始建于1911年的上海闸北发电厂，作为中国电力工业的发源地之一，曾是华东地区重要的能源枢纽。2019年随着传统机组退役，这座百年电厂并未退出历史舞台，而是转型成为虚拟电厂运营主体，开启了守护超大城市电力安全的新征程。
在新能源渗透率持续提升、传统电力系统面临结构性变革的背景下，虚拟电厂正从概念走向规模化应用。当风电、光伏等波动性电源成为电网主力，电力供需平衡的调节压力陡增，具备灵活调节能力的需求侧资源价值日益凸显，推动虚拟电厂成为新型电力系统的关键一环。
与传统发电厂通过燃料转化发电不同，虚拟电厂通过数字化技术聚合分散的用户侧资源——包括工业负荷、商业楼宇空调、电动汽车充换电设施、分布式储能等，形成可调度的“虚拟发电容量”，在用电高峰时段削减负荷、低谷时段增加用电，从而平抑电网波动，提升系统稳定性。
“传统能源系统长期面临安全、成本、环保的‘不可能三角’困境，虚拟电厂通过资源聚合与智能调度，为破解这一难题提供了创新方案。”中国能源研究会虚拟电厂专委会主任委员、清华大学电机系主任康重庆教授在2025第二届虚拟电厂（上海）高峰论坛上指出，当前国内虚拟电厂呈现“多点开花”的发展态势，但市场化机制不完善、标准体系建设滞后等问题仍制约行业发展，亟需构建可持续的商业模式。
随着能源电力系统加速向去中心化演进，海量用户侧资源的调节潜力正被激活。虚拟电厂这片“蓝海市场”如何突破发展瓶颈，实现商业价值转化？
多位行业专家在接受采访时表示，尽管国内虚拟电厂投资热度高涨，但行业整体仍处于探索阶段，目前主要依赖政府主导的邀约型需求侧响应，调用频次有限且收益模式单一。多数企业将虚拟电厂作为既有业务的补充，尚未形成独立的盈利支撑体系。业内普遍认为，多元化电力市场交易机制的建立是虚拟电厂发展的核心驱动力，其发展路径与电力市场化改革深度绑定。
迎峰度夏实战：虚拟电厂展现“削峰”硬实力
2025年夏季，全国范围内持续高温天气推动用电负荷屡创新高，虚拟电厂首次大规模参与电网调峰实战，成为保障电力供应的新型“弹性资源”。在电力供需紧张时段，工业企业调整生产班次、商业建筑优化空调负荷、电动汽车延迟充电、用户侧储能释放电能，这些分散资源通过虚拟电厂平台协同响应，既缓解了电网压力，也为参与用户带来了实实在在的经济收益。
上海作为超大城市虚拟电厂试点的代表，其夏季实战成效备受关注。
8月11日上海电网负荷突破历史极值，达到4055万千瓦。8月14日15时至17时，上海市电力公司组织实施国内首次百万千瓦级虚拟电厂调用，47家运营商协同响应，最大削峰量达116.27万千瓦，占当时全市用电负荷的3.11%，较往年最大调用规模增长65%。此次调用涵盖充换电、楼宇空调、工业辅助生产、用户侧储能等全类型资源，创新采用“日前邀约+快速响应”组合模式，其中V2G（车网互动）资源首次实现规模化参与，数据中心通过算力转移、冷源优化等方式贡献调节能力，相关调控规模均刷新国内纪录。
这场超大城市的虚拟电厂实战，充分验证了其相较于传统电源的经济性与灵活性。相较于新建百万千瓦级火电厂或大型储能电站，虚拟电厂通过需求侧资源调节实现削峰填谷，具有投资成本低、响应速度快、环境效益好等显著优势。
“在去年35万千瓦响应能力基础上，今年我们实现近50万千瓦的最大调节能力，占全市总量的43%。”闸北发电厂副厂长黄志坚介绍，该公司在此次调用中聚合工业负荷26.58万千瓦（占全市工业调节量91%）、楼宇空调负荷12.51万千瓦（占全市45%）、数据中心资源3.66万千瓦（占全市48%），同时实现充换电设施及用户侧储能的协同响应。值得注意的是，数据中心通过多维度调节参与电网互动的模式已逐步成熟。
黄志坚透露，上海虚拟电厂的调控精度与响应速度显著提升，以闸北电厂为例，空调负荷调节的实际响应精度达90%，响应时间从分钟级压缩至秒级，用户基本无感即可完成负荷调节。
