作为新型电力系统需求侧核心调节载体，虚拟电厂功能定位包括三个层面：系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务，支撑保供与电网稳定；需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应；市场交易方面，可聚合分散资源参与电力中长期、现货及辅助服务市场交易（参与中长期/现货购售电业务应具备售电公司资质，被聚合资源不得重复参与交易）。

二、虚拟电厂政策梳理

国家已构建层级清晰、目标明确的虚拟电厂顶层政策框架，为十五五规模化发展划定实施路径、市场规则与主体培育导向。

主体定位层面，《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93 号）明确虚拟电厂属于资源聚合类新型经营主体，并规定原则上可豁免申领电力业务许可证（另有规定除外），使VPP能以轻资产聚合模式合法入市，大幅降低入局门槛。《新型能源体系建设“十五五”规划》提出，利用市场机制聚合电动汽车、空调负荷等用户侧资源，引导虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体创新发展。

落地试点层面，《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》（国能发电力〔2025〕53 号）将虚拟电厂列为七大核心试点方向，鼓励各地因地制宜新建或改造一批不同类型的虚拟电厂，持续丰富商业模式，通过参与电力市场、需求响应，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，获取相应收益。

专项实施意见层面，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357 号）作为行业首份专项文件，明确虚拟电厂定义和功能，提出推动因地制宜发展、提升建设运行管理水平、完善参与电力市场等机制、提高安全运行水平、推动技术创新和标准规范体系建设等重点任务；并给出量化目标：2027年全国VPP调节能力≥2000万千瓦，2030年≥5000万千瓦。

建设运营管理层面，《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“国家定方向、地方抓落地”的两级管理体系，由省级主管部门结合本地区实际制定虚拟电厂发展方案，在发展规模、业务类型、运营模式、技术要求等方面作出安排。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，并明确量化指标，比如河北省2027年全省VPP调节能力达到200万千瓦，2030年达到300万千瓦以上。

三、虚拟电厂运作流程

虚拟电厂的建设运营管理，各省细则虽在准入门槛、归口分工、市场衔接上各有侧重，但全流程均包含项目申报、平台建设与接入、能力检测与准入认定、市场注册、交易参与和持续运营等环节。

以河北省为例，根据《河北省虚拟电厂建设运营管理办法（暂行）》（冀发改运行规〔2025〕7号），河北省采用“省发改委抓建设准入、电力交易中心抓市场注册”的双层架构，其运作流程主要分为以下几个阶段：

第一阶段：试点申报与省级评审

虚拟电厂运营商编制并报送《项目建设方案》，准入门槛为聚合可调容量≥5MW、持续调节时间≥1小时（现货市场单一交易单元≥1MW）。

省发改委经济运行调节局组织电网、交易机构及专家联合评审，通过后官网公示5个工作日，无异议下达试点批复，纳入省级试点名单。

第二阶段：资源聚合与平台建设（原则上不超过6个月）

试点批复后，运营商在批复确定的聚合范围内开展资源签约、现场改造、VPP平台部署。

运营商需与拟聚合的分布式光伏业主、储能用户、可控负荷用户（空调/充电桩/可中断产线等）签订《代理协议》。

自建VPP平台需具备资源接入、运营管理、资源监视、聚合调节、数据上报等功能，并由具有CMA（中国计量认证）或CNAS（中国合格评定国家认可委员会）认证资质或同等资质能力的第三方检测机构出具的网络安全检测认证报告、信息安全等级保护2级及以上测评报告。

第三阶段：平台接入与能力检测（省级电力负荷管理中心）

资质审核和建档：运营商在虚拟电厂管理平台进行账号注册以及档案信息录入，提交至省级电力负荷管理中心审核。资质审核通过后，将运营商档案信息推送至市场运营机构。

平台接入：运营商递交接入申请，配合开展互联网大区接入配置和接口联调，完成资源绑定，具备开展能力检验测试条件。（运营商VPP平台 —省级VPP管理平台 —新型电力负荷管理系统三层链路）

