新型电力系统下虚拟电厂技术及商业应用
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虫虫说虚拟电厂
10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，向社会公开征求意见。这份文件标志着自2015年新一轮电改以来，中国首次出台覆盖全国、统一适用的电力现货市场纲领性规则。征求意见稿明确，规则自2027年1月1日起施行，有效期5年，同时废止2023年发布的试行版本。 所谓电力现货市场，就是经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。按范围分省间、区域和省三级，按时间分日前、可靠性机组组合、日内和实时四种。征求意见稿的核心变化集中在几个方向。 第一，市场成员扩大了。除了传统的发电企业、售电公司和电力用户，文件首次以规则形式明确新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等"新型经营主体"可以参与现货市场竞争，并响应实时价格信号。这意味着储能和虚拟电厂这些过去主要靠政策扶持的行业，终于获得了正式的市场准入身份，可以通过市场机制赚钱。 第二，价格机制明确了。文件原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时空价值的价格信号。简单来说，就是哪里电多电价就低，哪里电少电价就高，让价格真正反映供需。经营主体有报价权和定价权，电网代理购电用户作为"价格接受者"不申报价格。文件还要求设置申报限价和出清限价，并建立发电机组运行成本补偿机制。 第三，结算机制更透明了。现货市场采用"日清月结"模式，每日清分计算，每月结算。发电侧采用节点边际电价结算，用户侧暂按统一结算点价格。文件特别强调不得设置不平衡资金池，每项结算项目独立记录，不能再像过去那样用一个大池子掩盖盈亏问题。此外，文件还推动调频、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清，跨省跨区交易结果作为现货市场的约束条件。 这份规则出台的背景是，中国电力市场化改革已经推进了多年，但各省现货市场规则各自为政，省间无法协同。2025年以来，一系列配套政策密集出台：年初的136号文推动新能源上网电量全面入市，电价由市场交易形成，结束了新能源享受保障性收购的历史；114号文从国家层面明确新型储能的容量价值，给储能发了"底薪"；4号文提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系。 到了2026年，山东、山西、甘肃等省份的现货市场已经连续运行，午间光伏大发时段现货价频繁出现零电价甚至负电价，辽宁在2026年1月创下连续9天负电价的纪录。这些现象说明，新能源大规模入市后，电价波动幅度远超以往，传统的计划定价模式已经难以适应新的电源结构。 对储能行业来说，这份规则的影响尤为直接。过去五年，储能行业很大程度上依赖"强制配储"政策生存，新能源项目被要求配套建设储能才能并网。但2025年2月，136号文实际上抽掉了这条命根子，配置储能作为并网前置条件的要求被取消。储能的客户从"被迫买单的新能源开发商"变成了"精算到小数点后的电力市场"。 现在，储能可以通过参与现货市场的峰谷价差套利、参与辅助服务市场获取调频收入、通过容量电价机制获得保底收益，多种收入来源叠加，商业模型才真正跑得通。广东在2025年12月已经率先让首批发电类虚拟电厂以"报量报价"方式参与现货市场交易，聚合了约3300万千瓦的可交易资源，约占全省风电、光伏总装机容量的40%，为全国性规则出台提供了先行经验。 对新能源企业而言，规则意味着必须学会看价格信号来安排发电计划。文件支持新能源与场站配套储能作为联合报价主体参与现货市场，陕西现货市场的实践已经证明这一点——新能源利用率稳定在93%以上，实现了保供与消纳的双赢。但挑战也同样存在：现货市场的价格波动可能加剧新能源企业的收入不确定性，如何在低价甚至负电价时段减少损失，将成为企业运营能力的试金石。 征求意见稿的公开征求意见期为2026年10月19日至11月18日。如果规则按此落地，2027年起中国电力现货市场将进入全国统一规则下的规范化运营阶段。对于发电企业、储能运营商、虚拟电厂、售电公司和电力用户来说，都需要尽快研究规则变化对自身业务模式的影响，提前做好市场参与准备。毕竟，当电价真
