2025年虚拟电厂需打好四场突围战-undefined

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2024年，国内虚拟电厂取得了显著进步，作为新型电力系统的关键支撑技术，正从概念加速迈向规模化应用。

（来源：微信公众号“IESPlaza综合能源服务网”）

关于虚拟电厂的身份问题，2024年7月1日起正式施行的《电力市场运行基本规则》（下称《规则》）明确了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。

《规则》规定电力市场实行注册制度，经营主体履行市场注册程序后可参与电能量交易、辅助服务交易、容量交易等。据IESPLAZA统计，目前国内已有超过百家虚拟电厂注册主体。

综合虚拟电厂2024年发展历程，在政策推进、项目建设、盈利探索等方面均取得了不错的进展。然而，在电力市场中，虚拟电厂尽管可以买票上车了，但是仍然面临多重困境，类比互联网，当前虚拟电厂依然处于“拨号上网”为主的时代，所以，虚拟电厂要想进入“宽带时代”，在2025年需要打好以下几场突围战，推动行业从试点探索走向成熟运营。

1 政策/标准突破战

政策在虚拟电厂的发展进程中扮演着极为关键的引导与推动角色。目前我国虚拟电厂的发展以政策驱动为主，在政策的引导下，虚拟电厂作为能源领域的创新模式，逐渐被市场所认可，吸引了越来越多的企业涉足这一领域，推动了产业的快速发展。

虚拟电厂行业对政策有着迫切的诉求，通过政策的支持来解决当前面临的问题仍是当务之急。目前，虚拟电厂在技术、设备、运营等方面缺乏统一的标准，导致不同地区、不同企业之间的虚拟电厂项目难以实现互联互通和协同运行。比如，缺乏统一的技术标准则很难规范虚拟电厂的建设和运营，以提高设备的兼容性和通用性，降低建设和运营成本；通信协议五花八门，难以保证虚拟电厂与电网公司、电力用户等之间流畅的信息交互，运行效率偏低。

此外，分布式资源的接入并没有统一化的数据采集、通信和交互的标准协议，导致资源聚而不合，变现困难。比如，作为优质的聚合资源，储能系统内部的融合度不高、电网调度困难，让虚拟电厂资源聚合、优化协调难上加难。

分布式光伏亦是如此。目前全国关于分布式资源接入的规范化技术标准极为缺失，只有深圳市发改委发布的地方标准《分布式光伏接入虚拟电厂管理云平台技术规范》已经生效实施，难以对全国虚拟电厂资源聚合形成指导。

总之，虚拟电厂的顶层设计不够明晰和系统化，缺乏相关标准的有效规范和执行。

2 商业模式开拓战

当前，我国电力市场交易机制尚未完全成熟，尽管虚拟电厂可通过需求响应、辅助服务、电力现货获取收益，但市场成熟度低导致收益不稳定，部分项目仍依赖政府专项补贴，难以形成可持续的商业模式。

以需求响应为例，目前调度虚拟电厂参与需求响应多发生在迎峰度夏期间，旨在响应有序用电的号召，且响应总量和补偿标准难以标准化，持续盈利能力较差，且盈利空间较小，无法为行业提供稳定的投资信号。

虚拟电厂系统本身是一套智慧能源管理系统，在发展初期阶段，除了参与电力市场交易获取收益，还可通过拓展增值服务获取收益。比如，提供数据服务，可以通过建立数据共享平台，与电网公司、发电企业、能源服务公司等建立数据共享合作机制，实现数据的互联互通，为各方提供数据支持，同时收取数据服务费用；提供综合能源服务，为用户提供包括分布式光伏安装、储能设备租赁、电动汽车充电桩运营、能源管理系统建设等在内的一站式综合能源服务解决方案，满足用户多样化的能源需求。

虚拟电厂能够整合多种类型的分布式能源和可控负荷，技术平台研发成本高、难度大，一些企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，但是当前运营的资源不成规模，导致投资回报不理想，需要在深耕电力市场交易的同时，寻找更多的盈利空间。

3 技术攻坚战

虚拟电厂以技术立身。

近几年，虚拟电厂从概念到项目落地，均建立在取得的技术突破上，业内公认预测技术（负荷、价格等）、交易策略等为虚拟电厂的核心技术，尤其是在分布式电源的发电功率预测方面，是其要突破的重要环节之一。

目前，虚拟电厂下的能源管理系统基本能够实现对分布式能源资源的监测和控制，但在多能源协同优化调度、实时动态预测等方面，还存在较大的提升空间。面对分布式能源的间歇性和波动性，现有能源管理系统精准预测能源出力和负荷需求存在挑战，导致在电力供需平衡调节时，存在一定的滞后性和误差。而且不同能源类型之间的协同配合不够紧密，无法充分发挥各类能源的优势，实现能源利用效率的最大化。

在新能源寻求“消纳”为主的背景下，负荷型、储能型虚拟电厂成为众多服务商理想之选。

但是，储能系统与虚拟电厂的整体融合度也有待提高，如何实现储能设备的高效管理和系统调度仍是挑战。广东电网公司的粤能投团队为此提供了一个技术攻坚的观察样本。2024年11月8日，依托南方电网自主研制的云边融合智能调度运行平台，粤能投“南方电网分布式源荷聚合服务平台”成功完成用户侧储能全链路参与电力辅助服务市场二次调频的技术验证，这在全国尚属首次。

负荷方面，负荷数字化的进展并没有想象中那么快，大量可控工业负荷、楼宇空调、充电桩等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。

而作为虚拟电厂实现信息交互和实时控制的基础，通信技术的稳定性、可靠性和安全性也需要提升，比如，加快5G网络在虚拟电厂领域的全面覆盖和深度应用，利用5G的超低时延、高带宽和大容量特性，实现电力数据的高速、实时传输，满足虚拟电厂对实时控制和精准调度的需求。

4 用户培育战

目前，多数用户依然对虚拟电厂的收益模式缺乏了解，且调节用电习惯的成本与收益不对等，经济激励不足，导致资源整合难度加大。例如，工业用户可能会担心参与虚拟电厂交易会影响生产计划和产品质量，而拒绝被聚合或高频参与调度；居民用户则因为收益有限，参与意愿较低。

同时，也存在服务商过高估计用户潜能的现象。比如，对负荷参与调节响应速度的高估，导致在紧急负荷调节时无法发挥实际的功效或者达不到预期调节目标。

虚拟电厂以需求侧管理为主要目标市场，但目前，虚拟电厂产业尚未形成“以用户为中心”的客户服务逻辑，运营商需要建立用户收益最大化的运营思路，充分研究用户行为和敏感度，根据用户需求变化不断优化训练系统模型，通过增强客户粘性和长期价值，注重用户侧体验，和精品项目的开发，避免“跑马圈地式”开拓用户，而忽略“精耕细作”，不断培育虚拟电厂在能源消费侧的新生业务形态。

此外，虚拟电厂需不断强化用户教育，以典型案例展示虚拟电厂的经济和环境效益，探索新的效益分配机制，降低用户风险。

2025年，虚拟电厂的突围战不仅是技术或市场的单点突破，更需政策、资本、用户等多方协同。通过健全标准体系、深化市场改革、创新商业模式，积极培育用户，推动虚拟电厂的发展从“政策驱动”转向“市场驱动”。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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