提起发电厂，人们往往会联想到高耸的烟囱、巨大的冷却塔。但有一种“电厂”，没有厂房锅炉，不烧一克煤炭，却能聚沙成塔，向电力系统提供调峰、调频、备用等多种调节服务——这就是虚拟电厂。

读懂虚拟电厂——看不见的“智慧电力管家”

虚拟电厂是基于电力系统架构，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。对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。

我们可以把虚拟电厂看作一个线上“电力智慧管家”，“管家”会统一聚合管理分布式电源、可调节负荷、储能等资源，掌握其发电、用电和调节能力，并开展监测、预测和优化调控。

用电高峰时，虚拟电厂通过储能、V2G放电等方式增加可用供给，或通过降低充电功率、调整可调负荷减少用电需求；或通过与用户联合调度等方式，调整部分非关键生产设备运行时段、降低用电功率，减少用电负荷。电力富余时，则指挥储能存下多余电能，引导可调负荷向低谷或新能源大发时段转移，提升富余电力吸纳能力。

通过统筹用电、储电资源，虚拟电厂联动需求侧负荷调控与分布式能源供给，实现电网削峰填谷，也让分散的电力资源收获市场化效益。

“十四五”以来，国家政策制度和行业规划持续完善，虚拟电厂逐步由示范探索走向规范建设和市场化运营。

2021年2月

《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》

充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。

2021年7月

《关于加快推动新型储能发展的指导意见》

鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施。依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。

2022年1月

《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

2022年1月

《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》

拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。

2022年1月

《“十四五”现代能源体系规划》

开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。

2023年6月

《新型电力系统发展蓝皮书》

推动多领域清洁能源电能替代，充分挖掘用户侧消纳新能源潜力。积极培育电力源网荷储一体化、负荷聚合服务、综合能源服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态新模式，整合分散需求响应资源，打造具备实时可观、可测、可控能力的需求响应系统平台与控制终端参与电网调度运行，提升用户侧灵活调节能力。

2023年9月

《电力现货市场基本规则（试行）》

规则明确推动分布式发电、负荷聚合商、储能、虚拟电厂等新型经营主体参与交易。

2023年9月

《电力负荷管理办法（2023年版）》

负荷聚合商、虚拟电厂应接入新型电力负荷管理系统，确保负荷资源的统一管理、统一调控、统一服务，电网企业为第三方经营主体提供数据支撑和技术服务。

2023年9月

《电力需求侧管理办法（2023年版）》

建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，提高电力系统的灵活性。充分发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能力。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、分布式电源、新型储能等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。

2024年4月

《电力市场监管办法》

明确指出电力交易主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户、储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。

2024年5月

《2024-2025年节能降碳行动方案》

积极发展抽水蓄能、新型储能。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。到 2025年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过6200万千瓦、4000万千瓦；各地区需求响应能力一般应达到最大用电负荷的3%—5%，年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的地区需求响应能力应达到最大用电负荷的5%以上。

2024年7月

《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》

结合电力保供、新能源发展等需求，利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂。建立健全虚拟电厂技术标准体系，完善虚拟电厂的市场准入、安全运行标准和交易规则，常态化参与系统调节，提升电力保供和新能源就地消纳能力。

2025年3月

《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。

2025年10月

《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》

支持分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体通过聚合、直接交易等模式参与电力市场。要深化虚拟电厂协调运行控制技术、多元交易技术应用，扩大新型负荷灵活调节技术应用。

2025年12月

《电力中长期市场基本规则》

进一步明确新型经营主体参与中长期市场的注册、交易、申报、聚合和结算机制，并对虚拟电厂交易申报限额等作出具体规定。

2026年2月

《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》

在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。

2026年7月

《新型电力系统建设“十五五”规划》

大力促进虚拟电厂发展，创新商业模式，推动虚拟电厂加快发展。支持具备条件的售电公司发展虚拟电厂业务。完善虚拟电厂交易规则、技术标准体系、建设运行管理机制和接入调用机制，提升虚拟电厂资源聚合水平和运行可靠水平，推动虚拟电厂常态化、规模化参与电力市场交易。到2030年，虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦。