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国家“十五五”规划明确全面实施碳排放总量和强度双控制度，以强度控制为主、总量控制为辅，将碳排放双控作为约束性指标纳入五年规划实施体系，坚持政策引导和市场激励相结合构建全方位、多层次的低碳管控格局。绿电市场、绿证市场快速发展，并与碳市场加强协同，将成为驱动我国能源转型、实现“双碳”目标的关键力量。研究梳理我国“电—碳—证”市场发展现状及协同趋势，研究碳价传导、数据互通等问题，助力推动碳排放双控目标平稳落地与高质量发展协同共进。 “电—碳—证”市场机制发展现状分析 全国碳市场双轮驱动格局基本形成，扩围后减排效能与市场活跃度显著提升。我国已建成强制配额与自愿减排互补衔接的全国碳市场体系，2025年首次扩围，将钢铁、水泥、铝冶炼三大高排放行业纳入管控，覆盖全国二氧化碳排放总量超60%，截至3月底，全国碳市场累计成交量已达8.85亿吨，累计成交额突破591亿元。全国自愿减排市场（CCER）2024年重启后已累计发布18项方法学，2025年首批国家核证自愿减排量成功上市交易，截至2026年2月，CCER市场累计成交量1062.35万吨，累计成交额7.59亿元，我国碳市场规模持续扩大，定价与资源配置功能进一步显现。 绿电市场有序规范运行，“证电合一”模式成为可再生能源环境价值溯源的重要手段。绿色电力交易作为电力中长期交易单列品种，在交易组织、电网调度、交易结算等方面享有优先地位，依托“证电合一”机制，可实现电力物理使用价值与绿色环境价值同步转移落地。随着小时级绿电交易逐步推广应用，绿电交易品种持续丰富、交易时序不断细化，可以精准适配新能源出力特征，同时兼顾各类市场主体绿色用能需求，有力推动了可再生能源就近消纳与价值高效转化。 绿证市场制度日渐完备，市场活跃度与国际影响力持续增强。2023年以来国家先后出台多项政策，明确绿证为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，核发范围进一步拓展，全生命周期闭环管理机制逐步健全，2025年国际可再生能源组织RE100正式宣布无条件认可中国绿证，显著提升了我国绿证的国际公信力。随着我国持续推动高耗能企业加大绿电消纳力度，重点用能单位绿电消费配额要求稳步落地实施，绿证市场将进一步活跃，市场规范化运行水平持续提升，2025年全国累计交易绿证9.3亿个，参与绿证交易的消费主体达到了11.1万个，全年交易量超过历年总和。 “电—碳—证”协同关键问题分析 碳价信号向电力市场传导不够充分，电碳联动价格形成机制需逐步完善。目前，我国电力市场尚处于深化完善阶段，终端用电价格无法完全传导各类成本，火电碳排放成本难以顺畅传递至下游用户。但从低碳发展逻辑来看，实现火电碳排放成本向终端电价合理传导，是撬动全链条减排的关键举措，能够直接引导终端用能消费向低碳化转型。未来需加快推动电力价格形成机制深度融入碳成本，打通电碳市场传导链路，使得电力价格能够反映碳市场配额价格信号，引导优化电源结构，最终形成电价与碳价双向联动格局，全面提升市场化减排整体效能。 “电—碳—证”数据互通亟待解决，统一核算与数据底座建设要加速启动。“电—碳—证”三者本身具备天然协同性，不仅服务“双碳”减排的核心目标一致，覆盖的发电、用电、交易等市场主体高度重叠，更依托电力数据实现底层互通。