研究对象：虚拟电厂行业（虚拟电厂的政策体系、商业模式、调节能力、技术平台与产业生态全链条）
报告时点：2026年10月
数据优先区间：2026年1—9月（可含2025年末数据节点）
摘要
2026年是中国虚拟电厂从顶层设计走向规模化建设与电力市场化改革落地的关键年份。2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号），这是我国首份虚拟电厂国家级专项政策，明确提出"两步走"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》（国办发〔2026〕4号），以专条推动虚拟电厂、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；2026年8月发布的《新型电力系统建设"十五五"规划》再次锁定2030年虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦的目标。
从现实进展看，截至2025年底，全国已建成470个虚拟电厂项目，实测最大调节能力1685万千瓦，形成全球规模领先的虚拟电厂集群；而华北电力大学报告测算，2025年我国负荷侧虚拟电厂理论调节潜力已达5.03亿千瓦，2030年最大可达6.57亿千瓦——现实能力与理论潜力之间存在数量级差距，这既是行业挑战，更是未来五年的成长空间。2026年迎峰度夏期间，全国用电负荷三创历史新高至15.53亿千瓦，上海、江苏、浙江、安徽、湖北、四川等省市单日压减高峰负荷最高近177万千瓦，虚拟电厂首次以"灵活性资源主体"身份完成大规模实战检验。商业模式方面，需求响应、现货交易、辅助服务、容量补偿四条收益渠道在2026年全部落地，山东济南现货度电收益0.28元、烟台城市级虚拟电厂累计调节521万度电、收益超百万元，标志着商业闭环真正跑通。本报告从定义与商业模式、政策与顶层设计、调节能力与市场规模、技术与平台、参与主体与产业链、应用场景、国际比较、挑战与展望八个维度，对中国虚拟电厂行业进行系统拆解。
一、定义与商业模式
虚拟电厂并不是一座实体电厂。按照2025年357号文的国家定义，虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。其核心特征在于：单体资源小、空间分布散、响应特性差异大，但通过信息通信技术和软件平台被"拧成一股绳"后，能够像一座常规电厂一样参与调峰、调频、备用等系统调节，并在需求侧组织负荷开展需求响应、在市场端聚合分散资源参与交易。
从商业模式看，2026年的虚拟电厂已经从单一的需求响应补贴，扩展为四条收益渠道并存的格局。第一条是需求响应补贴：电网在用电高峰发出削减负荷、低谷发出填谷指令，虚拟电厂响应调节获取补偿，这仍然是当前收入的核心，例如深圳对V2G（电动车反向送电）在迎峰度夏期间一度电可补到4元。第二条是电费价差收益：虚拟电厂利用储能等设备在电力市场低买高卖赚取价差，山西、山东等地区已有实践。第三条是辅助服务收益：通过参与调频市场、提供快速响应服务获取补偿，湖北、山东等地市场有所实践。第四条是容量补偿：随着容量市场机制逐步建立，虚拟电厂可获得稳定的基础收益。
市场准入层面，357号文明确虚拟电厂在满足《电力市场注册基本规则》要求及相应市场准入要求后，可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场；国办发〔2026〕4号进一步要求新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用。这意味着虚拟电厂的市场身份在2026年已经从"试点对象"转变为"常态化经营主体"。山东允许分布式光伏打包聚合入市、重庆明确虚拟电厂可参与电能量、调节量、辅助服务三大市场，都是这一转变的地方落地。
二、政策与顶层设计
