虫虫说虚拟电厂

日前，在包头达茂零碳园区的绿色纯净金属冶炼项目现场，机器人自动打开全封闭矿热炉出铁口，通红的铁水奔涌而出。这是全国第一炉由源网荷储技术支撑的“绿色”合金铁水，其电力来自40公里外的草原的风能。 长期以来，硅锰合金冶炼是典型的高耗能、高排放行业，传统工艺每吨耗电约4000度，严重依赖火电。项目通过重构能源底座，总规划12万千瓦新能源、配建2.2万千瓦储能，绿电通过110kV变电站直供矿热炉，使绿电占比达70%。每年约5亿千瓦时用电量中，超过3.5亿度来自风电，对比传统工厂年减排二氧化碳超20万吨，实现从源头减碳。 项目采用源网荷储一体化模式，通过自适应多源发电协调系统和储能调峰，让不稳定的风变成可控的工业电，风大多用、风小由储能补足。同时，全流程机器人系统全面替代人工，DCS系统实现毫秒级精准控制和集中调度，自研智能调控系统利用机器学习算法动态优化负荷，技术领先全球铁合金行业。 该项目带来生态、经济、社会三重红利：全面投产后年产值10亿元、税收5000万元、带动本地就业500人；每年减碳超20万吨；尾气回收发电，除尘灰、废渣全部外销循环利用，实现“零废”工厂。 据介绍，此项目推进节奏紧凑：2024年8月获自治区能源局批复，2026年1月工厂送电，3月源网荷储项目整体送电，4月24日出铁。团队以“产能置换+零碳园区评分机制”的创新路径获得新能源指标，成为包头首个新能源侧与负荷侧同步建设、同步投运的六类市场化项目。 首批“绿色”铁水的出炉，标志着铁合金行业实现了“高比例绿电直供+机器人规模化替代+全流程智能调控”的商业化闭环，证明高载能不再是高排放的代名词。这炉由草原的风吹出的“绿色”铁水，为内蒙古自治区新型工业化和零碳发展提供了有力样本，为构筑祖国北方重要生态安全屏障和国家重要能源基地贡献了“绿色方案”。 与此同时，对对钢企而言，最合适的绿电获取方案是什么？ 整体来看，绿电直连为钢铁企业发展电炉钢等低碳生产路径提供了新的绿电解决方案。不过，企业在选择绿电直连时，也需要充分评估自身能力和实际需求。 首先，项目前期投资通常较高，且回收周期长，更适合资金实力较强的大型企业。这主要是因为绿电直连项目前期投资不仅包括电源侧电站建设，还包括配套的直连线路、变电站和储能设施（一般为可选配置），同时也对企业运营管理能力提出了较高的要求。对于中小型企业而言，除了自建项目之外，还可以关注周边地区国家级零碳园区建设进展，以减少前期高额的资本支出。2025年12月份，国家已明确提出要推动绿电直连在国家级零碳园区落地，并提供资金支持，各省份通常也会为园区能源系统建设提供额外补贴。如果零碳园区实现100%离网运行，企业还能进一步节省电力系统附加费用。 其次，企业在选择绿电直连时应合理测算自身实际用电需求和装机规模。一是需要满足政策对于电力使用比例的要求；二是根据当前并网型项目输配电费计算方法，若直连项目平均负荷率低于所在省份规定水平，则会带来额外输配电成本，应慎重采用。 最后，企业应当考虑下游客户的需求进行综合考虑。对于出口业务为主的企业，通过绿电直连获取可追溯的低碳电力，将有助于明确产品的低碳属性，更好地适应未来国际贸易政策变化，并降低潜在的碳成本。对于非出口导向型的企业而言，“双碳”亦是大势所趋，例如钢协正积极推进与港澳地区建筑行业加强绿色低碳钢材应用合作等。因此，钢企应当积极探索推动绿电的使用，满足下游的低碳需求。 钢铁企业在充分了解现行政策的基础上，可以布局最合适的绿电获取方案，在提升绿电比例的基础上提高用电经济性。不过，在全国统一大市场建成前，现阶段电力市场仍显示出很强的地域性。由于各地进度不同、政策不同、电源结构也不同，企业需因地制宜寻找最适合自身需求的绿电获取方式。 以江苏为例 详解两大路径及适用边界 路径一：自建分布式新能源，直接有效但规模受限 利用厂区建设屋顶光伏项目是钢铁企业自建新能源的普遍选择。当前，最大规模的屋顶光伏项目是宝钢股份下属宝山生产基地建设的148兆瓦光伏项目群。此外，河钢、沙钢、太钢不锈、中天钢铁集团、鞍钢集团也都铺设了15.8兆瓦~72.5兆瓦不等的分布式光伏。 这些屋顶光伏项目通常被界定为大型工商业分布式光伏，不仅能为企业提供直接绿电供应，在满足一定政策条件的情况下，还能通过出售富余电力为企业带来额外收入。2025年1月份，国家发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》规定了大型工商业光伏的上网方式，即只有在电力现货市场连续运营的地区，大型工商业光伏才可以反向向电网售电进行现货交易，获得额外收益。 