数字储能网讯：2026年开年以来，虚拟电厂推进速度明显加快。
年初，国家能源局公布首批新型电力系统建设能力提升试点，13个虚拟电厂项目入选，数量居所有试点方向首位。
与此同时，江苏、河北等地陆续官宣首批省级虚拟电厂试点名单，形成“国家顶层引领+地方梯队推进”的立体化发展格局。
政策体系逐步完善，剑指50GW调节能力
随着“双碳”目标深入推进，我国新能源装机规模持续扩大，最新统计数据显示，截至2026年3月底，全国可再生能源累计装机容量约23.95亿千瓦，占全国发电总装机的60.4%。
高比例新能源装机随之产生的间歇性、波动性导致“弃风弃光”问题突出，给电网的安全稳定运行带来巨大挑战。
与此同时，工业电气化、电动汽车普及、数据中心扩张等趋势推动用户侧间歇性负荷不断攀升，电力供需的季节性、时段性矛盾日益突出。
电力供需则呈现“平时充裕、尖峰紧张”格局，尖峰负荷屡创新高，传统火电调峰成本高、周期长，难以快速响应需求。
在此背景下，传统“源随荷动”的运行模式亟须向“源荷互动”转变，“虚拟电厂”应运而生。
虚拟电厂通过聚合工业负荷、商业楼宇、储能等分布式资源以及对需求侧动态管理，实现 “削峰填谷”，引导分布式新能源就近消纳，补充电网调节缺口，筑牢电力安全保供底线，同时应对极端天气下的发电出力不足，强化能源安全保障。
从经济性来看，虚拟电厂优势显著。据国家电网测算，满足5%的峰值负荷，火电投资需4000亿元，而虚拟电厂仅需400-570亿元，成本仅为火电的1/10，可替代部分传统调峰电厂，降低电力系统投资和运行成本，同时参与电力市场交易，丰富商业模式，激发市场活力。
近年来，国家层面密集出台了一系列支持虚拟电厂发展的政策文件，构建了较为完善的政策框架体系，形成了覆盖技术创新、市场机制、试点示范的全链条政策体系，为虚拟电厂规模化发展注入强劲动能。
其中，2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》是首份国家级虚拟电厂专项政策，虚拟电厂正式获得"独立经营主体"身份，《意见》设定了明确的规模化发展目标，到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上。
2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，进一步明确推动虚拟电厂、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。
地方层面也在加速跟进，截至2026年2月，全国已有15个省份发布虚拟电厂参与电力市场实施细则，形成“国家统筹、省级推进、城市落地”的政策体系。
其中，广东、江苏、浙江、山东、四川等省份政策力度突出，通过补贴和试点项目大力推动产业发展。
此外，南方电网（覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区）正统筹推动虚拟电厂在区域内落地，总聚合容量已近1800万千瓦。
政策的叠加效应，为虚拟电厂的规模化发展打开了制度空间。
国家级试点，覆盖多元化场景
2026年2月，国家能源局发布首批新型电力系统建设能力提升试点名单，虚拟电厂成为最大赢家，共13个项目入选，覆盖河北张家口、内蒙古包头、辽宁沈阳、江苏常州、浙江宁波、福建宁德、山东青岛、湖北襄阳、广东广州、贵州贵阳市（含贵安新区）10大试点城市。
场景上涵盖资源聚合、市场互动、车网融合等多元场景，明确了其国家级战略定位。
值得一提的是，深圳是全国虚拟电厂发展最领先的城市之一，此次在13个试点项目中独占3席——深圳车网互动、广州供电局资源聚合和龙华区虚拟电厂三个项目入选。