中国虚拟电厂的政策体系在2025—2026年完成了三级跳。第一级是2025年3月的357号文，作为首份国家级专项政策，它不仅给出了国家定义，还从总体要求、规范定义、因地制宜发展、建设运行管理、参与市场机制、安全运行、技术创新与标准、组织实施八个方面搭建了完整的政策框架，并提出了2027年2000万千瓦、2030年5000万千瓦的两步走量化目标。
第二级是2026年2月的国办发〔2026〕4号。该意见提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系、市场化交易电量占全社会用电量70%左右、现货市场2027年前基本实现正式运行，并在第（十一）条明确"在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，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，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准"。这是把虚拟电厂从行业专项政策上升到全国统一电力市场顶层设计的关键一步。
第三级是2026年8月发布的《新型电力系统建设"十五五"规划》，再次明确提出大力促进虚拟电厂发展，到2030年虚拟电厂最大调节能力超过5000万千瓦，与357号文的目标口径完全一致。与此同时，地方配套在2026年进入集中兑现期：北京、上海、江苏、浙江、广东、山东等20多个省市已出台配套政策，覆盖市场准入、辅助服务市场、建设运行管理等核心领域。从中央到地方的政策密度，在2026年达到了前所未有的高度。
三、调节能力与市场规模
从供给侧看，截至2025年底，全国已建成470个虚拟电厂项目，全年新增近200个，实测最大调节能力1685万千瓦，同比提升约70%。分区域看，深圳虚拟电厂管理平台接入容量规模已达510万千瓦，测量后的实时可调负荷超过140万千瓦，达到深圳最高用电负荷的5.5%；上海全市虚拟电厂累计接入71家运营商，可调能力281.6万千瓦，规模相当于一座大型燃煤电厂；南方电网全网虚拟电厂可调资源约180万千瓦，联动抽水蓄能、新型储能形成调节能力。
但与理论潜力相比，现实能力仍有数量级差距。据华北电力大学发布的报告，2025年我国负荷侧虚拟电厂理论调节潜力已达5.03亿千瓦，2030年最大可达6.57亿千瓦。这意味着当前1685万千瓦的实测能力，仅相当于2025年理论潜力的约3.3%。仅工商业可调负荷、电动汽车、分布式储能的调节潜力就超过3亿千瓦，相当于150座大型抽水蓄能电站的容量。从成本经济性看，这种差距的存在恰恰说明虚拟电厂的高性价比：根据国家电网公司测算，在满足相同调节能力的要求下，虚拟电厂的投资成本约为传统火电厂的12%；若通过新建火电厂实现5%峰值负荷调节能力，需投资约4000亿元，而通过虚拟电厂聚合需求侧资源实现同等能力，仅需500亿—600亿元，成本约为传统模式的1/7—1/8。
市场规模方面，行业普遍测算虚拟电厂市场规模将从2022年的约229亿元增长至2030年的1314亿元左右，年复合增速约24.4%。需要强调的是，虚拟电厂与新型储能在产业逻辑上有本质区别：新型储能是物理设备，截至2025年底我国新型储能装机已达136 GW（同比增长84%、较2020年底扩张40倍），为虚拟电厂提供了可靠的物理硬件底座；而虚拟电厂是负荷侧资源聚合与调节能力的软件平台，二者协同互补——储能是"硬件锚"，虚拟电厂是"软件脑"。
四、技术与平台
虚拟电厂的关键技术特征包括资源动态聚合能力、海量数据实时交互能力、多目标协同控制能力以及市场交易响应能力。从技术栈看，底层是物联网、智能量测与通信技术，实现分散资源的广泛感知；中层是聚合调控平台，对异构资源进行等值建模与优化调度；上层是AI预测与交易决策，利用AI模型对分布式电源发电、负荷运行状态开展预测，形成综合可调边界，并在调节过程中动态修正偏差。