除此之外，在执行层面，各省份往往有不同的细则要求。在江苏，电力现货市场于2025年9月份实现了连续结算试运营，可以实现余电上网，但是选择该方式的企业屋顶光伏项目需要按照集中式光伏电站备案。由于目前分布式电源每月上网电量不稳定，预测难度较高，所以江苏在2026年期间自发自用的分布式光伏项目仍以中长期的月度/月内交易为主。同时，江苏没有限制自发自用的比例。 136号文在这些项目保证自身绿电供给之余，通过建立新能源价格场外结算机制（机制电价）为余电上网的电量守住了收入底线。若市场交易价格低于机制电价，电源会获得差价补偿，反之，当交易价格高于机制电价时则会扣除差价。这种“多退少补”的结算方式，给发电企业提供了一个稳定的预期，同时也保障了最低收益。除此之外，各个地区也出台了136号文细则。江苏对于参与电力现货市场的电量实施了限价，以平抑现货市场电价的大幅波动。 整体来看，自建分布式光伏是钢铁企业直接获取绿电及绿证的有效途径。随着中国电力市场建设不断完善，部分项目还可以通过余电上网的方式获取额外的收益。但是由于场地限制，自建分布式光伏只能满足企业极少的可再生能源电力需求。目前，国内最大的宝钢股份宝山基地厂房屋顶光伏项目年发电量高达1亿千瓦时，但是仅占总用电量的1%左右。这一比例在规模较小的钢铁企业中也十分常见，如陕西省某钢铁企业拥有11.17兆瓦光伏发电项目，其绿电使用比例同样不足1%。这种分散式自发电模式，从规模经济和社会整体效率角度看，并非资源配置的最优方式。随着我国可再生电力供应规模持续快速扩张，其消纳更需要依托全国统一电力市场进行优化配置。 路径二：参与电力市场交易及购买绿证是主流途径，企业需熟悉相关政策及交易规则，提前规划 电力市场交易包括中长期交易、现货交易、绿电交易。参与绿电交易或者单独购买绿证是钢铁企业满足绿电需要（这里的“需要”是指企业自身转型目标的实现或者企业满足国家对钢铁行业可再生能源消纳指标的政策合规需要）的常见选择。绿电交易是“证电合一”的交易，尽管电量与绿色价值（即绿证价格）分开标价，但绿证会在电量交易发生的同时转移到购电方。绿电交易同时也是中长期交易的一种，往往以多年、年度、月度以及月内为时间标的，并通过双边协商、集中竞价或者挂牌方式达成交易。绿证交易则是单独购买可再生能源绿电证书的行为，不与物理电量绑定，但是可以作为钢铁企业满足可再生能源消纳指标考核的官方凭证。 企业如果高度依赖绿电和绿证交易，未来可能会面临绿电或者绿证供给下降、价格上升的风险。原因在于，136号文强调对于“纳入机制的电量，不重复获得绿证收益”，意味着纳入机制的这部分电量不再参与绿电交易，也不再获得相应的可交易绿证，从而导致绿电交易总量减少，新核发的可交易的绿证也会减少，钢铁企业将难以依赖这一单一的途径获取绿电。 按区域划分，电力交易可分为省内交易、省间交易，省间交易按照交易的内容又可以分为常规省间、省间绿电。省间交易对于可再生能源资源较少而用电需求量大的区域十分重要。以江苏为例，2023年江苏省钢铁企业年用电量高达491亿千瓦时，占全省工业用电量的9.1%、社会用电量的6.2%。但是江苏省2025年度绿色交易电量大约只有210亿千瓦时，这部分电量不到钢铁企业年用电量的一半，且还需满足其他行业需求。如果江苏未来实现工业电气化和低碳化，省内绿电供给难以覆盖需求，跨省购电将不可或缺。目前，江苏已经有多条常态化省间线路，将青海、新疆等8个省份的绿电输入江苏。同时，江苏规划了到2027年输电能力达4600万千瓦的外来电通道、13000万千瓦可再生能源接网消纳规模以及400亿千瓦时的绿电交易供应电量。 对于企业来说，参与省间电力交易需多关注电力平台公告，注意申请时间线并积极同省外电源协商达成双边协定。以江苏为例，2025年10月份，电力交易中心就已经开始收集2026年度多年期的绿电交易意向。月度交易则大约提前半个月左右，由北京电力交易中心发布某条具体线路的竞价通知。另外，省间交易有明确的交易优先级，年度（含多年）优先于月度（含多月），月度优先于月内，中长期交易优先于省间现货，只有前一级电力交易还有余量，才会开启下一级的电力交易。因此，省间交易量几乎来自于中长期合同，钢铁企业如果有省外购电的需求，应根据年度和月度用电需求，积极同外省电源企业沟通，提前锁定绿电供给。 