本文来自微信公众号“中国工业报”，【作者】张楠。
2026年，算电协同正式纳入政府工作报告，跻身国家级新基建重点工程，算力基础设施与新型电力系统融合发展迎来战略提速阶段。作为串联算力负荷与电网调度的核心枢纽，虚拟电厂告别此前点状试点、小规模探索的发展模式，在政策红利释放、海量柔性资源集聚、数字化调度技术迭代的多重驱动下，正式步入规模化落地、商业化运行、规范化提质的全新发展周期，成为衔接能源绿色转型与数字经济提质发展的重要载体。
虚拟电厂并非传统实体发电机组，而是依托信息技术与智能调控算法，将分布式光伏、储能设备、工商业可调负荷、电动汽车、数据中心等各类分散用户侧灵活性资源进行统一聚合、协调优化与集中调度的综合能源管理系统，可作为独立市场主体参与电力市场交易，承接电网日常运行调节任务。相较于传统集中式发电设施，虚拟电厂无需新建实体电站，核心在于盘活存量用电资源、挖掘负荷弹性调节潜力，对提升新能源消纳能力、平抑用电峰谷、保障电网安全稳定运行具备重要现实意义。
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政策体系持续完善
行业发展路径逐步清晰
2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，首次明确引导虚拟电厂参与新型电力系统灵活调节，为行业发展定下基本方向。2024年印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》，进一步提出大力培育虚拟电厂、车网互动、智能微电网等新业态，并设定量化发展目标：到2025年底，各地需求响应能力需达到区域最大用电负荷的3%至5%。
2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发首份国家级专项指导意见，正式明确虚拟电厂“独立经营主体”身份，并划定中长期发展规模：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，调节能力提升至5000万千瓦以上。
进入2026年，相关政策扶持力度再度升级。国务院办公厅发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》提出，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。同年5月，国家发展改革委、国家能源局、工信部、国家数据局四部门联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，提出到2027年初步构建适配人工智能产业、兼具安全性、绿色性与经济性的能源保障体系，显著增强清洁能源与算力设施双向互动水平，为虚拟电厂规模化扩容筑牢政策根基。
在国家政策统筹引领下，地方层面落地节奏持续加快。2022年6月，山西省能源局出台全国首份省级虚拟电厂建设运营管理实施方案，率先开启省级规范化建设进程。此后，北京、上海、江苏、浙江、广东、山东、湖南、四川等多地相继出台配套政策，加快搭建区域运营平台、理顺市场准入规则。
华泰证券分析预测，2025年国内虚拟电厂市场规模可达102亿元，预计2030年市场规模有望突破千亿元。
算电协同深度赋能
拓宽虚拟电厂资源应用空间
传统数据中心以保障业务不间断运行为首要目标，设备长期保持24小时连续运转，供电架构侧重基础电力保障，主动柔性调控能力较弱，属于典型刚性用电负荷。在“双碳”目标与算电协同发展导向下，政策逐步引导算力园区提高绿电消费占比，配套部署储能、蓄冷等灵活性设施，同时要求算力资源具备分级错峰调度条件，可针对非实时算力、离线任务灵活增减、启停负荷，推动数据中心用电负荷由刚性属性逐步向柔性可调属性转变，成为支撑虚拟电厂规模化运营的优质资源。
自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉在接受中国工业报记者采访时进一步解释，单一大型数据中心可调负荷可达10至50兆瓦，区域算力枢纽及产业集群可聚合数百兆瓦调节容量；若叠加储能、蓄冷设施并采用智能化算力调度模式，此类资源在负荷响应速度、调节精度、运行稳定性上可具备明显优势。“全国一体化算力网建设不断提速，算力跨区域调度能力稳步增强，叠加现有电力跨省跨区调度体系，算电协同有效打破地域发展壁垒，为虚拟电厂开展大范围资源聚合、跨省跨区市场化交易提供充足资源支撑。”