能力检测：省级电力负荷管理中心自行组织或委托具备资质的第三方机构对虚拟电厂开展能力检测，对测试合格的项目出具测试报告。主要核验：聚合容量、调节能力和系统性能。

运行管理：测试满足要求后，负荷管理中心出具《准入认定意见》，运营商根据参与的市场类型，与电力调度机构、负荷管理中心签订《并网调度协议》（如涉及调度侧）《需求响应合作协议》。

第四阶段：市场注册与交易参与（冀南/冀北电力交易中心）

运营商及其聚合的用户，需在电力交易中心的电力交易平台完成市场主体注册。完成注册后，虚拟电厂可作为独立主体参可参与中长期、现货、辅助服务及需求响应。

第五阶段：持续运营、结算和退出

虚拟电厂参与交易后按期结算收益，运营商须履行年度披露与履约保函义务；连续12个月未交易予以暂停，严重违规或造假强制退出，自愿退出需提前45个工作日申请。

四、城投公司参与路径及盈利模式

虚拟电厂（VPP）的核心是“资源聚合”与“平台运营”，其轻资产、平台化的商业模式与城投公司天然优势高度契合：城投具备属地政企协调能力，手握园区、公交场站、医院学校、污水处理厂、自有储能与分布式光伏等海量可调资源，公信力强，便于整合工商业、社区分散负荷。结合自身定位，城投公司（VPP）项目实施中可分为平台运营商、资源供给方两大核心角色，各级城投分层布局、错位发展。

（一）资源聚合商与平台运营商

城投公司自主或合资搭建本地VPP 智慧调控平台，完成资源接入、负荷预测、智能调度、电力市场申报全流程运营，掌握市场交易主导权。该种模式尤其适合拥有成片产业新城、算力园区、大型交通枢纽、全域储能资产的城投，可打造区域综合能源运营核心载体。

1、自主投资运营模式。省级及实力较强的地市级城投（能源集团）可采用自主投资运营模式，全额出资搭建虚拟电厂软硬件调度平台，自主对接电网调度机构、电力交易中心，全域整合辖区内工商业、公共机构、自有分布式能源资源，独立作为市场主体参与全部电力交易，完整持有全部市场化收益、平台服务收益。

2、合资共建运营模式。资金、数字化技术储备不足的市、区县城投，可联合能源科技企业、电网下属平台合资设立VPP 运营公司。城投以本地场地资源、政企协调能力、存量可调负荷等入股，负责资源归集、属地对接；合作方提供智慧调度系统、电力市场交易技术、运维团队，弥补城投数字化、市场化短板，双方按股权比例共享平台全部经营收益。

（二）资源供给与接入方

在该种角色下，城投公司不自主搭建完整虚拟电厂平台，主要是盘活自有存量能源资产，接入上级、第三方成熟VPP 平台，以可调资源供应商身份稳定获取分成收益。可接入的资源包括但不限于：自持分布式光伏 / 风电、用户侧储能、独立共享储能电站、公交/物流充电桩集群、楼宇中央空调负荷、污水厂泵站可调负荷、园区工业柔性负荷等。

当前，虚拟电厂的盈利已逐步形成“市场化交易为主、辅助服务为辅、政策补偿为补、增值服务为拓”的多元格局。市场化交易指通过电力现货与中长期市场进行“低买高卖”的峰谷套利，获取电能量市场收益，是核心收益；辅助服务指提供调频、备用等获取高价值补偿；政策补偿指在电力市场建设过渡期，参与需求侧响应调用获得削峰填谷补贴；增值服务则拓展至平台服务、能源托管、能效优化及碳资产管理等。

五、案例解析

案例1：浙能虚拟电厂（省级虚拟电厂示范工程）

浙能虚拟电厂是浙江省能源集团倾力打造的省级虚拟电厂示范工程，也是国家能源局“十四五”科技创新规划实施依托项目和浙江省2023年新型电力系统试点项目，被业界视为全国虚拟电厂高质量发展的实践样本。因项目不依赖传统的集中式发电设施，相比同容量传统煤电，共节约了8400万元电源或电网配套项目的投资费用，每年可减排二氧化碳近8万吨。