绿电供给有限钢企能源转型面临电网结构性制约 当前，分布式光伏和绿电交易规模仍然有限，难以为钢铁转型提供充足的低排放电力。要根本解决钢铁行业这一转型难题，离不开电力行业深度脱碳的努力，即提高新能源发电比例，推动电网排放因子的下降。降低电网排放因子不仅能帮助企业以更低的成本生产低碳钢铁（构建模型得出的结论），还会影响欧盟CBAM中对于电力作为间接排放计算的默认值，可帮助有出口需求的钢铁企业降低合规成本。 因此，钢铁行业转型需要多方协同推进，电网的清洁程度也决定了钢铁企业能从电力市场中获得多少风光电量。各省份的电源结构是电力市场各类交易的根基，而风光发电量则进一步限制了电力市场中风光电力的实际可交易规模。以江苏为例，其电力供应结构仍以火电为主，尽管新能源发展势头迅猛，但截至2025年，火电仍占总发电量约80%，风光发电量仅占12%，约775亿千瓦时。 根据江苏省年度常规电力交易公示，火电同样是主力，占2026年度交易总成交量的93%；其次是核电，约占5%；风光电源交易量在常规电力市场交易和绿电交易中都偏小。以江苏2025年风光总发电量约775亿千瓦时来考虑，即使绿电市场扩张到现在的3倍，新能源的电力也无法成为市场主力。对于江苏来说，如果想让风光成为电力交易的主流选择，根本上仍需要大力推动电网的减碳。依托全国统一电力市场进行优化配置不仅有助于提升系统效率，也有望为钢铁等大型电力用户提供更加稳定、成本更具竞争力的可再生电力。只有通过市场化机制实现专业分工，让发电侧专注供给、用电侧专注生产，才能推动全社会生产效率达到更优水平。 市场波动加剧钢企绿电难以依赖单一途径 电力市场政策不断推陈出新，但大多针对发电方，钢铁企业关注点应侧重于其可能带来的价格变化。 以136号文为例，新能源全面入市并不会改变江苏可再生电力总量。曾经被保障性收购的电量仍流动在电网中，只不过新能源发电方的收益模式从固定模式转向了市场化。这会给企业，尤其是高度依赖绿电和绿证交易的企业带来一定影响。136号文强调对于“纳入机制的电量，不重复获得绿证收益”，意味着部分曾参与绿电交易的电量会被纳入机制电价，参与常规电力市场。江苏省内绿电年度交易量从2025年的52亿千瓦时直降34%到2026年的18亿千瓦时。随着绿电交易总量减少，新核发的可交易的绿电绿证也会减少，相应的未来绿电绿证的数量也会减少。钢铁企业的能源转型将难以依赖单一电力获取途径，而应该更注重多种方式的结合。 常规电力市场交易模式又细分为3类，集中竞价、挂牌和双边协定。根据分时段交易价格曲线，3种方式均价目前相差不大，集中竞价和挂牌交易波动浮动较大，通常在午间价格较低，但是夜间较高，高点价位甚至会超过双边协定（即长协）的均价。长协加权平均价格大约在345元/兆瓦时，价格在一天之内几乎没有波动。价格稳定性是双边协议受到卖方青睐的主要原因。因此，绿电交易以长协为主，绿电交易量在一天之内相差可达1.3亿千瓦时，但是交易价格的波动最大只有10元/兆瓦时。 从现货市场来看，交易均价具备优势，普遍低于中长期交易价，这也符合全国的趋势。笔者随机选取了江苏电力现货市场一日的交易情况进行研究发现，均价与年度交易公示价格相比非常有优势，大约低8%。且现货市场15分钟一次出清，价格在日内受供需变化影响显著，从图中可以观察到明显的价格低谷时段。 对于钢铁企业来说，应该结合自身需求和业务环境多维度的考虑绿电获取途径。单从价格上考虑，钢铁企业耗电量大，通过签订长期双边购电协议有利于稳定电价，使其用电成本更可控。尤其是随着电力市场建设更加完善，可再生能源比例大幅提高，价格对供需的反应会更加的敏感。使用电炉工艺的企业，凭借其启停灵活的特点，可以更有效地利用电价差异优化生产安排，在电力成本较低时间段进行生产，同时安排绿电交易和现货交易结合。绿证可以帮助企业实现低碳目标，也是可再生能源消纳比例的核算标准，但是对于有出口需求的企业存在一定风险，尤其是欧盟电池法案和CBAM的碳足迹核算方法尚不认可电力PPA（购电协议）及单独的绿证。 当前，CBAM虽尚未要求钢铁行业为间接排放付费，但其对电力的要求高达小时级的物理溯源。这一背景下，有出口需求的钢铁企业，或者出口需求大的下游企业可以积极探索其他方式，比如场内分布式光伏、绿电直连。