电力计量数据是碳排放核算、绿证核发的基础依据，绿证则是绿电消费及对应减排权益的法定凭证，数据共享、核算统一是三者协同发力的前提。现阶段，三个市场之间仍存在数据壁垒，数据口径尚未完全统一，极易出现核算偏差、重复计算等问题。未来需搭建“电—碳—证”一体化数据共享底座，统一数据来源、计量标准，实现绿电消费量、绿证对应量、碳减排核算量精准匹配，保障全流程数据真实可溯。 区域减排需求与资源禀赋不匹配，需促进跨区域电碳证要素流动效率提升。我国能源禀赋与产业布局呈现明显区域分化特征，华北地区工业与火电集中，碳排放总量大；西北地区风光资源富集，但火电存量规模较大，碳排放总量亦处于高位；云南、四川等区域水电资源优越，碳排放强度相对偏低。随着全国碳市场覆盖范围持续拓展、配额总量管控趋严、企业履约约束不断强化，叠加碳排放双控责任向地方与重点企业逐层细化分解，区域间绿电、绿证资源流通性受到碳排放指标、碳排放责任归属的影响，需要在碳排放指标统筹分配的情况下，完善形成更透明、更顺畅的跨区域流通机制，充分发挥绿电价值的市场引导作用。 支撑“电—碳—证”机制协同的相关思考 通过市场化报价将煤电碳成本疏导至用户侧，强化碳成本传导。随着碳市场配额逐步收紧及有偿分配机制的引入，预计碳价将持续上涨，煤电行业通过电价疏导碳价成本的意愿将更加强烈，市场化机制是煤电企业碳成本疏导的关键途径，需要加强电力市场建设，适当放宽中长期交易电价基准价约束，通过市场化报价方式强化煤电电价与碳价联动，强化煤电企业的碳成本疏导，扩大电碳市场联动性，充分发挥市场信号的引导作用。 强化电力数据与分析平台建设，服务市场数据互通。电力数据具有实时性、精准性、全覆盖优势，是开展监测、分析区域、企业碳排放情况的核心数据源，亟须依托电力数据，完善集成核算、监测、分析功能的碳排放数据平台，推动解决数据口径不一、核算不准、共享不畅等问题。深入挖掘电力数据在碳排放统计核算与监测体系中的应用价值，研发相关功能，研究绿电绿证抵扣方法、非化石能源核算的计算模型，服务绿色价值在各个市场中顺畅流通、公平体现。 服务碳排放双控指标与市场机制衔接，促进减排资源优化配置。综合考虑不同类型地区的主体功能定位、产业发展阶段、能源结构特征、自然资源禀赋等差异，协助政府科学设置分区域、分行业的碳排放总量和强度双控指标，确保指标与地区发展实际和承载能力相匹配。强化指标设置与“电—碳—证”市场的统筹衔接，充分发挥市场在减排资源配置中的作用，保障绿证、碳配额跨区域自由流通，引导减排资源向效率最高的领域和地区集聚，实现全社会整体减排效益最大化。
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9月16日，由中国能源研究会虚拟电厂专业委员会主办、杭州高特电子设备股份有限公司联合主办、北极星电力网承办的“聚能生态 电链未来”——2026虚拟电厂落地实践研讨会（第四期）在高特电子仁和智能生产基地召开。本次研讨会聚焦虚拟电厂政策机制、市场交易、平台技术、项目案例和商业模式，众多行业专家、企业代表等展开深入研讨。 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在致辞中提到，自虚拟电厂系列研讨会启动以来，我们的足迹跨越大江南北。从苏州的“聚能生态”，到各地的“电链未来”，我们一路走、一路看、一路探讨。这不仅是地理空间的跨越，更是我们推动虚拟电厂从“规模化落地”向“高质量商业化运行”迈进的坚定步伐。每一次的相聚，都见证了我们在技术突破上凝聚的共识，在模式创新上碰撞的火花。 他表示，虚拟电厂的发展，从来不是单一主体的孤军奋战，而是全产业链的同频共振。作为行业发展的“连接器”与“催化剂”，专委会将继续发挥桥梁纽带作用。面向“十五五”，我们将重点围绕深化产业生态协作、加快标准体系建设、强化政策协同研究等方向发力，持续推进虚拟电厂发展报告和典型案例库的编制，及时向政府反馈行业诉求，携手各方共同破解发展难题。 