联合资信 -能源转型下虚拟电厂的崛起

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www.lhratings.com 研究报告 0 能源转型下虚拟电厂的崛起 虚拟电厂作为能源数字化转型的典型，正凭借其柔性调节能力，成为新型电力系 统中不可或缺的组成部分。本报告系统梳理了虚拟电厂的定义、发展历程、核心价值、 运营模式与盈利前景。我们认为，从政策试点到市场化规模应用，虚拟电厂的发展不 仅需要技术突破和政策支持，更依赖于商业模式的创新和市场机制的完善。在政府与 市场的协同发力下，虚拟电厂将有力推动“源网荷储”深度协同，为能源转型和“双 碳”目标实现提供坚实支撑。未来，随着技术成熟和市场完善，虚拟电厂运营商有望 在提升能源利用效率、保障电力系统安全、促进清洁能源消纳的过程中，获得可观的 投资回报。 联合资信 工商评级三部 黄露 张琳 www.lhratings.com 研究报告 1 一、 什么是虚拟电厂 1. 虚拟电厂的定义 虚拟电厂并非实体电厂，而是一种智能化的电力运行组织模式。国家发改委、 国家能源局于2025年4月联合发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发 改能源〔2025〕357号），明确定义虚拟电厂（Virtual Power Plant，简称“VPP”） 为“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”。其中，分布式资源包括分布式光伏、分散 式风电、用户侧储能系统、电动汽车充电设施、可调节工业负荷（如可控生产线） 及商业楼宇空调系统等。依托先进的控制系统和通信技术，虚拟电厂运营商能够 实时监测、预测并优化调控这些资源的运行状态，在电网需要时提供灵活调节服 务，实现与传统电厂等效的系统功能。 图表1 虚拟电厂主要应用场景 资料来源：联合资信根据公开信息整理 2. 虚拟电厂发展历程 中国虚拟电厂的发展大体可分为三个阶段：  探索与起步期（2015-2020年）：2015年，发改委和国家能源局联合发布《关 于促进智能电网发展的指导意见》，启动对虚拟电厂商业模式的初步探索。2016年， 国家发改委、国家能源局和工信部联合发布《关于推进"互联网+"智慧能源发展的 指导意见》，提出培育虚拟电厂等新型市场主体。  政策构建与规模化探索期（2021-2024年）：2021年，国家能源局发布《电 力辅助服务管理办法》明确虚拟电厂可参与电力辅助服务，功能定位逐渐清晰。各 www.lhratings.com 研究报告 2 地政府亦陆续出台虚拟电厂相关政策，规范入市标准和交易规模，同时地方试点 项目开始涌现，为市场化应用奠定基础。  市场化发展新阶段（2025年以来）：2025年4月，国家发改委、国家能源局 发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》设定了明确的发展目标：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，标志着虚 拟电厂将步入规模化、市场化发展的快车道。 