2025年以来，我国零碳园区建设进入全面加速期，2026年更是被确立为国家级重点推进的关键年份。从顶层设计到地方落地，从标准体系到申报流程，零碳园区已形成清晰的发展路线图，成为"十五五"期间实现碳达峰目标的核心抓手。 一、零碳园区上升为国家战略，2026年进入攻坚期 国家层面已将零碳园区建设纳入核心工作议程，形成了环环相扣的政策推进节奏。2025年6月，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），正式拉开国家级零碳园区建设的大幕。同年12月，《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，全国共有52个园区成功入选。 同月，国家发改委在北京召开全国零碳园区建设现场推进会，明确提出"十五五"期间零碳园区是实现碳达峰的"决胜战场"。2026年初发布的国民经济和社会发展计划报告中，进一步将零碳园区/工厂建设列为年度国家级重点任务，标志着零碳园区建设进入全面攻坚阶段。 二、国家级零碳园区申报：严格流程与核心指标 目前国家级零碳园区实行"自下而上申报+自上而下验收"的闭环管理机制，同时建立三年一复查的动态调整制度，确保建设质量。 （一）完整申报流程 1 园区对照国家发布的标准开展自查，完成碳排放数据核算并撰写自评估报告 2 委托具备资质的第三方机构对碳排数据和建设情况进行核查 3 提交省级主管部门进行初审 4 国家发改委、工信部、国家能源局组织跨部委专家团队进行最终复核 5 复核通过后授予"国家级零碳园区"称号 （二）核心评价指标 发改环资〔2025〕910号文创新性地将单位能耗碳排放作为核心约束指标，引导园区在保障经济发展的前提下实现碳排放"近零"。同时设置五大引导指标： 清洁能源消费占比、 园区企业产出产品单位能耗 、工业固废综合利用率、余热余冷余压综合利用率 、工业用水重复利用率 。 此外，该文件同步发布了《零碳园区碳排放核算方法(试行)》，统一了全国零碳园区的碳核算标准，解决了此前各地核算口径不一的问题。 三、多省市密集出台政策，差异化建设路径清晰 在中央政策的引领下，各省市迅速响应，结合本地产业特色出台了一系列建设方案和激励政策，形成了百花齐放的发展格局。 广东省动作最为迅速，2025年底出台《广东省零碳园区建设方案》，提出到2027年建成25个左右零碳园区的目标。2026年3月，该省已公布首批15个省级建设名单，并明确要求园区储能容量占日均用电量比例达到10%，鼓励探索"虚拟电厂"等新型能源模式。 江苏省作为制造业和开发区大省，构建了完整的"建、管、评"闭环体系。2025年8月，该省率先发布地方标准《零碳园区建设指南》（DB32/T 5156-2025），多个地级市也相继出台了配套的评价标准和资金激励政策。 上海市将零碳园区建设纳入多个区的《美丽xx建设三年行动计划（2024-2026年）》。2025年7月，上海市发改委和经信委联合启动国家级零碳园区预申报工作，明确申报主体为省级及以上开发区，重点支持符合上海现代化产业体系导向的园区。同年，该市公布了一批市级零碳创建和标杆单位，并配套了各区的激励政策。 浙江省2025年底发布《浙江省低(零)碳园区建设实施方案（征求意见稿）》，提出按照全域覆盖、"一园一策"的原则推进建设。该方案创新性地将零碳园区分为工业主导型（工业增加值占比≥60%）和服务业主导型（服务业增加值占比≥60%）两类，并根据不同类型设定了差异化的"十五五"碳排放降低目标。 此外，山东省2025年中发布《山东省零碳园区建设方案》，围绕新能源电力替代、流程工业改造等部署了十项具体任务；湖南省2026年初印发《湖南省零碳园区建设方案（暂行）》，提出了培育低碳动能、推进新型能源体系建设等七大重点路径，计划到2030年形成成熟的零碳园区建设体系。 四、多元标准体系完善，地方与行业标准互为补充 除了国家级标准和各省市出台的地方标准外，多个行业协会也发布了相关技术规范，形成了多层次、全覆盖的零碳园区标准体系，为不同类型、不同规模的园区提供了建设依据。 目前可参照的主要行业标准包括： 中国节能协会《零碳园区评价技术规范》（T/CECA-G 0344—2025） 、中国电子节能技术协会《零碳园区创建与评价通用规范》（T/DZJN 458—2025） 、中国建筑节能协会《零碳园区评价标准（试行）》（T/CABEE 103—2025） 、中国电力企业联合会《零碳园区碳核算技术规范》（T/CEC 1254—2025）和《零碳园区评价规范》（T/CEC 1255—2025） 、上海市节能环保服务业协会《零碳中小型园区创建与评价技术规范》（T/SEESA 026-2025） 、西宁南川工业园《零碳晶硅产业园区评价技术规范》（T/CDGLCDA 5—2025）和《零碳锂电产业园区评价技术规范》（T/CDGLCDA 6—2025）。 