项目的投资建设与运营主体为浙江浙能能源服务有限公司，该公司成立于2017年，注册资本9.54亿元，由浙江省属上市能源企业浙江浙能电力股份有限公司控股，浙能电力属于国有企业控股平台。

技术路线上，浙能虚拟电厂采用“云-边-端”三级架构，平台层开发具备“六大功能模块”的自主可控能量管理平台，支持资源“可观、可测、可控、可调”，并接入浙江省电力调度中心与电力交易平台，实现资源统一调度与市场交易；通讯层采用无线专网与专线结合的安全通信体系，保障指令传输安全高效；终端层部署智能控制设备，采用“连续控制”技术，将弱可控资源改造为强连续调节单元，实现资源的秒级响应。

浙能虚拟电厂创新“类型+能力分级”资源管理模式，按调节速率、精度等指标将资源划分为储能、光伏、风电、水电、火电、负荷六大聚合虚拟机组，实现源网荷储全覆盖。虚拟电厂具有很强的灵活性和可靠性，可提供连续24小时的兆瓦级调频能力，响应速度达秒级，已成为调峰调频的新势力。

电厂通过“托管式”服务，将分散的社会资源转化为电网可用的调节能力，形成“需求响应+辅助服务+电力市场”的多元化应用生态，包括：

需求响应规模化：在工业、商业、居民三大领域开展负荷聚合，聚合电动汽车充电站与楼宇空调等可调负荷超60兆瓦，可通过分钟级削峰响应，为电网减轻峰荷压力。

辅助服务市场化：作为第三方独立主体参与电力辅助服务市场，提供削峰填谷服务，累计有效响应电量超160兆瓦时，为电网安全运行提供关键支撑。

电网调频专业化：以“电厂”身份接受省调实时调度，与常规电厂一样参与调频、备用等辅助服务市场，从2024年12月起，已常态化参与AGC调频辅助服务95天，累计AGC调用补偿电量近2000兆瓦时。经第三方专业机构测试，浙能虚拟电厂平均负荷调节速率超20MW/min，调节精度高达99%，调频性能优于传统煤电机组。

首创“资源托管+收益共享”模式，以“资源不属于我，但托管于我”的理念整合社会零散资源，用户无需投资即可通过虚拟电厂参与电力市场，探索参与电力现货市场，构建“中长期+现货+辅助服务”的全市场交易体系。同时探索碳交易、综合能源服务等增值业务，拓宽收益渠道。

该项目自2022年10月正式立项启动建设，2023年底初步建成，2024年6月浙能虚拟电厂顺利完成机组涉网试验和72小时试运行，正式接入浙江省电力调度中心，投入常态化运营，截至2025年8月，已聚合226个可调资源（包括分布式发电、工商业储能、充电桩、空调系统等），每日调度用电负荷达 175兆瓦（MW），相当于一个中型电厂的规模。

案例2：山东高速集团虚拟电厂

山东高速集团搭建的虚拟电厂是国内首个高速公路领域的发电类虚拟电厂，是山东高速集团践行“双碳”目标、抢抓山东省政策机遇的重要举措。所谓虚拟电厂，并非传统意义上的实体电厂，而是一套数字化电力调配系统，它利用先进的信息通信技术和软件系统，将分布式电源、储能系统、可控负荷等能源资源聚合起来进行协调优化。它就像一个“电力管家”，将此前已建成的路域光伏和储能等“沉睡的分布式能源”用数字技术聚合起来，使其作为一个整体参与电力市场交易。该项目依托集团在高速公路沿线已建成的庞大路域光和储能资源，应用集团自主研发的边缘智能控制器和管理平台，实现分散资源的有机聚合与智能协同调度。