杭州高特电子设备股份有限公司副总经理兼数据服务部总经理谢建江在致辞中介绍，高特电子做了二十多年电池管理。从 2021年起，高特电子把能力专注于微网数据服务平台方向，到今天已经形成了两条业务主线：一条是微网运营，打通设备孤岛，把站端的新能源设备和碳管好；另一条是虚拟电厂运营，打通资源孤岛，把分散的资源组织起来，到电力市场里获取收益。两条线合起来，就是从数据感知走向智能决策，从设备控制走向市场运营，为用户和电网提供经济、安全、可靠的运营和运维服务。 他表示，电力市场化改革走到今天，源网荷储一体化，已经从一个概念，变成了一笔可以算清的账。虚拟电厂的价值，正从单一的电价套利，走向需求响应、辅助服务、现货交易、绿电消纳这些多元的收益组合。这条路高特电子刚起步，往后的空间还很大。高特电子愿意把运营能力开放出来，和在座的集成商、售电公司、投资方一起，把技术做扎实，把模式跑通，一起把市场做大。 浙江电力交易中心有限公司三级专家金骆松在演讲中介绍，随着新能源大规模发展，电力平衡进入双向缺口阶段，虚拟电厂迎来发展舞台。浙江率先建立现货市场环境下新型主体市场化响应机制，并持续迭代升级，目前削峰、填谷双向可调能力均已突破百万千瓦量级。他同时指出，虚拟电厂行业仍处在商业模式探索期，未来要从“拼规模”转向“拼质量”、从“赚快钱”转向“赚长钱”，深耕用户价值；在“双碳”目标引领下，运营商可沿着电能量、辅助服务向绿电消费协同、碳资产管理、零碳园区综合能源服务等方向拓展收益空间。 国网能源研究院有限公司能源互联网所高级研究员张希凤围绕虚拟电厂国内外实践、发展方向及市场机制设计，分享了一些经验启示。对比德国、美国经验，她认为德国平衡基团机制、高电价和分布式电源强制入市，以及美国需求响应立法和PJM容量市场，为虚拟电厂商业化提供了制度基础。针对市场机制设计，她提出虚拟电厂没有并网点、资源可能跨多个交易节点，需建立“虚拟机组”分级架构，每台虚拟机组聚合资源不超过一个交易节点，以实现与节点电价现货市场有效衔接。她判断，未来虚拟电厂聚合规模有望在2030年达到8500万至1.3亿千瓦，中东部城市将率先突破，技术性能向“类电厂”演进，运营商核心能力在于“专业化服务+系统性管理”，参与辅助服务和现货市场交易是实现可持续发展的重要路径。 国网（江苏）电力需求侧管理指导中心技术部主任周珏深入剖析了虚拟电厂的概念本质并围绕国际实践进行了经验分享。他指出，虚拟电厂发展首先要统一认识，回归电力系统底层机理。他介绍，虚拟电厂可聚合资源涵盖可调负荷、储能、分布式电源等，其中电热、冷、氢转换负荷值得关注；从电网视角看，虚拟电厂单元可类比常规电厂机组，但参与实时及辅助服务市场需秒级通信。他介绍了调节容量、响应时间、调节时间、调节速率、调节精度、持续时间6个关键指标，是运营商设计资源组合、参与不同市场机制的基础。在聚合范围上，他建议通过节点电价分散度分析，在输电阻塞小的区域扩大聚合范围，提高聚合效率。对比国际实践，美国DER聚合商可直接参与批发市场，欧洲虚拟电厂可通过平衡责任主体（BRP）间接参与，而英国2024年推出的VTP体系允许聚合商直接参与批发市场。他强调，虚拟电厂运营商的核心能力在于快速量测采集，精准计量遥测，高水平功率、负荷、电价预测以及商业运作能力。 杭州高特电子设备股份有限公司数据服务业务部市场总监叶朗从企业实践的角度进行了分享。他介绍，高特电子构建了感知、数据、应用三层能力体系，虚拟电厂平台实现从交易申报到结算的全链路数字化闭环，并将能源管理与碳核算统一到同一数据基座。他分享了三个实践案例：浙江某县域能碳和虚拟电厂运营项目实现政府、投资平台、企业三方共赢，模式已跑通可复制；仁和低零碳智慧工厂通过算法优化，同一套光储硬件IRR提升3个多点、回收年限缩短一年多，需量管控年省30多万元；安徽某纺织集团购售电+微网协同策略，综合度电成本降低约1分6，年节省成本约160万元。