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）》，首次明确将虚拟电厂纳入电力中长期市场交易主体。这一政策不仅为虚拟电厂正名，更为分布式能源打开了价值变现的大门。
虚拟电厂入市，释放聚合资源潜能
虚拟电厂并非物理电厂，而是通过信息通信与智能控制技术，将分散的工商业可调节负荷、居民光伏、储能、充电桩等资源聚合为一个具备“发电-用电”双向调节能力的虚拟聚合单元。
纳入中长期市场后，虚拟电厂首次以政策形式明确了三大核心定位：
交易主体：
可与发电企业、售电公司平等参与电能量交易，通过中长期合约锁定基础收益，破解分散资源“交易门槛高、议价能力弱”痛点。调节主体：
放电时段按发电企业身份供电，充电时段按用户身份消纳电力。如独立储能通过“峰谷套利”实现收益，安徽现货市场试点中单项目年收益超200万元。服务主体：
承接电网调峰、备用等辅助服务。上海2025年夏季负荷高峰时，虚拟电厂以传统调峰成本1/10的价格缓解电网压力，验证了“低成本调节”优势。
虚拟电厂重构电力市场格局
传统电力市场以“发电侧为主导”，供需调节依赖火电调峰时，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：
主体多元化：
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。广东已有超50家虚拟电厂运营商注册，民营企业占比达60%，市场竞争活力显著提升。价格机制优化：
通过灵活响应峰谷价差、需求响应补偿等电价信号，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。资源配置高效化：
解决分布式资源“碎片化”问题。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。
因地制宜，虚拟电厂全国多点开花
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：
负荷密集型地区（如长三角、珠三角）：
重点发展“负荷聚合型”虚拟电厂。上海聚焦商业建筑与公共设施，2025年夏季虚拟电厂响应能力突破百万千瓦；广东分类管理负荷类与发电类虚拟电厂，2025年虚拟电厂签约电量占全省中长期交易总量的8%。新能源富集地区（如西北、华北）：
重点发展“分布式电源+储能”型虚拟电厂。山西虚拟电厂通过聚合分布式光伏与用户侧储能，单项目年收益达259万元；甘肃推动虚拟电厂参与跨省跨区交易，2025年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）：
重点挖掘工业负荷调节潜力。江苏虚拟电厂通过优化生产排班实现削峰填谷，企业可节省15%-20%电费；山东针对数据中心开发“算力-电力”协同调度系统，2025年已聚合10家数据中心，调节能力达8万千瓦。
虚拟电厂落地，四大支撑体系保驾护航
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：
市场机制：
技术标准：
利益分配：
建立“风险分摊、收益共享”机制。深圳虚拟电厂将70%收益返还用户，30%用于运营维护。安全保障：
虚拟电厂蓝海，五类主体竞相入局
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：
传统火电企业：
向综合能源服务商转型，投资建设分布式电源和储能设施。售电公司：
电网企业：
工业企业、商业综合体、数据中心等：
能源服务公司：
虚拟电厂正从概念走向现实，其纳入电力中长期市场，标志着中国电力市场改革迈入“源网荷储”深度互动的新阶段。这片“蓝海”不仅为五类市场主体开辟了转型升级与价值创造的新航道，更以其独特的聚合能力，为消纳高比例新能源、保障电网安全稳定、推动能源绿色低碳转型提供了关键支撑。随着政策体系持续完善、技术标准加速落地、商业模式不断创新，虚拟电厂必将成为构建新型电力系统、实现“双碳”目标不可或缺的新引擎。