2026年的技术进展集中体现在三个方向。一是AI调度：深圳虚拟电厂管理中心已部署AI模型"灵曦"，形成用户购电习惯画像与偏好预测，可预测特定资源的实时可调能力，并实时监测、判断局部电力过载情况直接调动资源补位。二是边缘智能：通过智能控制终端和预测算法应用，虚拟电厂能够实时感知资源状态，实现从分钟级调峰到秒级调频的多时间尺度响应；苏州工业园区虚拟电厂管理平台2025年12月上线时聚合可调资源5万千瓦，试运行期间实际调节负荷2万千瓦，响应准确率达到94%。三是可信计量：行业提出需重点突破异构资源动态建模、边缘智能终端轻量化（将决策时延从秒级压缩至毫秒级）、区块链可信计量（确保百万级终端数据不可篡改）三大技术难题。
技术标准方面，2026年3月国家能源局将虚拟电厂纳入能源行业标准重点支持方向，覆盖市场准入、辅助服务市场等核心领域；国办发〔2026〕4号也要求加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。统一通信协议、数据接口和计量规范，是降低接入成本、让中小园区虚拟电厂能够联合入市的技术前提。
五、参与主体与产业链
虚拟电厂的产业链可以分为三层。上游是设备与软件供应商，提供智能量测终端、边缘控制器、通信模组、聚合调控平台软件；中游是虚拟电厂运营商（负荷聚合商），负责资源聚合、平台运营、市场交易；下游是资源方，包括工商业用户、数据中心、充电运营商、分布式光伏业主、储能电站、楼宇物业等。
从参与主体看，2026年的格局已经多元化。一是电网公司：国家电网、南方电网既是规则制定的参与者，也是平台建设者，南网全网可调资源约180万千瓦、需求侧响应资源1800万千瓦。二是发电企业与能源央企：国能日新在山东将分布式光伏、储能电站、工厂负荷等多种可调资源打包聚合，接入84处资源、64.1万千瓦。三是民营聚合商：碧澄能源基于湖北华强化工18.975兆瓦/37.95兆瓦时储能项目打造VPP+储能调频模式，日均调频性能参数达到2.15，调频里程超过300兆瓦，月均增收25万元以上；协鑫能科作为江苏省唯一的虚拟电厂代表，在迎峰度夏演习中聚合25家用户、5分钟内下调负荷超3万千瓦。四是工商业用户与数据中心：上海71家运营商背后是数以万计的工商业可调节用户。
区域分布上，我国中东部地区尤其是上海、广东、浙江、江苏等经济发达的负荷大省（市），电力供需矛盾更为突出，是虚拟电厂快速发展且发展空间最大的地区。北京、上海、江苏、浙江、广东、山东等20多个省市已出台配套政策，形成了以珠三角、长三角为前沿、向中西部负荷中心扩散的产业格局。
六、应用场景
虚拟电厂的应用场景在2026年已经从单一的削峰填谷扩展到多个维度。第一是迎峰度夏保供：2026年7月10日全国用电负荷突破15.18亿千瓦，7月14日再创新高达15.51亿千瓦；上海、江苏、浙江、安徽、湖北、四川等省市通过虚拟电厂实测验证、错峰检修两类前置措施，单日压减高峰负荷最高近177万千瓦。浙江2025年夏季实践中，28家虚拟电厂运营商、二级用户7120户次参与，单日最大响应负荷92万千瓦，累计响应电量超1000万千瓦时。
第二是算电协同：这是2026年最大的增量场景。2025年全国算力中心总用电量达1700亿千瓦时，到2030年预计将增至8000亿千瓦时，占全社会用电量6%左右。上海在2026年入伏之际组织16家数据中心完成国内首次"全方式"规模化算电协同实测调用，两小时内最大压减负荷9.78万千瓦，跑通了柔性负荷调节、备电柴发切换、算力跨域转移三类协同路径。算力中心的用电负荷被拆分为"刚性"和"柔性"两部分，按柔性算力负荷占比28%—51%测算，一旦纳入虚拟电厂统一调度，算力中心将从电力消耗主力转变为极具潜力的调节主体。
第三是新能源消纳：截至2026年6月底，我国风光新能源发电累计装机容量合计19.53亿千瓦，占全国累计发电装机容量约48.3%，但风光发电单日波动幅度可达装机容量的70%以上。虚拟电厂在新能源大发时可作为"负电厂"吸纳多余电力，出力不足时又可作为"正电厂"释放调节能力，这种双向调节能力是传统电厂不具备的。
第四是辅助服务市场：浙江同时开展了虚拟电厂调峰和调频辅助服务市场，江苏允许虚拟电厂以综合能源服务商身份参与调频；广州建立全市约占统调负荷3%的需求响应能力；深圳试点"需求响应保险"产品，保费仅占预期收益的3%—5%。
七、国际比较