在算电协同整体架构当中，虚拟电厂承担着算力负荷柔性聚合、源荷双向调节的枢纽职能。南方电网数字电网研究院副总经理郭晓斌向中国工业报记者阐释，虚拟电厂通过数字化通道打通算力系统与电力系统双向信息链路，将分散的算力集群、数据中心整合形成规模化调节能力，助力算力负荷实现三重价值提升。
一是经济价值，依托柔性负荷调节参与需求响应、电力辅助服务获取市场化收益；二是绿色价值，在清洁能源发电量充裕时段提升绿电使用比例，有效降低碳排放成本与环境合规成本；三是可靠性价值，依托平台统筹优化调度，整体压降用能成本、提升用电保障水平。郭晓斌预判，随着全国电力现货市场体系持续完善，三类价值的释放潜力还将进一步扩大。
行业仍存发展制约
规模化推广面临多重瓶颈
综合行业整体发展现状，黄辉认为，我国虚拟电厂目前正处于从试点示范向规模化商业化过渡的关键阶段，顶层政策框架基本搭建完成，市场准入渠道、基础交易模式逐步打通，但在资源基础、技术标准、市场机制三方面仍存在明显短板。
资源层面，需求侧可调资源整体较为分散，虽然接入资源总量规模较大，但实际有效可调容量占比偏低、出力稳定性参差不齐；接入资源品类同质化较为突出，以分布式光伏为主，难以形成资源互补效应，聚合调节效能未能充分释放。同时，多数可调资源依赖售电企业完成用户对接，资源合作粘性较弱，难以形成长期稳定的聚合规模。
技术层面，全国统一的行业技术规范、通信接口标准尚未全面落地，海量分散资源的协同接入、实时精准调控存在较大实施难度；不同市场主体之间存在数据交互壁垒，加之数据信息安全方面的潜在风险，制约跨区域、跨主体联网调度与常态化运行。
市场机制是当前最为突出的制约因素。黄辉进一步分析，现阶段虚拟电厂可参与的交易品类相对有限，爬坡调节、备用容量、长效容量支撑等高价值收益机制尚未落地；电力现货市场峰谷价差收益空间有限，价格信号难以顺畅传导至终端用电端。对于多数工商业用户而言，负荷调节往往伴随生产受限、设备损耗等成本，现有市场收益难以覆盖调节投入，数据中心等高附加值产业参与调节的积极性普遍不高，不少地区仍依靠财政专项补贴引导资源参与调节。此外，电力市场与碳排放市场衔接尚不充分，未能充分依托绿电交易、可再生能源配额机制调动用户主动调荷意愿。
协鑫能科晟能公司副总经理兼虚拟电厂业务部总经理钱亚南补充表示，行业还普遍存在重建设、轻运营的现象，多数项目业务仍局限于基础需求响应，智能化精细运营模式、多元化盈利体系尚未全面建立；加之各地运行标准、收益分配规则、权责界定尚不统一，行业规范化建设仍需持续推进完善。
明确长期发展方向
行业迈向精细化提质阶段
结合行业发展实际，黄辉判断，未来1-3年，虚拟电厂行业将告别粗放式规模扩张模式，转向精细化运营、标准化建设、多元化价值挖掘的成熟发展阶段。
资源聚合方面，覆盖场景将持续延伸，算力集群、工业柔性负荷、储能设施、电动汽车充电桩、微电网等资源将逐步纳入调节体系，资源响应可靠性与调节能力持续提升；市场交易方面，交易范围由省级市场逐步拓展至区域协同、跨省跨区交易，交易品类从电力现货延伸至中长期、辅助服务、容量补偿等领域；技术层面行业准入门槛将持续抬升，监管方面将针对负荷预测精度、响应速度、数据采集能力设立更为严格的准入条件，仅依靠简单聚合零散资源的中小型市场主体将逐步推出，具备算法研发、平台运营、多元资源整合能力的头部企业将构建长期竞争优势。
钱亚南透露未来发展三大主线，即市场化运营、智能化升级、规模化拓展。企业将持续扩容储能、充换电站、工商业柔性负荷等优质可调资源，迭代优化智能能源调度系统，深耕电力现货交易、电网辅助服务、碳资产增值等多元业务；同时持续复制成熟标杆项目经验，打磨一体化综合能源解决方案，推动虚拟电厂由传统被动负荷响应模式，升级为具备长期盈利能力的智能化综合能源经营载体。
总体来看，随着算电协同战略持续落地、电力市场化改革稳步推进，虚拟电厂迎来良好发展机遇。短期而言，行业仍需补齐统一标准、交易机制、跨区调度、商业模式等短板；长期来看，作为串联算力产业与电力系统的关键枢纽，虚拟电厂将在新型电力系统建设、“双碳”目标落地、数字经济绿色低碳转型进程中持续发挥重要支撑作用。