值得注意的是：国家级零碳园区申报对园区规模和行业代表性要求较高，对于大多数普通园区而言，先申报省级或市级零碳园区是更为现实的选择。 五、破解重资产投入难题：零碳园区可持续运营核心逻辑 零碳园区建设通常需要数千万至数亿元的资金投入，如何平衡前期巨额投入与长期运营效益，是决定项目成败的关键。 （一）科学规划能源方案，避免资金沉淀 应根据园区所在地区的自然禀赋、电价峰谷差以及当地激励政策，量身定制能源系统方案，科学规划源网荷储一体化建设，避免盲目追求高配置导致的资金浪费。 （二）充分利用政策资金支持 吃透国家、省、市三级绿色发展红利： -国家发改委《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》明确规定，低碳零碳负碳示范项目可获得核定总投资20%的补助 -积极申请国家专项债和中长期绿色信贷支持 -争取地方政府出台的各类零碳园区建设补贴 （三）创新商业模式，分担投资风险 灵活运用EMC（合同能源管理）、EPC+O等成熟商业模式，引入社会资本和专业运营方，共同分担建设投入和运营风险。 （四）构建多元盈利体系 零碳园区建成后，可通过多种渠道实现收益： 峰谷电价差收益 、绿电交易和绿证收益 、节能改造带来的能耗成本降低 、碳资产交易收益 、零碳品牌带来的租金和物业溢价 。 同时，还应前瞻性地预估未来国家碳减排政策收紧带来的合规成本降低和潜在收益增长，为园区长期可持续发展奠定基础。

虚拟电厂越来越难做，大家为什么转向智能微电网？ 听说不少做虚拟电厂的朋友，正在积极拥抱智能微电网。 去年国家发布了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，很多项目就雨后春笋般地冒了出来，有钱的，跑得快的，平台都建好大半年了。 然后就发现，这玩意儿好像用不起来？！ 找用户，用户不理；想聚合资源，发现很少甚至没有；想做运营和交易，发现没人懂。 今天，我们就来深入分析一下，为什么虚拟电厂真的“虚”了，以及为什么大家发现了智能微电网真香。 1、真实物理世界的反映 关注本号的朋友们都知道，近一年，咱们关于虚拟电厂的系列文章非常多（），甚至还出了门课程。这看上去当然非常热闹，但从另一方面我们也要意识到，在能源电力行业，政策和文章都是简单的事情，你可以说得天花乱坠，也可以描绘未来宏图，但总归是要回归到现实落地的。 而现实落地，就涉及到真实世界的规则。面向市场，如何寻找需求和项目机会，如何包装项目，寻找合作方，如何赢得竞争，面向用户，如何谈利益分配，如何找到可调资源，面向项目，如何建设，建设到什么程度，谁出钱，如何盈利。 这么来看，平台建设反而是最简单的。因为它的确定性最高，只要做了，就一定出东西。 但虚拟电厂软件平台这种东西，和互联网的背景和逻辑是完全不同的。它天然涉及到背后庞大而复杂的物理设备，和多主体的协调配合。 软件上你可以每天迭代，但实际项目中，分布式新能源的建设，储能的建设，充电桩的建设都需要时间，安装电表采集，调试，各种苦活累活，可就不是软件平台能帮你解决的了。 就连国家能源局都给大家打了预防针：当前虚拟电厂还没有形成清晰发展路径，商业模式不成熟，市场主导模式主要还是广东、云南等地的试点，深圳等地则偏向补贴支持型平台；部分运营商无法实现经营性盈亏平衡，仍然依赖补贴、售电等其他业务支撑。 更关键的是，官方直接提到虚拟电厂调节能力存在“聚而不实”的问题，缺少对实际可调能力的有效评估标准，大部分虚拟电厂还不具备类似实体电厂的精准响应能力。（来源：健全全过程管理 推动虚拟电厂高质量发展——《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》解读） 2、为什么搞不下去？ 为什么搞不下去，分两方面来说。 一是项目有钱建好，但没持续收入，当然就搞不下去。 持续收入有哪些，首先就是需求响应，可问题在于，需求响应往往发生在迎峰度夏、迎峰度冬等少数尖峰时段，交易频次不稳定，补贴金额有限；调峰辅助服务市场更多也还在试点，就算有，相应的成本都不一定可以提供收入来对冲，比如平台研发、运营、客户拓展、通信接入和运维成本。 二是项目没有活跃度，即平台也算建好了，但是个空城，少有用户和可调资源。 