项目的投资建设与运营主体为山东高速能源发展有限公司，该公司是山东省属大型国企——山东高速集团有限公司的权属单位。项目应用了自主研发的“虚拟电厂聚合运营管理平台”与边缘智能控制器，实现了从资源聚合到智能调度再到电力市场交易的全流程技术自主可控。此外，山东高速集团还在资本市场进行了重要布局，于2025年11月将国家电网核心供应商山大地纬（现拟更名地纬智能）纳入旗下，持股24.59%，作为集团唯一的电力信息化上市平台，为虚拟电厂的长远发展提供技术和市场支撑。

项目首期聚合了济青中线济潍段的淄博枢纽立交、龙泉收费站、K87+750-K88+100段边坡3个站点的资源，包括7.17兆瓦（MW）光伏和15.27兆瓦时（MWh）储能。作为市场主体，虚拟电厂通过山东电力交易中心注册后，以“聚合体”身份参与电能量市场和辅助服务市场交易。依托山东省电力市场运行机制，虚拟电厂灵活调整调度策略：中午光照足、光伏发电多但电网消纳有限时，用储能系统把余电存起来；到了晚间用电高峰、电价上涨时，再把储存的电释放出来。既帮电网削峰填谷，又解决了路域光伏参与电力市场收益低的难题，探索出了高速公路能源资产市场化运营的新路径。

案例3：济南能源集团“聚合式”虚拟电厂

济南能源集团“聚合式”虚拟电厂是山东省首批在山东电力交易中心注册并获颁交易运营许可的虚拟电厂，也是首家利用集中供冷可调资源参与电力现货市场交易的虚拟电厂，在省内虚拟电厂发展中起到了重要的示范引领作用。

项目由济南能源集团所属的济南能源投资控股集团有限公司负责投资建设和运营。能投集团是济南市国资委批准成立的国有能源企业，注册资本10亿元。项目采用“能投集团主导、自有资源与用户资源协同”的运作模式，聚合的资源涵盖蓄冷空调、充电站、用户侧储能、分布式光伏及多种用电负荷等，建成后即与电网实现联合运行。

济南能源“聚合式”虚拟电厂建设项目旨在聚合管控蓄冷站、分布式供热站、分布式光伏、充电桩场站、各类用户侧可调控资源，获取相关收益。建立互利共赢聚合机制，逐步增加可调资源聚合规模，建成具有技术领先、开放兼容、可延展性强的虚拟电厂。公司利用自有的蓄冷站、分布式供热站等作为初始投资，收益归公司所有。与用户合作采用收入分成模式，分成比例根据协议灵活调整，用户可获得50%～90%的收益。前期成本由济南能源投资控股集团有限公司与用户均摊，降低风险。成本回收后，虚拟电厂转为服务收费模式。虚拟电厂通过现货市场、需求响应等多种交易模式获取收益，并提供附加服务，逐步实现收入多样化和长期稳定的经营。

2024年6月14日，济南能源集团“聚合式”虚拟电厂完成注册并上线运行，成为山东省首批获颁虚拟电厂交易运营许可的单位，目前已成功实现“储、调”联合运行。

案例4：武汉城投集团布局虚拟电厂

武汉城投集团通过其能源板块武汉城投能源集团下属子公司武汉城市新能源投资有限公司（新能投），积极布局虚拟电厂。

新能投公司自主研发了“虚拟电厂智慧管控平台”，该平台集成高精度感知、AI预测调度以及多资源协同三大核心能力，可实时采集秒级用电数据，并基于机器学习算法生成最优调度策略，该平台已顺利通过国家网络安全等级保护三级认证。截至2026年1月，平台已聚合8家工商业用能单位、42项可调节资源，累计聚合可调节资源容量达87.5MW。2026年1月27日，根据湖北电力交易中心公示，新能投公司正式获得湖北省调节型虚拟电厂交易单元准入资质，实现了武汉市属国企在该领域的“零的突破”。其调节型虚拟电厂交易单元可调节容量17MW，连续调节时间为1小时。