他还介绍，高特电子于9月4日发布新能源资产交易平台，基于BMS电池管理数据积累为储能资产提供健康评估报告，覆盖新能源资产从投建、运营到退出的全生命周期，推动资产从可见走向可交易。 IET Fellow、中国开发区协会零碳园区专委会首席专家、中国能源研究会虚拟电厂专委会委员张锋正高级工程师认为，算电协同是破解零碳园区能源错配、算力高碳、盈利薄弱难题的核心路径，能够同步实现新能源就地消纳、园区综合用能成本下降、碳资产市场化增值、算力产业绿色升级多重价值。当前以绿电直供、绿色算力交易、虚拟电厂增值为代表的商业模式已在东数西算、综合产业园区验证可行。未来伴随电力现货市场、算力交易市场、碳市场机制持续完善，算电协同零碳园区有望成为新型电力系统与数字经济深度融合、落实 “双碳” 目标的核心载体。 国网上海能源互联网研究院有限公司电网柔性互联事业部副主任左娟解析了虚拟电厂最新的政策市场环境、建设现状及难点、核心技术，并对虚拟电厂的发展进行了展望。她指出，我国虚拟电厂功能定位清晰，以保供为第一要务，兼顾促进新能源消纳和完善市场体系。目前上海虚拟电厂接入运营商已超70家，实测响应能力达164.77万千瓦，成为全国首个响应能力超过150万千瓦的城市。她认为，当前主要难点在机制不完善、盈利模式不清晰、运营和技术能力待提升，突出问题是聚合可调节能力可信度较低，浙江将D-2出清调节能力直接砍半纳入系统平衡即是例证。她总结虚拟电厂三大核心技术为聚合、调控和运营，未来将向源网荷储混合型、增量配网型等多元化发展，并推进区域、省级、地市级多层级互动，电网公司将加大对可信调节能力的评估考核，变现能力直接取决于调节质量。 晶澳智慧能源高级市场分析师毛绎涵围绕数据和算法两大驱动力进行了解析。她表示，电力交易是手段、虚拟电厂是载体、资产增值才是最终目标。她提出三个观点：虚拟电厂不仅是新兴概念，更是新能源资产运营商的基础能力；不仅是管理平台，更是独立交易主体，核心KPI是为背后资产创造阿尔法收益；不仅是短期风口，更是伴随电力市场化改革的长期事业，让资产在全生命周期内实现价值最大化。她认为，虚拟电厂需具备四方面能力：算法支撑的数据感知能力、量价耦合与风险对冲的动态决策能力、将功率指令拆解为不影响用户体验的微调执行能力，以及贯穿全过程的优化学习回测能力。晶澳基于各类资源构建了“聚合调控交易评估”的全流程闭环，并希望以开放平台与行业生态伙伴携手，让每一度绿电发挥最大价值。 东南大学教授、电力经济技术研究所所长高赐威指出，虚拟电厂商业闭环难的关键在于容量价值说不清，电力系统难以将其纳入电力电量平衡。他以示意算例说明：某虚拟电厂聚合分布式光伏80兆瓦、储能20兆瓦、可调负荷20兆瓦，合计装机120兆瓦，但晚高峰光伏出力骤降、可调负荷兑现未知、储能时长有限，调度无法判断“缺电时刻能顶多少”，最终在平衡中按0兆瓦计入，仍需安排常规备用兜底，账面资源沦为“零价值”。他提出四类容量评估方法：基于历史数据折算的有效容量、基于概率统计的可信容量、基于系统可靠性的等效可靠容量（EFC）、基于等可靠性替代的有效带载能力（ELCC），并总结为统计归约、概率描述、系统可靠性三层递进认知。他强调，长期看统计、短期看预测，系统运营商关心ELCC/EFC，虚拟电厂运营商则需用可信容量支撑投标决策和风险管控。他呼吁夯实虚拟电厂价值评估基石，推动其真正纳入电力系统规划与容量市场体系。 朗新科技集团股份有限公司高级业务研究员张雨婷分享了AI如何让虚拟电厂从响应能力走向商业价值。她指出，全国备案虚拟电厂已超470家，但多数项目实测有效可调资源不足名义聚合规模的20%，多数运营商仍依赖补贴，真正市场化盈利者寥寥。她认为，“会响应”只是入场券，关键要打造核心运营交易能力，面对负荷预测难、价格预测难、交易决策难三大难题，朗新构建AI驱动的虚拟电厂智能体，实现会预测、会报价、会避险，其日前价格预测准确率在江苏达92%，价差预测准确率超80%，负荷预测达97%，并通过凯利公式动态调整申报系数，通过平衡风险和收益得到最优报价策略。