图表2 虚拟电厂相关政策文件 政策发布时 间 发布单位 政策/文件名称 政策主要内容 2015 年 7 月 国家发改委 国家能源局 《关于促进智能电网发 展的指导意见》 （发改运 行〔2015〕1518 号） 依托虚拟电厂进行商业模式创新 2016 年 2 月 国家发改委 国家能源局 工信部 《关于推进"互联网+" 智慧能源发展的指导意 见》（发改能源〔2016〕 392 号） 提出培育虚拟电厂等新型市场主体 2021 年 7 月 国家发改委 国家能源局 《关于加快推动新型储 能发展的指导意见》 （发 改能源规〔2021〕1051 号） 将虚拟电厂纳入新型储能协同发展框架，提出研 究建立储能参与电力市场的准入条件，鼓励虚拟 电厂聚合分布式电源、储能等资源参与市场交 易，推动“源网荷储”一体化发展 2021 年 10 月 国务院 《2030 年前碳达峰行动 方案》（国发〔2021〕23 号） 明确提出“引导虚拟电厂参与系统调节”，将虚 拟电厂作为提升电力系统灵活性的重要手段，推 动分布式能源聚合参与电网调峰、调频等辅助服 务，助力新能源消纳和碳达峰目标实现 2022 年 6 月 山西省能源局 《虚拟电厂建设与运营 管理实施方案》 （晋能源 规〔2022〕1 号） 国内首个省级虚拟电厂运营管理文件，规范虚拟 电厂入市流程、资源聚合标准及市场交易规则， 明确虚拟电厂需接入省级电力负荷管理系统，参 与电力市场和需求响应，推动分布式电源、可调 节负荷等资源的规模化聚合 2022 年 12 月 国家标准化管 理委员会 《虚拟电厂资源配置与 评 估 技 术 规 范 》 （GB/T44260-2024） 制定虚拟电厂资源配置与评估国家标准，规范虚 拟电厂的定义、技术要求、调节能力评估方法等， 为虚拟电厂的规划设计、建设运营和市场交易提 供技术依据 2023 年 9 月 国家发改委 国家能源局 《电力需求侧管理办法 （2023 年版）》（发改运 行规〔2023〕1283 号） 将虚拟电厂纳入电力需求侧管理体系，明确虚拟 电厂运营商的市场主体地位，要求到 2025 年各 省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%~5%，鼓 励虚拟电厂聚合资源参与需求响应、辅助服务市 场及电能量交易 www.lhratings.com 研究报告 3 政策发布时 间 发布单位 政策/文件名称 政策主要内容 2024 年 6 月 深圳市发改委 《深圳市支持虚拟电厂 加快发展的若干措施》 （深发改规〔2024〕4 号） 对虚拟电厂关键设备量产、车网互动（V2G）充 电桩改造、分布式光伏接入等给予资金支持，单 个项目最高补贴 1500 万元；探索日内精准响应 机制，补贴标准不高于广东省市场化需求响应力 度 2025 年 4 月 国家发改委 国家能源局 《关于加快推进虚拟电 厂发展的指导意见》 （发 改能源〔2025〕357 号） 国家级顶层设计文件，明确虚拟电厂定义为“新 型经营主体”，提出到 2027 年全国调节能力达 到 2000 万千瓦、2030 年达到 5000 万千瓦的目 标。要求规范市场准入、完善交易机制（如参与 现货市场、辅助服务市场）、健全技术标准体系， 支持民营企业参与投资运营 2025 年 6 月 广东省发改委 广东电力交易 中心 《广东虚拟电厂参与电 能量交易实施细则（试 行）》《广东虚拟电厂运 营管理实施细则（试 行）》 明确虚拟电厂运营商需取得售电资质，聚合资源 需位于同一市场出清节点，支持参与跨省电力交 易；建立“报量报价”交易机制，允许虚拟电厂 自主申报调节能力，按实际响应量结算，推动形 成覆盖全省的虚拟电厂交易体系 资料来源：根据公开信息整理 虚拟电厂产业的发展离不开分布式光伏及储能等相关产业资源的支撑。截至 2024年底，中国新能源累计装机容量达到14.1亿千瓦，较上年底增长33.9％，占全 国总装机容量的比重达到42%，超越煤电成为电力系统第一大电源。其中，分布式 光伏发电装机达3.7亿千瓦，占光伏发电总装机的42%。截至2025年9月底，中国新 型储能装机规模已突破1亿千瓦，在全球新型储能总装机的占比超过40%。