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　　2025国际数字能源展上的深圳虚拟电厂管理中心展区。新华社发

　　近年来，我国风电、光伏等绿电装机规模不断刷新纪录，但“靠天吃饭”的特性也日益显露——发电量波动明显，极端天气下甚至会出现“过山车”式震荡。如何让这些清洁电力既“发得出”又“用得好”？虚拟电厂能把分散的储能、充电桩等资源聚合起来，在关键时点灵活响应电网需求，是用好绿电的可靠帮手。

　　电力调节潜力超3亿千瓦

　　随着风电、光伏等新能源装机容量加速攀升，以新能源为主体的新型电力系统正逐步建立。截至2026年6月底，我国风光新能源发电累计装机容量合计19.53亿千瓦，占全国累计发电装机容量约48.3%。然而，风光新能源发电与季节、气候关联强，单日出力波动幅度可达装机容量的70%以上，极端天气下更易引发日内电力供需“过山车”式震荡。

　　以西北某新能源基地为例，午间光伏大发时段常需削减出力30%，而夜间负荷高峰时又面临40%的电力缺口，传统电力系统运行模式已难以为继。新能源发电的间歇性、随机性和波动性，给新型电力系统的稳定性带来巨大挑战，也对新型电力系统的灵活性提出更高要求。

　　在这样的背景下，构建智慧化调节体系，充分挖掘分布式电源、分布式储能、柔性可调控负荷等分布式能源，已成为我国能源转型的主要趋势之一。据测算，仅工商业可调负荷、电动汽车、分布式储能的调节潜力就超过3亿千瓦，相当于150座大型抽水蓄能电站的容量。然而，这些资源具有单体规模小、空间分散、响应特性差异大的特点，传统集中式调度模式难以有效整合。

　　虚拟电厂通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷等多种分布式能源资源的聚合和协调优化，可作为一个特殊电厂参与电力协调管理。作为实现智慧化调节体系的关键技术，能够实现海量分布式能源的协调运行，它对分布式能源的地理位置和组成结构没有特性的约束，可将分布广泛、参数各异的分布式能源聚合为统一整体。

　　2026年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《新型电力系统建设‘十五五’规划》，明确提出大力促进虚拟电厂发展，到2030年虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦。这正是因为，在新能源发展过程中，虚拟电厂技术的发展与创新，可以提升电力供保和新能源就地消纳能力，为新型电力系统的持续发展提供有力支持。

　　让每一度电“物尽其用”

　　虚拟电厂关键技术特征包括：资源动态聚合能力、海量数据实时交互能力、多目标协同控制能力以及市场交易响应能力。基于以上技术特征，虚拟电厂不仅实现了资源的广域整合与高效管理，更成为支撑电力系统平衡的重要灵活资源：在调峰辅助服务市场，它可通过精准削减高峰负荷或释放储能电量，缓解电网短期供电压力；在调频辅助服务市场，其毫秒级响应能力可快速平抑电网频率波动，替代传统机组提供高精度调节；在需求侧响应市场，能动态引导用户负荷主动匹配可再生能源波动，实现源网荷储互动；在能效优化与节能服务市场，能够优化内部多种分布式能源资源的协同运行策略，系统性地压缩整体能耗水平。这些功能共同推动虚拟电厂从技术概念转化为参与电力市场交易、保障系统安全运行的关键载体。

　　调峰辅助服务市场。虚拟电厂接受调度指令后，通过调整自身的用电行为，全面缓解电网负荷高峰资源不足，包括削峰调峰和填谷调峰。与传统火电调峰相比，虚拟电厂具备显著优势：建设周期从3年缩短至3个月，调节速度从分钟级提升至秒级，单位容量投资成本仅为抽水蓄能的1/5。目前，各地区虚拟电厂均可参与日前和日内市场，部分地区还开展了实时市场。华北和华中地区开展了省间市场，华中六省建立“调峰资源库”共享机制，通过跨省调用虚拟电厂资源实现了区域协同。针对西北地区存在的弃风弃光现象，甘肃规定用户侧的储能可与区域内新能源供应方签订协议建立虚拟电厂，对内提升新能源消纳率，实现虚拟电厂自平衡，对外也可参与电网调频和调峰。