从全球视野看，中国虚拟电厂的规模已经走在世界前列。国家能源局数据显示，截至2025年底我国470个项目、1685万千瓦实测最大调节能力，形成了全球规模领先的虚拟电厂集群；德国同类资源规模约1800万千瓦，与我国实测能力大体相当。但利用率是关键差距：德国成熟项目利用率达到65%，而我国资源利用率相较德国仍有较大提升空间。这一差距恰恰说明，我国虚拟电厂当前的主要矛盾不是"建了多少"，而是"用了多少"——市场化机制的完善、可信可调容量的评估、运营能力的提升，才是缩小差距的关键。
国际经验也表明，虚拟电厂的价值在于以高效能与高性价比成为新型电力系统的调节增量来源。在高比例新能源接入的电网中，单纯依靠供给侧调节已经无法解决供需时空错配问题，必须把需求侧的海量分散资源激活为可调度资源。中国在政策密度、项目数量、硬件配套（新型储能136 GW、46条在运特高压通道）方面的优势，为虚拟电厂追赶国际先进利用率水平提供了基础条件。
八、挑战与展望
尽管2026年进展显著，但行业仍面临三重挑战。一是可信可调容量"名不副实"：一些虚拟电厂聚合容量越来越大，但对其中有多少是可信可调容量识别和评估不够充分，全国统一的调节性能技术标准仍在建立中；有运营商因预测偏差无法精准响应被多次罚款，多个月的收益都不足以覆盖罚金。二是盈利模式尚未完全走通：目前较多虚拟电厂的收益仍与需求响应补偿、区域性市场政策或阶段性市场机会密切相关，辅助服务市场空间有限、竞争激烈，且主体大多只能在辅助服务和现货交易中二选一，需求响应一年开启次数有限，缺乏常态化收益。三是技术与标准碎片化：通信协议不统一、响应速度不一致、调节精度难保证，对5G、物联网、AI算法都提出了很高要求。
展望未来，行业将从机制、技术与模式三个维度持续破题。机制层面，建立更加精细的虚拟电厂能力评价体系，构建统一的能力画像和可信容量评估机制，建立评级与强制退出机制；技术层面，以AI预测破解调度不确定性，推动AI驱动的多智能体调度系统建设；模式层面，支持虚拟电厂同时参与现货、辅助服务等市场获取多元收益，优化容量保障机制覆盖范围，给予虚拟电厂容量补偿，稳定基础收益。
距离2030年5000万千瓦的目标，留给行业的时间窗口不过三年多。从资源增长到调节有效、从政策驱动到市场驱动，这场"从潜力到实力"的跨越，正在2026年的迎峰度夏实战与现货市场闭环中悄然发生。随着政策、市场、技术体系持续完善，虚拟电厂将持续释放调节潜力，为我国新型电力系统建设、能源绿色低碳转型提供坚实支撑。
总结
2026年的中国虚拟电厂行业，正处在从"全球最大"走向"调节最强"的转折点。政策端，357号文、国办4号文、"十五五"规划三层设计共同锁定了2027年2000万千瓦、2030年5000万千瓦的国家目标；市场端，四条收益渠道全部落地、现货度电收益0.28元的商业闭环已经跑通；实战端，迎峰度夏单日压减近177万千瓦、算电协同两小时压减9.78万千瓦，证明虚拟电厂已经具备与常规电源等效的调节能力。但1685万千瓦实测能力对5.03亿千瓦理论潜力的数量级差距、65%国际利用率标杆的差距，也意味着未来五年行业的核心命题是把"聚合容量"真正转化为"可信可调容量"。虚拟电厂不是传统电厂的替代品，而是新型电力系统中负荷侧资源的"软件大脑"——它与136 GW新型储能的"硬件锚"协同互补，共同构成高比例新能源电网的灵活性底座。
参考文章
- 关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见(发改能源〔2025〕357号)_政府信息公开_政务公开-国家发展改革委
- 国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见__2026年第6号国务院公报_中国政府网
- 虚拟电厂:让绿电“发得出”又“用得好”---国家能源局
- 深挖虚拟电厂调节潜力-瞭望周刊社
- 虚拟电厂如何改变我国能源保供逻辑
- VPP network powers up as nation eyes smarter grid
- 迎峰度夏关键期 虚拟电厂很给力（迎峰度夏保电进行时）