新能源 占比提升带来的电网波动性加剧，亟需虚拟电厂这类灵活调节资源以保障系统稳 定运行，分布式光伏可协同储能聚合建设调峰电站，二者规模的快速上量为虚拟 电厂的发展创造了基础性资源条件。 当前，中国虚拟电厂建设正从政策试点阶段逐步向市场化、规模化发展阶段 迈进。2017年上海黄浦区项目与2019年冀北虚拟电厂成为早期典范。当前发展呈 现鲜明地域特色：  超大型城市（如深圳、上海）：聚焦聚合充电桩、智慧楼宇、储能等资源， 服务于尖峰负荷时段的调峰需求。  新能源富集区（如冀北）：侧重聚合蓄热式电锅炉、电动重卡等资源，促进 夜间低谷时段的新能源消纳。  工业负荷集中区（如苏州）：深度挖掘工业园区内工业、商业设施的柔性负 荷调节潜力。 图表3 中国代表性虚拟电厂实践项目 www.lhratings.com 研究报告 4 项目名称 运营主体 调节能力 主要资源类型 盈利模式与主要收益来源 苏州虚拟电厂 协鑫能源科技股份有 限公司（以下简称“协 鑫能科）、国网苏州供 电公司等多元主体 截至 2025 年 9 月 协鑫能科可调负 荷 83.5 万千瓦 工业、商业、储能、 充电站、能源站 通过参与可调负荷辅助服务 市场和需求响应市场获得收 益 烟台虚拟电厂 东方电子股份有限公 司 截至 2025 年 10 月最大调节负荷 50 万千瓦 中央空调、照明、充 换电站、储能、工业 可调负荷 在电力现货市场中通过灵活 的报价和调度获取价差收 益。约 60%的收益直接返还 给用户，抵扣其电费，形成强 激励 冀北虚拟电厂 国网冀北综合能源服 务有限公司 截至 2025 年 10 月可调能力 54.4 万千瓦（蓄热电 锅炉型） 蓄热式电锅炉、工商 业可调负荷、电动重 卡 主要参与华北电力调峰辅助 服务市场，为电网提供调峰 容量，获得调峰补偿费用 深圳虚拟电厂 深圳虚拟电厂管理中 心 截至 2025 年 9 月 可调能力 130 万 千瓦 充电桩、智慧楼宇、 储能 依托负荷聚合商模式，聚合 海量分布式资源参与电网需 求响应获得收益 上海虚拟电厂 上海市虚拟电厂管理 中心 截至 2025 年 8 月 最 大 调 节 负 荷 116.27 万千瓦， 申报总可调能力 203.24 万千瓦 楼宇空调、充换电 站、新型储能、数据 中心、工业负荷 通过参与需求响应、电力现 货市场和调峰辅助服务市场 等多渠道获利 资料来源：根据公开信息整理 3. 虚拟电厂的核心价值 以低成本增强系统稳定性。新能源的波动性与负荷峰谷差扩大对电网构成双 重挑战。根据国家电网对“满足5%峰值负荷”所做的投资测算对比，通过新建/改 造火电机组提供同等削峰能力需投资约4000亿元；而通过建设虚拟电厂聚合分布 式资源实现同样目标仅需投资500~600亿元，虚拟电厂成本优势显著，能有效降低 有序用电对经济社会的影响。 提升新能源消纳水平。通过优化用电时序，将负荷从新能源出力低谷转移至 高峰；并协同储能系统，在新能源大发时段充电储存，有效减少“弃风弃光”现象。 完善电力市场体系，增强参与主体盈利性。虚拟电厂当前作为需求侧核心参 与主体，推动市场从“供给侧调节主导”向“供需双侧互动”转型，丰富了市场交 易品种与参与主体的收益模式。 以技术手段助力“双碳”目标。虚拟电厂作为数字与能源的融合载体，可通过 精准的数据监测、负荷预测和调度控制等，实现资源优化配置与能效提升，从供需 双侧推动碳减排。 www.lhratings.com 研究报告 5 二、 虚拟电厂运营模式对比 虚拟电厂核心作用在于作为独立经营主体参与电力市场交易，以增强电网调 节能力并开拓新的盈利渠道。其运营模式受电力市场化程度与资源整合偏好影响。 1. 海外电力市场与虚拟电厂运营模式 （1） 德国市场：以发电侧为主导的电能交易模式。 