深圳虚拟电厂管理中心作为全国首个地方虚拟电厂管理中心，已形成集新政策、新技术、新标准、新产业、新模式于一体的五“新”示范。目前，深圳虚拟电厂运营商超过60家，在南方区域电力市场虚拟电厂运营商首批公示名单中，深圳培育的运营商占比70%。
试点核心导向凸显三大趋势。
一个是多元主体入局，国家电网、南方电网、国家电投等央企领衔，宁德时代等新能源龙头深度参与，民企协同，形成“电网+发电+新能源+用户侧”的共建生态。
其次是场景全面覆盖，从传统工业负荷、商业楼宇到充电桩、储能、数据中心，再到车网互动（V2G），虚拟电厂资源边界持续拓展。
还有就是市场机制落地，试点项目聚焦“电网市场化供需互动”，推动虚拟电厂深度参与现货、辅助服务、需求响应等交易，商业模式从补贴依赖转向市场盈利。
多省份推进首批试点，区域梯队成型各具特色
在国家级试点引领下，江苏、河北、山西、广东、浙江等省份，结合区域资源禀赋与电力供需特点，推出首批虚拟电厂试点，走出差异化发展路径。
其中，江苏省作为长三角=负荷密集区，凭借完善的电力市场和海量可调节资源，成为虚拟电厂规模化应用的前沿阵地，以首批100个重点建设项目规模领跑全国。
2025年底，江苏省发改委发布的《省发展改革委关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知》明确提出，到2030年，力争虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上，鼓励拓展综合能源服务业务类型，重点建设首批100个虚拟电厂项目，聚合容量共1698.46万千瓦，投资额共12.7亿元。
业主涉及国电投、国能、华能、大唐、中石化等电力央国企以及协鑫、阿特斯、万帮、通威、特变电工、鹏辉、国轩高科、高特电子、天合等民营企业，形成“央地协同、产业联动”格局。
试点构建“省-市-园区”三级管理体系，聚焦工业可调负荷、分布式光伏、储能三大领域。
从建设内容看，需求响应是最主要的应用方向，100个项目均将需求响应涵盖在建设内容范围内。
另外，江宁开发区能碳虚拟电厂、宝能智慧能源虚拟电厂、南瑞能源能碳虚拟电厂35个项目的建设内容中包括了电力现货市场，体现了试点的发力方向。
5月6日，河北省发改委公示河北省虚拟电厂第一批试点项目名单，共72家虚拟电厂，其中混合型54家，负荷型18家。
从申报单位看，既有华能、国网、国能、华润、大唐、中广核等央企能源集团多点布局；也有地方国企与国资平台，如河北建投、国网河北综能、国网冀北综能、唐山国控科创、张家口市政控股等广泛参与；另外，还吸引了民营能源科技企业参与活跃，如南京宝能智慧能源、艾浦睿能源、河北滨杉能源、恒实科技等。
同一天，冀北电力交易中心发布了《冀北电力市场虚拟电厂（聚合商）注册规范指引》，明确了虚拟电厂聚合资源涵盖工商业可调节负荷、分布式电源、新型储能、充换电设施四类，并根据资源类型分为负荷型、电源型和混合型。
政策跟进与试点遴选同日落地，体现出制度与项目两线并进的推进节奏。
广东、山西、浙江等地则通过制度创新加速推动虚拟电厂进入电力市场。
其中，浙江则在制度规范和管理精细度上形成了可复制的经验。
2025年4月，浙江率先出台《浙江省虚拟电厂运营管理细则（试行）》，覆盖从注册接入到注销退出的全生命周期管理。2025年7月8日，浙江开展首次新型主体市场化电力响应，19家虚拟电厂聚合265家二级用户参与，最大调节负荷达29万千瓦，开启了虚拟电厂常态化参与负荷调节的新阶段。
广东将虚拟电厂分为“负荷类”与“发电类”，实施分类精细化管理。
2025年8月，广东电力交易中心对首批10家虚拟电厂运营商名单进行了公示，其中8家央国企分别隶属于南网、华能、中广核、广东省能源集团、长江电力、广汽集团等，2家为民营企业。
