随着“双碳”目标推进，新型电力系统加速构建。风电、光伏等可再生能源装机激增，其不稳定性对电网安全构成挑战。同时，分布式电源、可调节负荷及储能等分散资源规模扩大，高效聚合协同成为电力系统转型关键。虚拟电厂顺势而生，通过信息通信技术聚合分散资源，以市场主体身份参与交易与调度，是源网荷储互动的重要路径。
国家政策为虚拟电厂发展锚定方向
2025年3月25日，国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见(发改能源〔2025〕357号)》，明确了虚拟电厂的总体定位与发展目标。文件提出核心目标：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。该目标基于对新能源发展态势的精准研判，同时确立了虚拟电厂在新型电力系统中的四大核心定位：一是电力平衡的重要参与者；二是电网灵活调节能力的重要提供者；三是分布式电源价值实现的重要载体；四是电力市场创新的重要试验田，为各省区制定实施细则提供了根本遵循。
国家能源局数据显示，截至2025年9月，全国可再生能源装机近22亿千瓦，占比59.1%。其中分布式光伏爆发式增长，前三季度新增1.28亿千瓦（占光伏新增53.33%），累计并网5.08亿千瓦。
庞大分布式资源为虚拟电厂达标奠定基础。未来3-5年，虚拟电厂市场将持续扩容，交易品种、规模及参与主体有望爆发式增长，成为黄金赛道。
各省市场数据解读与发展趋势预测
分布式光伏分为户用与工商业两类。国家能源局数据显示，户用光伏占比下降：2025年前三季度新增3443.8万千瓦（占分布式新增26.92%），累计占比37.91%，较2024年6月下降近5个百分点。
这表明工商业分布式光伏成市场主流，其可调节性强、单体规模大，更适配虚拟电厂聚合需求，且已进入爆发式增长阶段。
政策明确分布式电源等为虚拟电厂核心聚合对象，分布式光伏是重点。截至2025年9月，苏、鲁、浙、粤、豫五省分布式光伏装机超2.6亿千瓦，是运营商重点布局区域。
交易策略构建与核心风险研判
虚拟电厂进入市场化交易阶段，既影响市场结构也带来机遇。分布式光伏参与绿电、现货市场潜力大，如浙江2024年分布式光伏聚合绿电交易超23亿千瓦时；虚拟电厂可捆绑储能与负荷资源协同交易，提升收益。
交易策略可借鉴传统逻辑：中长期合同锁定基础收益，现货市场获取超额利润，需求响应增加高峰收益。辅助服务市场中，调频服务收益高但对技术要求严格。
虚拟电厂运营需应对四大核心风险：
1
技术难点
对系统可靠性、数据精度、响应速度要求高，需较强研发与运维能力；
2
资金风险
履约保函、系统建设维护成本高，考验企业资金实力与流动性管理；
3
政策风险
地方准入、交易、结算规则差异大，需跟踪政策调整策略；
4
市场风险
电价波动频繁，需精准预测与完善风险对冲机制。
实践模式比较与发展路径分析
01
“绿电交易+需求响应”双轮驱动
浙江率先推动分布式光伏聚合参与绿电交易，2024年交易超23亿千瓦时，提供了可复制范例。该省明确虚拟电厂价值通过市场实现，收益延伸至辅助服务与需求响应，形成多元渠道。
浙江模式核心优势是“分层分区”管理，将虚拟电厂分为四类，对应不同准入与交易权限，平衡市场开放性与调度效率。
02
分类管控+刚性约束，规范市场运行
内蒙古发布虚拟电厂交易细则，构建省级规则体系，将其分为负荷型与电源型，设计差异化路径；规定运营商同一时段仅能以一种类型参与，规范市场秩序。
负荷型采用代理模式，明确代理关系与收益分摊；电源型采用聚合模式，要求储能与新能源捆绑交易，虽增加初期成本，但提升新能源可预测性与收益能力。
需求侧响应方面，要求提前报备响应明细，技术要求更高但收益可观。内蒙古设置履约保函机制（0.008元/千瓦时），如100MW容量参与100小时需80万元，防范信用风险但提高资金门槛。
细则还设三重技术刚性约束：系统年可用率≥99%；响应时间≤15分钟、调节速率≥3%、持续时间＞2小时；电能量交易偏差率±3%、需求响应偏差率±20%，直接决定市场资格与收益。
结语
虚拟电厂已从概念走向现实，成为连接分布式资源与电力市场的核心桥梁，正处规模化爆发前夕。国家政策明确路径，地方细则提供规范，分布式能源奠定资源基础。
对电力交易员而言，虚拟电厂机遇与挑战并存，需全新知识体系。未来竞争核心是资源配置、技术支撑、多市场博弈与风险管控能力的综合较量。
运营虚拟电厂需把握电力系统规律、精通交易策略、具备资源整合能力与政策洞察力。率先吃透规则、构建高效运营体系，是占据市场优势的关键，助力“双碳”目标实现。
