与煤炭资源，预计到 2030 年全国虚拟电厂调节能力将达 5000 万千瓦，可替代 4000 亿元火电投资。

 

随着风电、光伏等新能源占比提升，电力系统面临 “间歇性、波动性” 挑战，虚拟电厂将成为关键解决方案。

 

二 各地虚拟电厂发展路径

 

虚拟电厂发展需结合区域资源禀赋、负荷特性与市场成熟度，形成 “一类区域一策略” 的格局。

 

在负荷密集型地区（如长三角、珠三角），人口密集、商业与工业负荷集中，峰谷差大，重点发展 “负荷聚合型” 虚拟电厂。

 

以上海为例，其聚焦商业建筑与公共设施，制定差异化接入标准（响应速度≥1 兆瓦 / 小时），2025 年夏季虚拟电厂响应能力突破百万千瓦，通过市场化需求响应机制，负荷高峰时给予用户 0.8-1.2 元 / 千瓦时补偿，推动宜家、东方明珠等商业体参与。

 

广东则分类管理负荷类与发电类虚拟电厂，负荷类需聚合≥1 万千瓦可调节负荷，发电类需整合≥5000 千瓦分布式光伏，同时开放辅助服务市场，虚拟电厂参与调峰可获 0.3 元 / 千瓦时补偿，2025 年年度交易中，虚拟电厂签约电量占全省中长期交易总量的 8%。

 

在新能源富集地区（如西北、华北），新能源装机占比超 40%，弃风弃光问题突出，重点发展 “分布式电源 + 储能” 型虚拟电厂。

 

山西通过区块链技术实现绿电溯源，虚拟电厂聚合分布式光伏与用户侧储能，与新能源电站签订 “消纳协议”，午间吸纳过剩光伏电量充电，晚间放电参与现货市场，单项目年收益达 259 万元。

 

甘肃依托特高压通道，推动虚拟电厂参与跨省跨区交易，2025 年通过 “甘肃光伏 + 陕西负荷” 跨省聚合，实现新能源跨省消纳 12 亿千瓦时，降低弃光率至 2%。

 

工业发达地区（如京津冀、长江经济带）工业用电占比超 60%，重点挖掘钢铁、化工、数据中心等负荷的调节潜力。

 

江苏将用户侧储能与工业负荷绑定，虚拟电厂运营商与企业签订 “节能服务协议”，通过优化生产排班（如深夜启动高耗能设备）实现削峰填谷，企业可节省 15%-20% 电费，运营商则通过参与市场交易获取收益。

 

山东针对数据中心 “7×24 小时运行” 特性，开发 “算力 - 电力” 协同调度系统，虚拟电厂在电价高峰时调度部分服务器进入 “休眠模式”，释放负荷资源，2025 年已聚合 10 家数据中心，调节能力达 8 万千瓦。

 

但无论何种模式，各地均需构建四大支撑体系以保障虚拟电厂落地。

 

1.市场机制

 

明确准入标准（如广东要求虚拟电厂具备监控与计量能力）、交易规则（如跨省交易限额不超过通道剩余容量）与结算方式（如绿电环境价值按 “合同、发电、用电” 三者最小值结算）。

 

2.技术标准

 

国家能源局已启动《虚拟电厂术语》《资源接入规范》制定，上海、广东等地先行发布地方标准，统一聚合响应、并网调控等技术要求。

 

3.利益分配

 

建立 “风险分摊、收益共享” 机制，例如深圳虚拟电厂将 70% 收益返还用户，30% 用于运营维护，提高用户参与积极性。

 

4.安全保障

 

要求虚拟电厂接入电力调度系统，落实网络安全防护，国家能源集团湖北项目通过智能计量加密技术，实现数据全流程防篡改。

 

三 如何参与虚拟电厂？

 

不同类型企业需结合自身资源与能力，选择差异化参与路径，实现 “降本增效” 与 “价值创造” 双重目标。

 

1.传统火电企业

 

传统发电企业可通过向综合能源服务商转型，发展虚拟电厂业务。

 

一方面，可利用自身的技术和资金优势，投资建设分布式电源和储能设施，形成虚拟电厂的资源基础。

 

另一方面，可利用自身的市场经验和电网关系，参与虚拟电厂的市场交易，提高收益水平。

 

2.售电公司

 

售电公司可将虚拟电厂作为提升自身竞争力的重要手段。

 

一方面，售电公司可通过聚合用户侧资源，形成虚拟电厂，提高市场议价能力。

 

另一方面，售电公司可利用自身的市场交易经验，为虚拟电厂提供交易策略和风险管理服务。

 

例如，售电公司需具备履约保函（保证金），提供增值服务，代理用户参与交易。

 

同时，售电公司还可通过虚拟电厂聚合分布式资源，提供差异化的电力产品和服务，提高用户粘性和市场份额。

 

3.电网企业

 

电网企业在虚拟电厂发展中扮演着重要角色。一方面，电网企业可通过建设负荷管理系统和调度自动化系统，为虚拟电厂提供技术支持和系统接入服务。

 

另一方面，电网企业可利用自身的数据优势和系统运行经验，参与虚拟电厂的运营和管理。

 

例如，电网企业需代理居民 / 农业用户购电，执行目录电价，并承担兜底责任。

 

同时，电网企业还需对虚拟电厂接入电力调度自动化系统或负荷管理系统，并落实网络安全防护措施提供支持和指导。

 

4.工业企业、商业综合体、数据中心等

 

可通过虚拟电厂降低用电成本，甚至创造收益。工业企业可优化生产计划，将高耗能工序（如钢铁轧钢）调整至电价低谷时段，同时将闲置负荷（如备用电机）接入虚拟电厂。

 

商业综合体可调节空调、照明等负荷，例如商场可以在负荷高峰时关闭部分非必要照明与电梯，参与需求响应。

 

数据中心则通过 “算力调度” 实现负荷调节，如深夜启动离线计算任务，高峰时暂停非核心业务。

 

5.能源服务公司

 

可依托技术优势，为虚拟电厂提供全链条服务。在系统开发上，研发虚拟电厂管理平台。

 

在运维服务上，为用户侧资源提供安装、调试与运维，如为分布式光伏与储能提供 “一站式运维”，保障虚拟电厂调节能力稳定。

 

在交易代理上，为中小用户代理市场交易，如代理小微企业，通过虚拟电厂聚合参与年度交易，帮助企业平均降低电价。

国家发展改革委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》（全文）http://www.ceccweb.org.cn/listshow.php?cid=68&id=3238