虚拟电厂作为破解电力供需平衡难题、激活用户侧资源的核心抓手，已然成为能源转型的关键新赛道。近年来，国家能源集团紧抓新型电力系统建设机遇，加快虚拟电厂布局。

截至2026年6月底，国家能源集团已有12个虚拟电厂项目在运，聚合资源总容量达到815.7万千瓦，可调节容量攀升至83.9万千瓦。相比2025年底，可调节容量实现了接近一倍的跨越式增长。

上半年，国家能源集团虚拟电厂累计完成调节电量超过2200万千瓦时，代理和聚合各类工商业用户及分布式资源点突破2000个，在保障电力供应和促进新能源消纳中发挥着日益重要的作用。

标杆项目落地开花

从聚合资源构成和主要特性看，实践中可将虚拟电厂概括为电源型、负荷型、混合型。立足全国多区域电网特性与市场需求，国家能源集团因地制宜布局虚拟电厂，形成了一批标杆项目。

负荷型虚拟电厂

负荷型虚拟电厂主要聚合具备调节能力的电力用户，总体呈现用电特性。通过把许多能“随时少用点电”的用户（如空调、充电桩、工厂设备）集中起来，统一调度，在电网供需紧张时，一起降低负荷，从而发挥需求侧缓冲调节作用。

山西公司

山西公司已投运的“响应型”“市场型”虚拟电厂均为负荷型虚拟电厂，是山西省首批负荷聚合商。其中“响应型”虚拟电厂聚合2户电解铝、铁合金等特大型负荷用户，聚合容量430兆瓦，可调容量95兆瓦，参与调峰、正负调节等辅助服务市场；“市场型”虚拟电厂聚合7户轮胎制造、铸造、重卡充换电等优质调节资源，聚合容量57.8兆瓦，可调容量12.66兆瓦，参与中长期、现货等电能量市场。双资质虚拟电厂累计聚合资源容量达487.8兆瓦，总可调节容量达107.66兆瓦，形成“响应赚补贴、市场赚价差”的双商业模式。

湖北公司

湖北公司负荷型虚拟电厂作为集团首个商业运营项目，既涉足省间辅助服务市场，又参与省内现货市场，充分释放虚拟电厂的灵活调节价值，为多级市场协同运作奠定基础。截至目前，聚合用户21家，管理容量达984兆瓦，最大调节容量144兆瓦，是湖北省负荷类虚拟电厂运营标杆。投入商业运营以来，累计完成调节267次，调节电量788万千瓦时，实现社会、经济、环境效益协同。

浙江公司

浙江公司虚拟电厂依托于国家能源集团2022年十大重点科技攻关项目建设而成，是集团公司在能源转型与电力系统智能化升级中的重要战略布局。2026年以来，建议、推进“1+1+X”资源开发机制，迅速整合售电用户资源，发挥大电厂属地优势，截至2026年7月底，虚拟电厂2026年聚合资源超180万千瓦，市场参与率达92.86%，调节响应电量达207.36万度。

山东公司

山东公司虚拟电厂依托现货市场日前价格预测，动态优化削峰时段，可调节容量6.6万千瓦，削峰响应执行率稳定保持在90%以上。其全电量负荷类机组（#2F机组）聚合工商业负荷，调节量负荷类机组（#2R机组）灵活调节削峰填谷，形成了“全电量+调节量”的双轮驱动格局。截至8月初，山东公司虚拟电厂已构建起687.35兆瓦的负荷资源池，总可调节能力达89.647兆瓦。调节能力和规模位居山东省同类型机组前列。

广东公司

广东公司深入贯彻集团公司“两端发力、三素融合、四化跃升”的产业创新导向，2024年12月，广东公司虚拟电厂正式投运，首批负荷资源聚合总容量为9.9兆瓦。2025年12月，广东公司启动百万千瓦级虚拟电厂智慧运营平台升级与关键技术研究，取得了深圳市和广东省虚拟电厂双运营商牌照，虚拟电厂累计聚合工商业用户1145家、潜在调节负荷规模约17万千瓦，所属深圳项目参与电网调峰响应，有效执行率达120.7%。