她介绍，朗新九功AI能源大模型运用于虚拟电厂、微电网、算点协调等多个场景，并参与3个国家级零碳园区建设。 杭州思度云电力科技有限公司董事长俞庆围绕光储微电网参与虚拟电厂的落地路径与实践作出分享。他指出，虚拟电厂的本质是负荷侧调度，是实现最后一公里调度的主要途径，但“让负荷侧具备响应能力不等于让负荷直接听话”，企业能碳运营的专业化管理环节目前是缺失的。他认为，虚拟电厂赚钱的路子多在虚拟电厂之外，市场化收入仅是其中一部分。他介绍，浙江2026年市场化需求响应中，注册运营商达到近70家，但聚合商动员能力还需要不断提升，从主要以自有资源为主，转向负荷侧多元参与。实践方面，其微网+分布式资源聚合后参与浙江市场化响应并取得良好排名。他强调，应推动微电网作为整体参与售电和虚拟电厂，形成资产、资源、产品、交易的运营路径，构建“建-运-交-智”四位一体的全过程能力体系。 研讨会结束后，与会嘉宾深度参观了高特电子未来工厂，亲身体验其数字化研发设计、智能化柔性生产、绿色低碳制造等核心应用场景运营实况，将研讨会的理论与项目参观的实践相结合，进一步促进了产业生态圈的交流与合作。
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虚拟电厂从前两年的“万亿市场”概念火热，到今年的逐步落地，感觉整个行业慢慢进入到理性阶段。这个转变其实是从2025年4月份，发改能源〔2025〕357号下发开始，357号文的核心要点之一，就是坚持虚拟电厂市场化，并为虚拟电厂主体进入电能量市场和辅助服务市场明确了路径。2025年6月，广东省电力交易中心发布了《关于发布广东虚拟电厂参与电力市场的相关细则的通知》（广东交易〔2025〕152号），包括广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则，以及广东虚拟电厂运营管理实施细则，是国内最早发省级虚拟电厂运营管理细则的省市之一。经过了1年的新规则运行后，广东虚拟电厂运营商有哪些特点？这里我们基于公开的各类信息，做个宏观分析。申明：由于存在信息不全、公示、异议等各种情况，数据可能不准确；部分数据和分析由AI做出，也可能存在误差，所以本分析仅供参考。 进展批次与结构从 2025 年 9 月首批公示到 2026 年 6 月第九批，广东用九个月放出 77 张虚拟电厂运营商牌照，但节奏是明显的前重后轻。前四批（2025 年 9—12 月）几乎月月一批，且越放越多：前四批分别是10、9 、12 、16 家，四个月累计 47 家，占全部的六成。这是典型的政策窗口开启期——细则刚落地，存量售电商、发电集团、聚合商集中申请。2026 年之后节奏陡然收敛：第五批 13 家、第六批 9 家，到第七批只剩 1 家（广东粤博售电，还经历了异议核查），第八批 5 家、第九批 2 家。最近三批合计 8 家，不到前四批的两成，说明想拿牌照的基本都拿到了，准入的"抢跑期"已经过去。主体结构也随批次一路迁移。第一批是"国家队检阅"——10 家里 8 家央国企，南网、华能、中广核、粤电、广汽全数在列，示范意义大于市场意义。第三批开始民营主导（12 家中 9 家民营），售电商、充电桩、负荷聚合商密集涌入。第四批是跨界高峰——16 家里 8 家地方国企，首次出现地方平台（广东省交通开发、阳江城投）和设备商（东莞市开关厂、珠海派诺），其中 7 家是为做虚拟电厂才新拿的售电牌照，跨界玩家入场最集中的一批。第八批则明显回到央国企：5 家里 4 家是发电主体（国家电投、广州发展、中广核、海尔光伏），时间点正好跟在 2025 年 12 月首批发电类虚拟电厂参与现货交易之后——补的是"发电类 VPP"这条线。一句话总结：名录扩张已进入平台期，竞争重心正从"抢牌照"转向"拼聚合能力和运营收益"。 所处行业分布77 家运营商的行业结构如下：发电公司 22 家、售电公司 20 家，合计 55%，构成绝对主体——前者带着新能源场站和独立储能，后者带着零售用户池，两类都是天然的聚合起点，也解释了为什么早期批次几乎被它们包圆。