这就是前面说的，平台建设不是核心问题，搞定用户和资源才是。很多公司觉得有个平台，有政府背书，用户就会买账。现实当然不是这样，用户不会算账吗，其他的竞争对手，比如售电公司不会干涉吗，更别说虎视眈眈想进入这一领域的其他各类传统企业了。 所以，大家也都知道要搞定用户和资源，但问题是，这本身就是最难的。 还别说，后续运营成本摆在那里，如果没有稳定的收入来源，谁都能看到这个生意不好。 3、为什么会转向智能微电网？ 于是我们就看到，虚拟电厂的雷声真的很大，但是盈利来源，商业模式堪忧，且不持续。 不少项目都是倒贴，免费接入，免费服务，赚个吆喝，大屏幕上看个热闹。 也有企业反思后，拓展电力交易，新能源投资等等方向。 其中，转向智能微电网成了不少人的选择，我们来看看这背后的几个原因。 第一个原因，是虚拟电厂的核心矛盾在“权利”上。资产归谁，负荷归谁，数据归谁，调度权归谁，响应收益归谁，响应失败责任归谁，这些问题没有解决，平台就很难真正调得动资源。而前面说的这些，背后对应的主体可能往往是不同的，而智能微电网，天然就是聚焦本地的物理侧，是可以把这些主体有效衔接在一起的。 第二个原因，是虚拟电厂的收入太随机。今天有响应，今天有钱；明天不调用，明天没收入。对于一个真正的公司来说，这种收入很难支撑团队和平台长期运行。相反，微电网面对的是用户每天都在发生的电费、需量、电能质量、备用电源、光伏消纳、储能调度、碳排数据和运维管理。它的价值是日常经营价值，不只依赖少数几次市场调用。 第三个原因，是纯平台型虚拟电厂离用户太远。它经常只拿到数据接口、聚合协议和一个市场主体身份，却没有进入用户的配电房、生产计划、设备运维和财务账单。智能微电网更靠近用户现场，可以把光伏、储能、充电桩、空调、空压机、冷站、锅炉、生产负荷、备用电源和计量系统纳入一个边界内管理。 第四个原因，是智能微电网已经具备越来越清晰的制度身份。《电力市场注册基本规则》已经把新型储能、虚拟电厂、智能微电网等列入新型经营主体；辅助服务市场规则也明确，新型储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营商等可以参与辅助服务市场，并且强调市场主体需要具备可观、可测、可调、可控能力。 基于以上，大家也慢慢发现，项目还是要和物理资产，用户的实际相绑定。 而且由于虚拟电厂天然面向市场，而目前全国统一大市场尚未成熟之前，市场是每个省都不一样，但智能微电网就不同的，它可以没有地域的限制，面对的资产，设备，用户需求都是类似的，并且可以给到市场端统一的接口，把后面的麻烦事都给打包了，只给能力，只谈利益分配。 4、具体怎么转？ 第一步，放弃单纯卖“虚拟电厂平台”的打法，转向具体场景。寻找那些好接入，有刚需，且可以持续运营的需求。 第二步，先做资源摸排，再谈聚合。谁拥有光伏，谁拥有储能，谁控制充电桩，哪些负荷可以中断，哪些负荷只能调节，哪些设备可以远程控制，哪些设备只能人工操作，响应会不会影响生产，等等。 第三步，运营、运营、还是运营。以微电网EMS和现场运营为核心，而不是以大屏为核心。真正有价值的系统，要能看到每个关键计量点、每台储能、每路光伏、每个可调负荷和每条告警；要能根据电价、负荷、光伏出力和用户生产计划做日内调度；要能输出月度运营报告和收益分账。大屏可以展示，运营系统必须能算账、控制、复盘。 第四步，形成“一个微电网一个可控节点”的复制逻辑。未来真正有价值的虚拟电厂，很可能不是把几万个松散设备直接拉到一个平台上，而是把一个个工业微电网、楼宇微电网、充电站微电网、数据中心微电网作为标准化节点接入。每个节点内部已经完成资产绑定、计量核算和调度控制，外部再统一参与市场。 5、小结 虚拟电厂的上半场，讲的是平台、算法、聚合容量和市场想象；下半场，拼的是资产控制、用户关系、现场运营和收益闭环。 很多虚拟电厂项目之所以越来越难做，并不是因为方向没有价值，而是因为它们绕开了最难的部分：谁的资产，谁能控制，谁来响应，谁来承担损失，谁来分钱。只要这些问题没有解决，平台越大，责任越虚，容量越像数字游戏。 智能微电网的价值就在于，它把这些问题重新拉回用户现场。它先围绕一个真实用户解决电费、可靠性、新能源消纳和低碳运营，再把可调能力变成市场资源。 虚拟电厂未来的机会仍然很大，只不过我们要适应这其中的发展过程和试错现实。 虚拟电厂要想从概念走向生意，必须先从平台聚合回到现场经营。 而智能微电网，就是虚拟电厂落地到用户侧之后，最重要资源节点和现实载体之一。