“上海虚拟电厂的发展特点在于充分挖掘用户侧多元资源潜力。”黄志坚表示，尽管本地分布式新能源资源相对有限，但通过系统化整合充换电、数据中心等高价值可调资源，仍实现了调节能力的跨越式增长。根据规划，上海计划2026年实现虚拟电厂可调能力160万千瓦，2027年进一步提升至220万千瓦，并将完善电价激励政策，支持虚拟电厂参与电力市场交易。
国家能源局华东监管局市场监管处处长魏萍在论坛上表示，长三角地区正积极探索虚拟电厂参与电力现货及辅助服务市场的路径，拟开展省间互济交易试点。据测算，通过虚拟电厂实现5%峰值负荷调节，可有效降低电网冗余投资；同时在新能源大发时段，虚拟电厂可通过“源网荷储”协同提升消纳能力，缓解弃风弃光问题。
行业热象背后：盈利模式待解的“成长烦恼”
虚拟电厂概念虽已提出多年，但真正进入规模化发展阶段始于近三年。2025年国家发改委、能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（业内称“357号文”），首次从国家层面明确发展目标与路径，推动行业进入“爆发期”。
由于行业尚处发展初期，市场对虚拟电厂的定义与业务边界存在不同理解。
357号文出台前，国内虚拟电厂的发展模式呈现明显地域差异。在电力现货市场试点地区，部分虚拟电厂已尝试参与市场化交易；而在非试点区域，仍以政府主导的需求侧响应为主，收益来源单一。标准体系方面，《虚拟电厂技术导则》国家标准正在制定中，行业缺乏统一的技术规范与评价体系。
作为首部国家级虚拟电厂专项政策，357号文明确了行业定义、管理机制及发展目标：到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，2030年突破5000万千瓦。政策同时提出要建立健全虚拟电厂参与电力市场的交易机制，推动其从辅助服务向多元市场主体转型。
“需求侧响应是虚拟电厂的基础应用场景，但绝非全部。”业内专家强调，虚拟电厂的核心价值在于通过市场化机制实现源网荷储的精准互动，而非传统需求侧管理的简单升级。
南方电网科学研究院副院长、虚拟电厂专委会副主任委员郭琦指出，我国用户侧资源利用长期停留在被动响应阶段，存在调节精度不足、可靠性低等问题，难以满足新型电力系统对实时平衡的需求。357号文将虚拟电厂定位为“市场化经营主体”，标志着行业从政策驱动向市场驱动的转型。
市场研究机构Fortune Business Insights预测，全球虚拟电厂市场规模将从2024年的18.6亿美元增长至2032年的239.8亿美元，年复合增长率达37.7%，显示出强劲的增长潜力。
康重庆教授分析指出，虚拟电厂的市场价值正呈现多维度细分：通过参与电能量市场获取套利收益；通过容量市场体现系统可靠性价值；通过辅助服务市场提供调频、备用等灵活性资源；同时可通过绿电交易、碳交易等实现环境价值转化。
国际经验显示，成熟电力市场中虚拟电厂已形成多元化收益结构。美国依托完善的需求侧响应机制，虚拟电厂主要通过负荷调节与现货市场套利获利；欧洲聚焦分布式能源整合，平衡服务与市场套利是主要收益来源；澳大利亚则因电网调频需求大，虚拟电厂多通过提供频率控制服务获取收益。
在市场化机制成熟的地区，用户通过虚拟电厂实现“用电收益”已成为现实。
以特斯拉为例，其通过Powerwall家用储能与电动汽车聚合，在美、澳等地开展虚拟电厂运营，利用AI算法优化充放电策略，参与电力现货与辅助服务市场。数据显示，特斯拉南澳虚拟电厂项目使参与家庭电费平均降低70%，验证了用户侧资源聚合的商业可行性。
2025年以来，虚拟电厂已成为新能源、储能、智能电气等行业的“热词”，众多企业纷纷布局相关业务。但行业人士坦言，当前国内虚拟电厂仍面临“叫好不叫座”的困境，理想与现实存在较大差距。
多位从业者表示，国内虚拟电厂目前以政府引导、电网组织的模式为主，主要在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时段启动，交易频次低且收益不稳定。以某沿海省份7月开展的需求侧响应为例，19家虚拟电厂聚合265家企业参与，某运营商实现3.46万千瓦时调节电量，获得2.7万元收入（单价约0.78元/千瓦时），按行业普遍的“运营方10%分成”规则，实际收益仅2700元，难以覆盖前期投入成本。