与此同时，新能投公司已制定清晰的发展路线图：在规模拓展期，年内实现聚合资源容量突破100兆瓦；在功能深化期，开发面向工商业用户的能效管理与需求响应套餐，让节能降碳产生实实在在的经济效益；在生态构建期，探索“虚拟电厂+绿色金融”、“虚拟电厂+碳资产”等创新模式。未来三年，新能投公司计划在光谷、网谷等重点区域建设虚拟电厂示范区，形成可复制、可推广的“武汉经验”，为湖北省构建新型电力系统持续注入强劲的“国资动能”。

另一方面，武汉城投创新性地将市政供水这一关键基础设施的用电负荷纳入虚拟电厂体系，为挖掘城市公共服务领域的可调节负荷资源开辟了新路径。

2024年9月，武汉城投企业下属水务集团蔡甸自来水公司、国网武汉供电公司、武汉光谷综合能源服务有限公司签署合作协议，强强联手推进湖北首个自来水厂虚拟发电项目建设。蔡甸自来水公司作为蔡甸区重点能源负荷企业参与该项目建设，通过监测水厂的管理用电负荷，结合生产用电实际，响应市级电力需求调度措施，助力区域电网“削峰填谷”，从而推动优势资源共享互补，强化区域电力保供，推动清洁能源转型。

案例5：新津区区域虚拟电厂

新津区区域虚拟电厂是四川省首批投入实战的区域级虚拟电厂示范项目，于2024年6月获得四川省“虚拟电厂”建设示范项目第一名。项目位于成都市新津区，针对当地分布式光伏午间消纳率不足70%、年弃光电量约800万千瓦时的现实痛点，以“光伏+储能”模式为突破口，通过整合辖区内工商业楼宇柔性负荷、分布式光伏电站、用户侧储能系统及电动汽车充电网络等分散资源，利用5G通信、AI智能调度和国产算力实现对能源的“化零为整”“削峰填谷”。

该项目由新津区经济和信息化局牵头，区属国企成都新津数字科技产业发展集团有限公司投资打造，是成都市较早落地试运行的区县级虚拟电厂平台。

2025年6月12日，项目完成公开招标，预算金额（最高限价）为2480万元，划分为三个标段：包1为平台建设服务（预算2437.84万元），包2为配套监理服务（预算24.8万元），包3为配套软件测评服务（预算17.36万元）。截至2025年12月12日正式投用，平台已接入109个前端点位，覆盖60家企业，并与省网电力系统完成数据贯通。据规划，平台最终将覆盖450家区域用能大户，分两批推进——第一批300户用能大户和20套光伏储能系统已接入，第二批130户正在推进接入。平台全部建成后，预计可聚合15万千瓦以上的能源资源，调度20兆瓦以上的储能，依托85TFLOPS的国产算力和5TB存储能力支撑，能源管理精度得到显著提升。

案例6：博兴城市级虚拟电厂项目

博兴城市级虚拟电厂项目是滨州市首个城市级虚拟电厂项目，也是山东省虚拟电厂建设进入市县层级纵深推进的标志性案例。

该项目经博兴县政府批准，由县属国企博兴县财金投资集团有限公司与西安广林汇智能源科技有限公司、深圳鼎集智慧能源合伙企业（有限合伙）三方合作设立山东欣博智慧能源科技有限公司，负责具体运营城市级虚拟电厂项目，已于2024年11月29日完成项目正式签约。

项目的主要建设内容为“1个虚拟电厂平台、2个虚拟电厂管理中心和调度中心”，应用场景覆盖工业负荷、公共建筑、充（换）电设施、通信基站、公共照明、储能电站等N个行业和领域，旨在以博兴县为始点和核心，逐步在滨州市、山东省乃至全国推广源网荷储智慧运营及电力交易服务。

该项目作为滨州市首例城市级虚拟电厂，在山东省虚拟电厂政策密集出台、目标到2030年全省调节能力达到400万千瓦以上的大背景下，为县财金集团争取后续新能源基础设施建设、零碳园区开发、电力交易代理等业务提供了强有力的示范效应和品牌背书。

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