9月，广东电力交易中心公布了第一批虚拟电厂运营商名录，共10家企业。并于同日发布《关于开展广东电力市场发电类虚拟电厂交易单元注册及2025年发电类资源聚合交易的通知》（以下简称《交易通知》），启动2025年发电类资源聚合交易。
这意味着，广东省虚拟电厂获得“牌照”持证上岗，发展迈出实质性一步。
截至2025年12月，广东已完成四批共47家虚拟电厂运营商审核公示、5个发电类交易单元注册。同年12月29日，首批发电类虚拟电厂以“报量报价”方式参与现货市场，标志着全电压等级新能源公平入市。
2026年4月，山东电力交易中心公示2026年第一批（总第二十六批）受理注册虚拟电厂相关信息，山东泛海光能科技有限公司等5家虚拟电厂被纳入。
至此，2025年3月以来，山东电力交易中心有限公司共发布17批虚拟电厂主体注册公示结果的公告，共32家虚拟电厂完成主体注册，总调节能力超380MW。
作为全国首个由试运行转正式运行的电力现货市场省份，虚拟电厂的商业化运营具备天然的制度优势，从电力中长期分时段交易细则来看，负荷类虚拟电厂已被视同批发用户，与发电侧同台竞争。
2026年5月，6家企业正式被纳入山西电力市场企业目录，具备参与山西电力市场的资格。
这意味着，山西虚拟电厂与负荷聚合商的队伍再次扩容，持证上岗的市场主体壮大。
四个核心问题待解，五个方向破局
当前，虚拟电厂正逐步从试点走向规模化发展关键期，但在市场化推进过程中，仍面临诸多瓶颈，需通过针对性举措破解，推动行业高质量发展。
具体来看，核心问题主要集中在四方面。一是市场与商业模式不成熟，多数地区仅开放需求响应市场，虚拟电厂难以作为独立主体参与全品类电力交易，收益高度依赖补贴，峰谷价差小、补偿标准低，成熟的盈利模式仍需持续开拓。
二是标准体系滞后，行业对虚拟电厂的定义、运营边界缺乏共识，设备接入、数据交互等关键标准缺失，跨平台互联互通难，调节能力评估无统一标准。
三是数据安全风险突出，聚合海量用户数据面临泄露、篡改风险，分布式资源波动大、响应稳定性不足，且各方安全权责划分模糊。
四是资源聚合与技术薄弱，分散资源聚合成本高，用户参与意愿低，协同控制技术不成熟，部分设备智能化水平低，影响调度精度。
针对以上问题，需从五方面采取措施。
一是健全市场机制，推动虚拟电厂作为独立市场主体地位参与全品类电力交易，建立合理定价与容量补偿机制，构建“市场+增值+政策”三维收益模型，拓展节能服务、碳资产开发等增值业务。
二是加快标准体系建设，统一虚拟电厂基础定义与架构，完善接入、调控、安全等关键标准，建立调节能力认证体系，确保资源可调可控可测。
三是强化安全防护，构建终端、通信、平台三层防护体系，完善数据治理与隐私保护机制，厘清各方安全权责与追责流程。
四是提升技术与资源聚合能力，研发AI协同控制、数字孪生等核心技术，推进用户侧设备智能化升级，分层分类聚合优质资源，降低用户接入门槛。
五是强化政策与金融协同，因地制宜制定发展规划，给予资金补贴、税收优惠，创新低息贷款、绿色债券等金融支持模式，降低融资成本。
此外，可按短期、中期、长期分步推进实施，短期打通市场通道、建立基础标准，中期实现全市场参与、技术规模化应用，长期形成成熟商业模式，让虚拟电厂成为新型电力系统的核心调节支柱，助力能源转型。
总体来看，当前，虚拟电厂已完成政策筑基、试点验证、模式跑通的关键阶段，随着国家级与省级试点的密集落地，行业将进入规模化复制、市场化爆发的黄金期。
据市场预测，在政策红利持续释放、技术驱动、市场机制完善等多重驱因素动下，中国虚拟电厂市场将以超40%的年均复合增长率快速扩张，至2030年有望跨越千亿元量级，成为能源数字化转型中最具爆发力的细分赛道之一。