德国电力市场较为成熟，1998年便颁布能源产业法全面放开售电侧市场，且 通过立法强化电力市场竞争，消除垄断。目前已建立以平衡结算单元为主体的“中 长期+现货+平衡市场”三阶段交易时序体系。 德国中长期电力交易合约通常是发、用电双方签订场外双边协议，欧洲能源 交易所也在其衍生品市场推出丰富的电力期货和期权产品，支持现金结算以及现 货市场的实物交割。 德国现货市场分为日前拍卖、日内拍卖和日内连续交易，按照边际成本排序， 集中竞价，统一出清。 当实际运行情况与现货市场最终出清计划出现偏差时，德国电力市场通过电 力平衡机制维持电网系统供需平衡和频率稳定，由平衡责任主体承担相应成本。 德国电力业务以平衡结算单元为主体，类似于下沉的小规模电网平衡，对发 展虚拟电厂具备一定机制上的先天优势。此外，欧洲发电资源较为分散，虚拟电厂 起步于电力供给侧，且德国通过立法，强推新增可再生能源（100KW以上）以类 似于常规电源的平衡结算单元形式参与电能量市场，并将再调度市场参与主体由 10MW以上传统电源扩充至500KW以上各类电源等，因此虚拟电厂中发电侧资源 占比较高，主要聚焦电能交易模式获利。以德国大型虚拟电厂Next Kraftwerke为例， 业务覆盖数据采集、电力采集、电力交易、户用结算以及技术咨询等，截至2023年 底接入总容量已超12GW。Next Kraftwerke一方面通过输出系统化软件技术服务， 为能源公司建立自己的虚拟电厂提供解决方案获利，另一方面通过参与市场交易， 提高发电预测准确性，降低偏差考核风险以及根据市场价格导向，优化资产运营、 参与辅助服务等赚取补偿和现货价差获利。 （2） 美国市场：以用电侧为主导的需求响应模式。 美国电力系统结构较为复杂，不存在全国性统一的电力市场，而是在相对独 立的部分区域范围内开展市场化交易。与德国市场相比，美国市场化交易是在“中 长期+现货”的基础模式上，采用双结算机制，将电能量与辅助服务联合出清，且 中长期合约仅具备金融结算意义，以规避现货市场上价格波动风险，不需要集中 组织和安全校核，也不需要系统调度执行，而现货交易采用全电量集中竞价模式， www.lhratings.com 研究报告 6 将各类交易统一优化。因美国拥有众多直接连接到用电侧分布式资源以及众多竞 争性电力市场，与C端用户联系紧密，因此虚拟电厂中用电侧资源占比较高，主要 聚焦可控负荷的需求响应模式。 2. 中国电力市场与虚拟电厂运营模式 中国电力市场融合了德、美特征，形成“省级+省间”双层架构，中长期交易 仍延续国内电能量交易主体地位，同时现货市场建设提速，但因大部分地区尚未 开展现货市场，所以这部分地区的中长期合约具备履约义务，实现中长期市场与 现货市场的衔接是大势所趋。在此背景下，虚拟电厂运营模式日趋多元，主要包 括： 需求响应聚合商模式：当前国内最主要的模式。虚拟电厂运营商作为负荷聚 合商，在电网有调节需求时，申报容量与价格参与市场出清，执行响应后获得补 贴。但该模式收益与电网调用频次强相关，稳定性不足。 辅助服务模式：虚拟电厂运营商调用聚合资源为电网提供调频1、调峰2、备用 3、爬坡4等服务，按照“谁提供、谁获利”原则获取补偿。收益根据服务类型（如 调频里程、调峰出力等）按规则计算。 现货市场模式：虚拟电厂运营商作为独立主体，聚合内部资源参与日前与日 内电能量市场，通过价差获利。目前该模式适用范围有限，收益多来源于峰谷价差 套利。 容量补偿模式：对虚拟电厂聚合的、具备可靠备用容量的资源给予固定补偿， 旨在激励投资以保障系统长期可靠性。该模式目前仍在探索阶段，落地区域较少。 