丰富的生态是在长尾。其中非电的能源企业 8 家（燃气集团为主，港华、深燃、新奥）、设备商 6 家、EPC 6 家、充电桩 4 家、地方平台 3 家——这 27 家跨界主体占了三分之一，且高度集中在后几批。它们的共同点是离客户和负荷侧更近：燃气集团握着工商业用户和分布式光储，设备商握着电池和电表数据，充电桩企业握着可中断的充电负荷，地方平台握着交通、城投这类天然的柔性场景。它们进入虚拟电厂，是原有业务的延伸，更是对综合能碳业务的多元化尝试需求驱动。最值得注意的反而是专业负荷聚合商，或者算法驱动型资源聚合公司只有 4 家（原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰科技），占比 5%。这说明广东虚拟电厂的主流路径不是"独立第三方聚合商"，而是"存量资源持有方顺手把资源接进来"。纯技术型或者算法型公司没有资源禀赋，只能靠算法和运营能力破局，短期内很难跟资源方正面竞争，这也是国内 VPP 商业模式的普遍困境。 注册资金77 家合计注册资本 262 亿元，但中位数只有 1.33 亿、均值却高达 3.4 亿——典型的头部偏移，少数巨头拉高了整体。头部 7 家（占9%的数量）占据 58% 的资本——广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿、南网储能 14 亿、华能广东 11.9 亿、穗开电业和广汽能源各 10 亿。尾部 18 家（占23%的数量）加起来只有 3.4 亿，占资本总量 1.3%，全是负荷聚合商和轻资产售电商——华工能源、中核汇能（广东）各 1000 万，原力众合 1295 万。这恰恰印证了前面的判断：广东虚拟电厂的主流玩家是用资本堆出来的资产持有方，专业聚合商靠算法和运营能力入场，在资金实力上肯定不如资产方。 企业身份分析国资 35 家（45%）、民营 40 家（52%）、外资/港资 2 家。 数量上民企过半，但注册资本完全是另一幅图景：国资 209 亿，占 80%；民营 40 家加起来只有 49 亿，占 19%。 民企平均一家 1.2 亿，国资平均一家 6 亿，差了五倍。国资内部还有个反常识的点：真正的资本主力不是央企，而是地方国企。央企 11 家只有 44 亿（中核汇能广东才 1000 万、中广核广州 2.1 亿——央企的省级平台公司普遍是"壳"，钱在集团层面调配）；地方国企 24 家却有 165 亿，广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿全在这一档。广东虚拟电厂的资本底盘，是广州、深圳、东莞这些地方国资撑起来的。行业切开看，分工非常干净：电网公司 4/4、地方平台 3/3 全是国资；发电公司 15/22 国资——重资产、需要牌照和政府关系的环节，一家民企都挤不进去。反过来，负荷聚合商 4/4 全是民企，售电公司 18/20 是民企——轻资产、拼算法和客户运营的环节，国资基本不碰。这是一条清晰的分界线：国资占资源，民企占接口。 谁能把两头连起来，谁就掌握了虚拟电厂真正的价值。 新能源行业玩家按主营业务落在光伏/风电、储能、新能源汽车充换电三大赛道的口径筛，77 家里有 29 家（38%）以新能源为主业，是虚拟电厂运营商中最大的单一来源。这不意外——虚拟电厂的本质是聚合分布式资源，而这些资源正握在新能源玩家手里。内部结构却略有失衡：光伏/新能源发电 19 家，储能为主有 4 家，充换电 6 家。19 比 4 的悬殊说明，当前广东聚合的仍以"发电型"分布式资源为主——中广核、中核汇能、广州发展这类新能源电站运营商，加上海尔光伏、保碧、晶正、泰集速维这批分布式光伏投资/EPC。而真正提供调节能力的储能侧太薄：只有南网储能、鹏辉、新巨能、华核 4 家。这与广东 2025 年 12 月首批入市的发电类虚拟电厂是同一逻辑——先把光伏聚起来平抑出力波动，储能和负荷侧的调节价值还没被充分定价。