电源型虚拟电厂

电源型虚拟电厂主要聚合分布式新能源、储能等具有发电或向上调节能力的资源，总体呈现发电特性。相当于一个拼合的“线上发电厂”，将屋顶光伏、小储能等分散的电源打包成一个整体来管理，聚合后集中对外输出电能。

安徽公司

安徽公司虚拟电厂立足电源型虚拟电厂定位，搭建多模态大模型功率预测与数字孪生调控体系，实现分布式能源“可观、可测、可调、可控、可交易”，对分布式电源等“电源型”资源建立发电交易单元，发电交易单元视同发电主体参与市场交易。2026 年 7 月，安徽公司完成首批可交易资源绑定，接入可交易分布式场站资源约 4 兆瓦；同月参与安徽省 2026 年 8 月绿电日挂牌、周挂牌交易，顺利落地首笔绿电交易，标志虚拟电厂正式迈入商业化运营阶段。截至 2026 年 8 月初，累计成交电量超 10 万千瓦时。

混合型虚拟电厂

混合型虚拟电厂可同时聚合具备调节能力的电力用户和分布式新能源、储能，总体发用电特性根据时段和所聚合资源而变化。它手里同时掌握可发电资源和可调控的用电负荷，可以根据电网实时需求，综合调用可控电源、储能和柔性负荷，实现净负荷双向调节；系统紧张时提高净供电能力，电力充裕时增强消纳能力。

龙源电力

龙源电力“1+N”虚拟电厂即通过“1”个统一的集团级智能管控平台，实现“N”个分布于不同省份、不同类型、资源特性各异的虚拟电厂的集中管控运营，于2025年12月投运。平台当前接入6个省（市）分布式资源与负荷资源，包括：1个“负荷型”虚拟电厂，聚合用户负荷资源；4个“发电型”虚拟电厂，接入龙源电力所属分布式资源；1个“混合型”虚拟电厂，聚合资源类型涵盖用户负荷与分布式资源。平台可调节容量2.1万千瓦，推动资源聚零为整、高效协同。

江苏公司

江苏公司聚焦发电类、储能类、负荷调节类三大运营赛道，打造多模式虚拟电厂运营主体。其中，发电类虚拟电厂整合广而散的内、外部分布式场站，统一参与绿电、常规电市场，已聚合分布式新能源项目564个、总聚合容量1340兆瓦，实现场站与销售公司效益双赢；储能类虚拟电厂聚焦工商业储能价值挖掘，通过对现货实时市场电价研判动态迭代充放电策略，聚合储能类资源2个、聚合容量33兆瓦、调节能力33兆瓦；负荷类虚拟电厂参与需求响应和快速调节市场，聚合资源3个、聚合容量451兆瓦、调节能力45兆瓦。依托三类赛道，江苏公司虚拟电厂可调节容量达7.8万千瓦，聚合多而散的分布式新能源参与省内月度绿电交易，上半年销售电量3759.8万千瓦时，促进分布式新能源就近消纳。

锚定未来布局

作为“十五五”新型电力系统建设的核心发力点，《新型电力系统建设“十五五”规划》中明确提出要“大力促进虚拟电厂发展”，并设定了到2030年，虚拟电厂成为用电侧协同互动的重要载体，其最大调节能力超过5000万千瓦的目标。

国家能源集团紧扣国家“十五五”能源战略与新型电力系统建设规划，立足当前、着眼长远，持续加码虚拟电厂赛道，统筹集团内部资源禀赋、市场化条件及电网接入能力，遴选资源富集、市场成熟、接入便利的重点区域，按照"一省区一场景、全国省份全覆盖"的工作导向，依据各省份政策成熟度分级部署虚拟电厂试点项目建设，持续扩大用户侧灵活可调节资源的聚合规模、提升调节能力，完善虚拟电厂技术标准和运营管理体系，更好服务电力保供、新能源消纳和新型电力系统建设。