　　调频辅助服务市场。目前浙江和江苏地区均开展了虚拟电厂调频市场。浙江同时开展了虚拟电厂调峰和调频辅助服务市场，市场机制更为完备。江苏允许虚拟电厂以综合能源服务商的身份参与调频。两地均规定虚拟电厂应具有不少于2小时的持续响应时间，且均采用日前出清、日内调用的方式。2025年12月，苏州工业园区虚拟电厂管理平台上线，聚合各类可调资源总容量5万千瓦，平台试运行期间实际调节负荷2万千瓦，响应准确率达到94%，计划到2027年形成12万千瓦调节能力。

　　需求响应市场。虚拟电厂为分布式能源参与需求响应提供技术支撑。广州率先开展虚拟电厂需求响应市场，提出《广州市虚拟电厂实施细则》，建立全市约占统调负荷3%的需求响应能力，将虚拟电厂需求响应作为全社会用电管理的重要方式。广州虚拟电厂需求响应市场的市场主体有电力用户和负荷聚合商，其中电力用户包括工商业用户、大工业用户，并逐步挖掘居民用户。深圳试点“需求响应保险”产品，当虚拟电厂未能完成约定响应量时，由保险公司赔付电网企业损失，保费仅占预期收益的3%~5%。

　　能效优化和节能服务市场。虚拟电厂通过智能算法实时分析聚合资源的用能特性，动态优化分布式电源、储能与负荷的协同运行，实现系统级节能降耗。其核心是满足用户需求的前提下，自动选择成本最低、碳排放最小的用能组合。例如通过识别高耗能设备的运行低估期，自动切至新能源供电时段；利用储能系统吸收低价绿电，替代高价时段电网购电；通过区域资源互济，减少配电网络的传输损耗等。例如，深圳虚拟电厂平台将用户节能率转化为积分，允许企业间进行“能效积分交易”，节能率较高的用户可出售富余积分，参与企业的平均用电成本降低了7.2%。

　　从“全球最大”走向“调节最强”

　　随着国内虚拟电厂在市场初期的调频、调峰、需求响应等市场机制完善，一些试点已顺利完成虚拟电厂有序平稳运营。2021年初，浙江电网首次完成了虚拟电厂参与调峰辅助服务交易，并通过智慧调度平台远程控制丽水绿色能源虚拟电厂参与调峰，达43万千瓦的调峰总量，最终实现零成本调峰，节约需求响应成本130万元，增加新能源消纳108万千瓦。2022年1月，国网综合能源服务公司虚拟电厂组织了总调节能力为20.4万千瓦的电力用户参与华北调峰市场，截至2022年底，该虚拟电厂已累计调峰4780万千瓦时，实现4.8万吨的碳减排。

　　国家能源局公布的数据显示，截至2025年底，全国已建成470个虚拟电厂项目，实测最大调节能力1685万千瓦，形成全球规模领先的虚拟电厂集群。行业测算德国相关资源规模约1800万千瓦，我国资源利用率相较德国成熟项目65%的水平仍有较大提升空间。

　　为促进虚拟电厂的进一步发展，应重点突破异构资源动态建模（解决空调、储能、电动汽车等设备响应特性差异）、边缘智能终端轻量化（将决策时延从秒级压缩至毫秒级）、区块链可信计量（确保百万级终端数据不可篡改）三大技术难题。推动虚拟电厂调节容量可信性评估、电网安全稳定运行影响评估、人工智能协调控制策略等关键技术落地应用。建设高水平虚拟电厂仿真实验室，为提高虚拟电厂常态化调节的可靠性和准确性提供技术支撑。

　　虚拟电厂作为提高电网灵活性、促进分布式能源与大电网协同优化运行、促进电力系统清洁高效稳定运行的有效技术手段，研究和应用均处于起步阶段，仍需要多方发力，让这种基于数字技术构建的“看不见的电厂”，真正成为新型电力系统建设的重要支撑，为能源绿色低碳发展注入新动能。

　　（作者：彭跃辉，系华北电力大学科学技术研究院副院长）