另一个特征是民营占比 41%（12/29），远高于全样本的 40% 且集中在光伏 EPC 与充电桩。新能源是民营主体进入虚拟电厂最主要的通道；反观储能赛道，4 家里 2 家是国资背景，重资产属性让民营难以独立入局。 资源禀赋与入场时机根据广东的交易规则，售电牌照和虚拟电厂牌照是同时取证的，也就是去的虚拟电厂牌照时默认就获得售电牌照，售电公司可以延伸申请虚拟电厂牌照。我们根据SD编号（售电公司牌照编号）的排名，和XN编号（虚拟电厂牌照编号）的对比分析，把 77 家按售电牌照取得的先后拆成三段——老牌（SD≤300）21 家、中期 32 家、近期新取牌（SD>800）24 家——再看各行业内部的构成，分化极为清晰。最近一年里同时获得虚拟电厂+售电牌照的主体：设备商 6 家里有 5 家（83%），地方平台公司 3 家里 2 家，能源企业和 EPC 虚拟电厂运营商也有一半企业是这种情况。这些主体本来跟电力交易毫无关系：东莞市开关厂做开关柜，广东省交通开发管高速公路，广东晶正做分布式光伏工程。他们代表着各自主营行业-新能源业务-电力交易-虚拟电厂参与交易这个路径延伸的探索者。反过来看售电公司这一类，20 家里 19 家是存量老玩家，也就是售电牌照早于虚拟电厂牌照1年以上去的，新面孔只有 1 家。这不难理解：纯做售电早已不是能吸引新进入者的赛道，反倒是虚拟电厂给了售电公司一个延伸交易方向的机会。结论是，广东虚拟电厂的增量玩家，不是从电力交易市场里长出来的，而是从负荷侧和资源侧倒推进来的——谁离可调节资源近，谁就有底气玩虚拟电厂，顺带拿一张售电交易牌照。 小结 一、扩容已进入平台期。九个月九批共 77 家，但前四批（2025年9—12月）就放出 47 家，占六成；最近三批合计仅 8 家。想拿牌照的基本都拿到了，竞争重心从"抢准入"转向"拼运营"。 二、售电资质是通行证，不是业务。 广东要求 VPP 运营商必须先具备售电资质，77 家全部持牌。但其中 24 家（31%）是 2024 年后才办的售电牌照，最极端的 5 家，两张牌照几乎同日到手。 三、行业结构：发电+售电占五成半，跨界主体占三分之一。 发电 22 家、售电 20 家构成主体；但能源、设备商、EPC、充电桩、地方平台合计 27 家，且集中在后几批。它们的共同点是离负荷更近——手里有柔性资源，比有交易牌照更值钱。 四、专业负荷聚合商只有 4 家，占比 5%。 原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰，注册资本中位仅 1647 万，全场最轻。广东 VPP 的主流路径不是"独立第三方聚合"，而是"资源持有方顺手把资源接进来"——纯技术型聚合商很难跟资源方正面竞争。 五、国资占资源，民企占接口。 民企 40 家、数量过半，但注册资本只占 19%；国资 35 家握着 80% 的 262 亿资本，且主力是地方国企（24 家、165 亿）而非央企。电网、地方平台、发电几乎全是国资，负荷聚合与售电几乎全是民企。谁能把这两头连起来，谁就拿到了虚拟电厂真正的价值。 六、名录有进有出，且外省民企正在"入粤淘金"。77 家里有 6 家是省外主体——合肥原力众合、北京龙德缘、温州泰集速维（正泰系）、四川安展、苏州保碧（碧桂园创投系）、青岛海尔光伏，全部是民企。它们在广东既无电厂也无电网关系，靠的是把外省练过的聚合技术、户用光伏渠道、储能产品搬进广东现货市场——广东成了全国 VPP 玩家的试验场。 另一头，名录也开始出清：比如某家地方新能源公司，如今已同时从虚拟电厂在册名录和售电公司目录中消失——官网在册 76 家、公告累计 77 家，差的正是这一家。 这提醒一件事：牌照拿到了不等于留得住，广东的 VPP 名录是动态的，运营不达标一样会被清出去。
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