随着《国家发展改革委 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）的正式发布，虚拟电厂这一曾多次被提及却未能大规模落地的业态，迎来了制度性突破。

作为新型电力系统的重要组成部分，虚拟电厂（Virtual Power Plant, VPP）自2015年在我国首次正式进入视野以来，被赋予高度期望，却始终未能实现规模化落地。其推进缓慢，实则是技术基础薄弱、市场机制不明确、商业模式不稳定等多重因素交织叠加所致。

技术层面，早期我国智能电网架构尚未成熟，分布式能源资源（DER）接入能力有限，普遍存在通信延迟、数据传输不稳定及实时感知能力不足等问题，严重制约资源的聚合效率与调度精度。同时，虚拟电厂需要接入包括光伏、风电、储能系统、可控负荷等多类型资源，不同设备接口标准不统一、数据协议不兼容，形成“数据孤岛”，使得协调控制系统难以构建，系统整合成本高、成功率低。

市场机制方面，虚拟电厂长期缺乏明确的市场主体身份，参与电力市场交易时定位模糊，难以在电力现货市场、辅助服务市场等关键领域发挥作用。其提供的调频、调峰、灵活性支撑等服务价值尚未通过市场化机制充分体现，收益模式不清，商业回报高度不确定，严重影响了社会资本与市场主体的进入意愿。

商业模式层面，由于资源聚合商与分布式能源所有者之间缺乏明确的收益分配与风险共担机制，导致聚合能力难以形成规模效应。聚合商难以获得足够的资源支持，而资源方则普遍对收益保障与服务可靠性持观望态度。市场波动与设备故障带来的风险无人承担，合作链条脆弱，商业闭环无法稳定运行。

尽管如此，近年来虚拟电厂发展环境已出现明显改善，主要体现在以下几个方面：

第一，技术基础显著提升。新一代智能电表与终端广泛部署，边缘计算、云计算、5G通信等技术应用逐渐成熟，显著提升了系统的实时感知、动态控制和精细调度能力。设备兼容性与互操作性在标准统一推动下快速增强，为“多源协同—统一调控”创造了现实基础。

第二，政策环境持续优化。国家层面近一年来出台的电力需求侧管理、配电网发展、新型主体发展等相关政策中均有条款提及虚拟电厂，涵盖发展方向、功能作用、参与市场方式等多方面；山西、宁夏、上海、广东等地亦出台了专项发展规划。但此前缺乏全局性的指导文件，本次《指导意见》是首份针对虚拟电厂进行全局性指导引领的国家级政策文件，为行业发展提供了制度支撑，带来了发展红利。

第三，市场驱动力持续增强。一方面，电力消费持续增长与电网负荷峰谷差扩大，倒逼系统灵活性提升；另一方面，可再生能源大规模并网带来间歇性与波动性挑战，促使电网急需具备调节能力的灵活资源平台。虚拟电厂凭借其“软调峰”“快响应”的天然优势，正成为提升新能源消纳能力、提高电网安全稳定水平的重要抓手，其市场价值逐步获得认可。

第四，地方积极试点逐步铺开。江苏、浙江、上海、冀北等地均出现了大型的虚拟电厂试点，在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。据了解，江苏今年将推动新型主体虚拟电厂参与市场交易，无锡成为首批试点城市之一，将在全省深度挖掘虚拟电厂资源池，推动虚拟电厂全量接入新型电力负荷管理系统，支持迎峰度夏等关键节点能源保供。

《指导意见》的出台，首次在国家层面明晰了虚拟电厂的市场主体地位，明确其可独立参与中长期、现货及辅助服务等电力市场板块。这不仅标志着虚拟电厂发展从“政策倡导”迈入“制度确权”阶段，也为其商业化拓展建立了制度根基，催生出一系列基于不同资源能力与市场角色的商业路径。

以储能资源为核心，虚拟电厂在负荷低谷时段集中充电，在电价高峰时段释放电能，通过“买低卖高”实现电价差收益。这一模型对电力现货市场敏感度高，依赖于价格机制的波动性与资源调度的精度，适合具备储能集群和快速响应能力的虚拟电厂平台。

凭借对聚合资源的实时控制与快速响应能力，虚拟电厂可参与调频、调峰、备用容量等辅助服务市场。基于先进预测算法与智能控制系统使其能够根据电网运行状态迅速调整资源出力，向电网提供灵活性服务，换取补偿性收益，是当前落地最具可行性的模式之一。

通过向容量市场申报系统可调用容量，虚拟电厂作为“虚拟电源”参与备用支持机制，在电网出现极端负荷或故障情况下提供调度支撑，从而获取容量补偿收入。该模式将推动VPP具备“准发电机组”的角色功能，是政策推动容量机制建设的关键承接方。

在分布式能源资源丰富的区域，虚拟电厂可聚合光伏、风电与储能系统，实现对可再生能源的局域平衡调度。白天太阳能或风能发电，多余电能可储存；夜间或低资源时段通过储能放电，实现稳定供能与负荷平衡，参与绿色电力交易与碳交易市场，获得额外环境收益。

虚拟电厂可整合工业、商业、居民端的可调节负荷资源，通过数字化平台引导用户主动参与负荷调整，实现需求侧“削峰填谷”。同时提供能耗优化、节能改造、碳排管理等增值服务，不仅帮助用户降低用能成本，也形成长期合作关系与稳定收益来源。