综合能源服务模式：虚拟电厂运营商为园区、楼宇等提供能源托管、节能咨询 等一站式服务，通过优化用能方案降低客户成本并分享效益，结合市场交易与增 值服务拓宽收入渠道。 总体而言，在全国统一电力现货市场完全建成前，中国虚拟电厂收入仍高度 依赖政策性需求响应补贴。未来，随着电力市场化推进，虚拟电厂将逐步向电能交 易模式转型。 3. 中国虚拟电厂盈利性测算 1 调频服务是指经营主体为减少系统频率偏差(或联络线控制偏差)，通过调速系统、自动功率控制等所提供的服务。调频 服务主要为二次调频服务。二次调频服务是指经营主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制(AGC)自动功率控制 (APC)等，提供的有功出力调整服务。 2 调峰服务是指经营主体为跟踪系统负荷的峰谷变化和可再生能源的出力变化，根据调度指令或出清结果调整发用电功率 (包括设备启停)所提供的服务。 3 备用服务是指为满足系统安全运行需要，经营主体通过预留调节能力，并在系统运行需要时于规定时间内调整有功出力 的服务。 4 爬坡服务是指经营主体为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速 率的经营主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。 www.lhratings.com 研究报告 7 虚拟电厂聚合的零散项目数量很多，各类资源占比及投资成本差异较大，且 虚拟电厂可参与的交易模式较多、交易时段零散且各区域对各品类交易产品的定 价差异较大，导致项目收益无法精准预测。为简化分析，以下基于行业预估平均水 平，对100MW规模的虚拟电厂项目进行收益测算：  项目结构假设：考虑当前需求响应模式收益占比较高，故其中发电侧和用电侧 资源占比分别为40%和60%，同时考虑储能对发电侧资源的调节性，再从发电 侧资源中细分一定储能占比。即虚拟电厂规模100MW，其中分布式发电资源 25MW，储能15MW/30MWh，用电侧可调节负荷（含工商业可调节负荷以及民 用小型可调节负荷）60MW。  投资成本：虚拟电厂运营商在虚拟电厂建设中投资软硬件规模越大，与虚拟电 厂内其他参与主体的收益分成占比越高。对于具备一定规模的项目，虚拟电厂 运营商会选择自建储能系统、通信/网关以及用户侧接入改造等硬件投资，虽 然投资成本更高，但也可以获得更多交易模式的准入条件，以多元化交易获得 更高收益。综上，考虑储能建设（约0.8~1.5元/KWh）、软件平台搭建、分布式 电站和用户负荷接入、用户侧硬件改造、通信/网关、以及设计调试等，建设成 本约0.6亿元，将按照10年期直线折旧。  运维成本：年运维成本约占初始投资的3%，即180万元/年。  收益来源与频次：年调用次数依赖于电力市场活跃度，从2025年情况看，纯需 求响应年调用约10~70次，现货或辅助服务年调用约200~600次，当下假设需求 响应调用40次+辅助服务调用200次+现货交易300次。同时，假设需求响应调用 单次时长2.5小时，辅助服务调用单次时长1.5小时。需求响应补贴、辅助服务 费用和现货价差在不同响应时段、不同区域等差异很大，当前选取行业中等水 平，需求响应补贴约3元/KWh，辅助服务约0.5元/KWh，现货价差约0.5元/KWh。  收益分成：负荷侧响应收益与用户分成（运营商获30%），储能侧收益全归运 营商。 测算结果：  年收入：需求响应补贴1800万元5+辅助服务费用225万元6+储能现货价差450万 元7。  运营商实际收入：（1800万元×30%）+225万元+450万元=1215万元。  利润与回报：扣除运维与折旧后，预计年毛利润约435万元，测算投资回收期