3月公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，“深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国”。这是“能源强国”首次被写入国家五年规划中。 站在中国能源低碳转型的关键时期，中国正积极从“能源大国”向“能源强国”转变。相比以往“保供稳价”的传统定位，现阶段能源发展被赋予了更深远的意义：以新型能源体系建设为牵引，推动产业结构升级和经济动能转换，为高质量发展提供长期动力。 这一效应已经显现。据国际组织“能源与清洁空气研究中心（CREA）”报告，2025年太阳能、电动汽车及其他清洁能源技术对中国经济增长的贡献达到三分之一以上，并拉动超过九成的投资增长。展望“十五五”，能源将持续成为扩大内需、支撑增长的战略性支柱，其路径体现在： 从短期来看，以新型电力系统为核心的能源基础设施建设，将带来规模空前的投资，并将通过产业链产生强大乘数效应，直接拉动经济增长与就业。 从中期来看，海量投资将驱动风电、光伏、储能、特高压等高端制造业实现技术迭代与成本下探，夯实中国应对全球绿色产业竞争的优势。 从长期来看，一个绿色、稳定、高效的现代能源体系，将持续赋能经济高质量增长，并直接催生新能源汽车、智能家居、工业清洁燃料等庞大新消费市场。 能源投资规模空前 “十五五”规划纲要把“加力建设新型能源基础设施”作为构建现代化基础设施体系的四项重点任务之一，并提出要推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源、坚持风光水核等多能并举等具体措施。由此，今后五年，新型能源基础设施将是中国经济发展中最具确定性的投资领域之一。 首先是清洁能源发电。国家能源局发展规划司副司长邢翼腾在一季度新闻发布会上表示，“十五五”期间将推动风电、光伏发电平稳发展，保持平均每年2亿千瓦的增长节奏。这一部署旨在落实2035年国家自主贡献目标，即全国风电、太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。核电方面，“十五五”规划纲要（草案）提出，积极安全有序推进沿海核电建设，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右，较2025年增长超过四分之三。 其次是电网系统升级。“十五五”规划纲要明确，2030年西电东送能力要达到4.2亿千瓦以上，较2025年3.4亿千瓦明显提升。为此，国家电网在今年年初宣布“十五五”固定资产投资将达4万亿元，较“十四五”增长40%。叠加南方电网及地方电网等投资，期间全国电网总投资预计将突破5万亿元。特高压输电通道、智能化配电网以及农村电网巩固工程将成为重点投资领域，进一步保障能源电力外送与消纳。 再者是调节能力建设。国家发展改革委主任郑栅洁在3月6日举行的记者会上介绍，“新型储能”被列为与集成电路、航空航天等并列的六大新兴支柱产业。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027）》，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，2030年达到2.4亿千瓦以上。抽水蓄能规划同样清晰，到2030年在运在建规模将超过1.2亿千瓦，较2025年规模接近翻倍。 第四是战略性工程。郑栅洁在记者会上透露，“十五五”时期将从长远布局考虑，实施一批战略性工程。比如，推进雅鲁藏布江下游水电、“沙戈荒”新能源基地、海上风电基地等一系列投资万亿元以上的能源重大工程。 国家能源局数据显示，十年间，全国电力工程投资额实现了翻倍增长，从“十三五”年均千亿级跃升至“十四五”年均万亿级，并有望在“十五五”阶段站上2万亿元的新台阶。同时，投资结构不断调整。2020年起，电源投资超过电网并持续拉大，到2024年电源投资几乎是电网的两倍，但2025年又出现了趋势性变化。展望“十五五”，电力工程投资将更注重整体效能，推动电力系统向“源网荷储”深度融合。 驱动供给侧创新 “十五五”期间的海量投资将驱动风电、光伏、新型储能、核电、特高压等产业进入高质量发展的新周期。 一是规模效应驱动成本下探。近十年来，中国风电和光伏项目的平均度电成本分别累计下降60%和80%。到2025年，陆上风电度电成本已降至0.1元到0.25元/千瓦时，光伏发电度电成本降至0.2元到0.3元/千瓦时，在许多地区已低于煤电成本。