在政策确认机制、技术承载能力与市场资源结构共同支撑下，虚拟电厂有望成为新型电力系统中兼具调节能力、成本效率与可持续盈利的关键节点，上述商业模式具有一定的可行性。

一是政策路径清晰化。《指导意见》为虚拟电厂提供了顶层制度保障，各地配套细则密集出台，从市场准入、交易规则、容量确认、数据报送到补偿机制，逐步建立起完整的运行生态，显著提升了市场预期与落地可行性。

二是技术平台能力增强。智能电网、储能技术快速进步，叠加大数据、人工智能等技术在调度控制与预测建模中的应用，让虚拟电厂具备了“看得清、算得准、调得快”的关键能力，为复杂商业场景提供可执行的技术支撑。

三是市场与资产基础扩展。伴随能源结构转型和分布式能源加速发展，潜在可聚合资源日益丰富。尤其是电动汽车、户用储能、楼宇智能负荷等新型资源的爆发式增长，使虚拟电厂具备持续拓展边界的能力。同时，政策引导下的金融资本、产业基金也开始密集布局，为商业模式落地提供资金保障。

尽管政策体系不断完善，虚拟电厂建设初现成效，但从大规模市场化应用的视角审视，其发展仍面临技术、规则、商业与监管四重挑战，亟需系统性应对策略配套落地。

虚拟电厂所接入的分布式能源种类繁杂，涵盖光伏、风电、小型水电、储能装置及用户可调负荷，不同资源间技术属性差异显著。以新能源为例，其发电出力受天气波动影响较大，负荷预测精度要求高，而储能系统的充放电策略需实时匹配电网负荷与市场价格，控制算法与响应速度成为技术瓶颈。

此外，虚拟电厂的多节点分布、广域接入特征对通信网络的实时性与稳定性提出更高要求，存在数据延迟、信号丢失、边缘节点故障等潜在风险，影响整体调度效能。一旦关键节点故障，可能诱发局部电力供给中断，系统安全性与韧性面临挑战。

对策建议：一是加大技术研发投入，设立专项基金，支持多源能源接入技术与边缘智能调度平台研发；二是开发高精度出力预测模型与快速协调控制算法，强化设备控制精度；三是推动构建统一的数据采集与通信协议标准体系；四是加强网络安全能力建设，建立“主控+边缘”双重冗余架构，提高故障容错与自恢复能力。

当前虚拟电厂虽被纳入市场体系，但交易规则设计仍显滞后，市场准入门槛、资源规模标准、性能评价体系等尚未形成统一共识，导致部分中小型虚拟电厂难以取得交易资格。同时，现有市场品种仍以电量交易与传统辅助服务为主，缺乏体现虚拟电厂灵活性、响应速度与综合能力的新型交易品类。

更为关键的是，现有价格形成机制尚未能准确反映虚拟电厂的运行成本与服务价值，辅助服务补偿、容量收益分配机制模糊，制约其收益稳定性与投资可预期性。

对策建议：一是完善虚拟电厂市场参与规则，明确资源聚合下限与性能评价指标；二是引入新型交易机制，如“动态容量拍卖”“实时灵活性交易”等；三是优化价格机制设计，推动辅助服务价格市场化，并设立容量服务合理补偿机制；四是建立第三方评价与数据核验机制，为市场交易提供信任基础。

当前多数虚拟电厂商业路径集中在调峰调频等常规服务，服务边界相对单一，缺乏差异化的应用拓展能力。资源聚合商、设备运营商与用户之间的利益协同机制缺位，收益分配、数据权益、风险承担责任不清晰，合作关系易陷入博弈。

此外，用户侧负荷可调空间相对有限、产生需求响应的时间和生产设备开停机时间不匹配等，尚未形成较为成熟的管理体系；终端用户对虚拟电厂的认知有限，对其稳定性与收益保障仍存疑虑，不利于形成稳定的参与基础和网络效应。

对策建议：一是探索多元化商业路径，如叠加能源大数据分析、碳交易撮合、绿色金融服务等；二是推广收益共享机制，建立“入股分红+性能激励”的协作模式；三是推动平台型企业建设，提升用户侧服务精度与粘性；四是加强示范项目建设与用户教育，提升终端市场认知与接受度。

目前国家层面虽已形成政策指导文件，但政策实施的稳定性与执行的落地性仍需加强。部分地方政策支持尚不配套，监管体系缺乏对虚拟电厂从资源聚合、调度运行到市场交易的全过程监管理念与手段。

监管缺位或不足将可能导致市场秩序紊乱，风险传导扩散，亦影响潜在投资方对产业可持续性的判断。

对策建议：一是提升政策的稳定性与前瞻性，避免频繁调整带来市场不确定；二是加快制定《虚拟电厂运行管理办法》《虚拟电厂市场行为监管办法》等专项制度，明确技术标准与市场准入规则；三是构建纵向统一、横向协同的多层级监管体系；四是引入第三方评估机构与数据透明平台，防范市场垄断和信息不对称。

总体来看，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》的出台，既回应了能源转型对柔性资源的现实需求，也为市场机制重构与价值释放提供了明确方向。未来，随着技术能力成熟、制度配套完善与用户接受度提升，虚拟电厂有望从辅助型角色走向新型电力系统的核心调节平台，成为实现“双碳目标”和构建数字化能源体系的重要支点。