市场化破局：虚拟电厂的“星辰大海”如何抵达？
“单纯依靠虚拟电厂业务难以实现盈利，目前更多是作为现有业务的增值服务。”一位虚拟电厂运营商负责人坦言，行业普遍面临“投入大、回报慢”的发展难题。
“中小企业参与虚拟电厂最关注的是经济效益，若长期缺乏稳定收益，行业很难吸引社会资本持续投入。”另一位行业观察人士表示，部分企业依托既有资源优势开展虚拟电厂业务，形成的商业模式难以复制推广，亟需构建普适性的盈利路径。
除盈利挑战外，虚拟电厂发展还涉及发电侧、电网侧、用户侧等多方利益协调，机制设计复杂度远超技术实现难度。
“虚拟电厂发展需要技术创新与政策支持双轮驱动，但市场机制设计比技术研发更具挑战性。”有电力学者指出，构建常态化交易机制、完善价格信号、明确收益分配规则，是推动行业可持续发展的关键。
“行业前景广阔，但当下生存压力仍存。”这句业内调侃道出了虚拟电厂发展的现实困境。
尽管面临诸多挑战，行业对虚拟电厂的长期前景仍持乐观态度。2025第二届虚拟电厂（上海）高峰论坛上，与会嘉宾普遍认为，随着电力市场化改革深化，虚拟电厂将迎来发展机遇期，目前各地已涌现出一批商业模式创新案例。
闸北发电厂的转型实践颇具代表性，其将虚拟电厂业务与能源服务深度融合，依托用户侧设备数据采集能力，拓展设备运维、节能改造等增值服务，形成“调节收益+服务收益”的复合盈利模式。
“未来虚拟电厂参与电力现货市场后，对资源预测精度、响应速度的要求将大幅提升。”黄志坚表示，闸北电厂正持续扩充调节资源池，重点提升负荷预测与智能调度能力，为参与市场化交易做好技术储备。
蔚来能源则探索出换电站参与虚拟电厂的创新路径，通过优化电池充放电策略，在用电低谷充电、高峰放电，实现“车网互动”（V2G）价值转化。
蔚来能源广域电网总经理胡伟峰介绍，截至目前该公司已有567座换电站接入各地虚拟电厂平台，累计调节能力达61兆瓦，2025年通过参与华北调峰、上海需求响应、深圳精准调控等项目，预计可实现常态化响应收入297.4万元，验证了商业可持续性。
业内普遍认为，电力现货市场是虚拟电厂实现规模化盈利的关键。随着市场机制完善，虚拟电厂可通过日前交易、日内交易、实时平衡等多时段套利，售电公司、工业用户、新能源企业等将成为虚拟电厂服务的潜在购买方。
在近期举办的虚拟电厂专题研讨会上，专家建议加快构建“电能量市场+辅助服务市场+容量市场”的多元交易体系，允许虚拟电厂以独立主体身份参与各类交易。国际经验表明，通过动态电价机制与绩效奖惩制度结合，虚拟电厂综合收益可比单一市场参与模式提升30%以上。
“虚拟电厂发展不能等政策‘完全到位’才行动，需要产业链协同探索。”上海市电力行业协会秘书长周雷勇表示，行业发展需构建“政产学研用金”协同创新体系，推动技术研发、标准制定、市场培育同步推进。
某省级电网公司相关负责人认为，虽然当前虚拟电厂单一业务盈利空间有限，但随着现货市场、辅助服务市场成熟，其商业价值将逐步释放。“虚拟电厂的发展高度依赖电改推进，需通过政策引导建立公平透明的市场规则，当价格信号能够真实反映资源稀缺性时，市场活力自然会被激发。”
康重庆强调，虚拟电厂发展需兼顾“个性探索”与“共性提炼”，各地可根据资源禀赋制定差异化发展路径，同时应加快统一数据接口、通信协议、安全标准的制定，这是行业产业化发展的“生命线”。
他同时建议借鉴国际经验，在输配电价改革、市场准入机制等方面加大政策创新力度，为共享储能、V2G等新模式发展“松绑”。
展望未来，虚拟电厂的千亿级市场机遇将向具备技术实力与资源整合能力的企业倾斜。
“虚拟电厂的核心竞争力在于异构资源整合与智能决策能力。”泰越资本创始合伙人张海涛分析指出，成功的虚拟电厂平台需具备三大能力：精准的负荷预测能力、深度的资源挖掘能力、智能的优化调度能力。只有通过标准化接口实现多元资源协同，同时构建智慧决策系统的平台，才能在市场化竞争中占据优势。