同时，以锂离子电池为代表的电化学储能迅速发展，度电成本降至0.2元到0.4元/千瓦时区间，系统成本较2022年高点下降约80%。 随着“沙戈荒”大基地项目集中上马、技术工艺持续优化以及产业链各环节产能的充分释放，规模效应将进一步凸显。彭博新能源财经（BNEF）预计，到2035年，全球风电、光伏发电平均平准化度电成本将在当前基础上分别下降20%和30%以上，电化学储能下降近50%，中国是其中的重要驱动力量。持续降本将推动风光等新能源打破以往“保价保量”的政策驱动依赖，更快地过渡到灵活交易的电力市场化机制。 二是以自主技术攻坚未来产业。“十五五”规划纲要（草案）明确把可控核聚变作为前沿科技攻关领域，期间要“突破氚燃料制备循环、材料辐照考验、高性能激光、超导磁体制造等核聚变关键技术，开展聚变氘氚燃烧等离子体运行实验和多技术路径可行性验证，推进核聚变研发工程化进程”。 “十四五”期间，中国在可控核聚变领域实现多维度突破，从稳态运行时间、等离子体参数到工程化部署均取得里程碑式进展，并带动关键材料产业进步。目前，中国自主推进的聚变工程试验堆（CFETR）正处于集成工程设计与关键部件预研阶段，计划于2035年左右建成。作为CFETR关键前置项目的合肥紧凑型聚变能实验装置（BEST）也已进入工程总装关键阶段，计划于2027年建成，2030年实现发电演示。 三是新模式新业态涌现。构建新型电力系统的过程，也带来了电力市场机制与商业模式变革。其中，虚拟电厂作为聚合海量分布式资源、参与系统调节的智能平台，正从试点走向规模化运营。国家发展改革委在《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》里提出：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，进一步提升至5000万千瓦以上。 这一目标相当于50座百万千瓦级传统火电厂的调节能力。“十五五”期间，虚拟电厂将通过先进信息通信技术，将分布式光伏、用户侧储能、电动汽车、可调节工业负荷等海量分散资源聚合起来，参与电力现货、辅助服务等市场交易，为相关发电企业、个人消费者和制造业用户提供更多能源服务。 撬动消费侧需求 绿色低碳转型能否成功，不仅取决于清洁能源产能提高和低碳技术突破，更取决于能否形成全社会共同参与、共同受益、共同推动的绿色发展体系，从而建立起从绿色生产到绿色消费的完整市场循环。 一方面，工业深度脱碳将会催生绿电、绿氢、绿色燃料的一体化新产业。“十五五”规划纲要提出，实施重点行业领域节能降碳、零碳园区和零碳运输走廊建设，建设充换电、氢氨醇加注等设施。同时，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。 当前制约氢能等新兴绿色产业发展的关键因素在于有效需求不足，但随着基础设施逐渐完善、产业链协同降本增效、减碳压力递增，消费市场潜力将被逐步释放。中信证券研报认为，氢能行业作为“十五五”未来产业，政策定位再度提升，预计2026年行业或能在氢电耦合、工业减碳等领域实现突破，推动氢基绿色燃料快速增长。2030年国内数据中心燃料电池装机需求或达5GW至7GW，有望成为行业新的需求增长点。《中国氢能技术发展研究报告2024》预测，到2030年，氢能全产业链技术将基本实现自主可控，绿氢年需求量预计达500万吨，国产装备与材料竞争力显著提升。 另一方面，个人和家庭将会成为绿色能源的积极产销者。国家发展改革委发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出，到2030年，要支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展。 完善中的电力基础设施将引领新能源汽车、智能家居等消费产业蓬勃发展。根据国家充电设施监测服务平台数据，2025年中国电动汽车充电基础设施约2009万个、新能源汽车保有量达4397万辆，占全国汽车总量的12%。中国电动汽车百人会预测，2030年中国新能源汽车保有量将超过1.2亿辆。 可以预见的是，几乎翻倍的充电基础设施将拉动新能源汽车、充电服务市场和车网互动增值场景消费。同时，随着分布式光伏、户用储能以及虚拟电厂等技术的成熟，家庭将从单一的用电单元变为产销者，激发智能家居等成熟消费产业全面升级。