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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。

近期，华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《中国2030年负荷侧虚拟电厂全产业调节潜力评估报告》，基于409家企业深度调研与国家权威统计数据，分情景测算出我国负荷侧虚拟电厂的调节潜力，为行业发展提供了清晰的数据支撑与发展指引。 数据显示，2025年我国负荷侧虚拟电厂理论调节潜力已达到5.03亿千瓦，占当年火电装机容量的32.68%，存量资源盘活效果初显。展望2030年，在不同发展情景下，调节潜力持续攀升：基准情景下预计达到5.96亿千瓦，稳健情景下约6.20亿千瓦，强化情景下理论最大调节潜力可达6.57亿千瓦。这一数据远超国家层面设定的政策目标，根据相关指导意见，到2030年全国虚拟电厂调节能力目标为5000万千瓦以上，报告测算的理论潜力是政策目标的十余倍，充分证明我国负荷侧虚拟电厂发展空间极为广阔，产业红利持续释放。 从政策节奏来看，我国虚拟电厂发展已进入快车道：到2027年，全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，建设运行管理机制成熟规范；到2030年，应用场景全面拓展，商业模式持续创新，正式迈入规模化、市场化发展新阶段。未来，工业负荷、商业负荷、居民负荷、新能源汽车等场景将全面覆盖，虚拟电厂将成为电力系统中不可或缺的调节力量，带动设备制造、平台运营、技术服务等全产业链发展，形成千亿级产业规模。 尽管虚拟电厂潜力巨大、政策利好，但当前我国虚拟电厂发展仍处于试点向规模化过渡的阶段，面临诸多现实挑战，需要政策、技术、市场、企业多方协同发力，破除发展壁垒。 一是技术标准与接入体系有待完善。目前，不同地区、不同类型资源的接入标准、数据交互规范尚未统一，部分老旧设备智能化水平不足，资源接入成本偏高，影响聚合效率。后续需加快建立全国统一的虚拟电厂技术标准体系，推进智能终端改造升级，降低资源接入门槛。 二是市场化机制与收益模式需进一步健全。部分地区电力市场开放程度不足，辅助服务市场、需求响应补偿机制不够完善，虚拟电厂收益渠道相对单一，用户参与积极性有待提升。需持续深化电力市场化改革，完善价格形成机制与收益分配机制，让参与各方切实获得实惠，激发市场活力。 三是用户认知与参与度有待提升。无论是工业企业、商业主体还是居民用户，对虚拟电厂的认知度不足，担心调节负荷影响生产经营与日常生活，参与意愿不强。需加强政策宣传与试点示范，通过典型案例展现虚拟电厂的收益与便捷性，打消用户顾虑，推动全民参与。 从概念创新到试点落地，从零散布局到规模化发展，虚拟电厂凭借其独特的技术优势与产业价值，已然成为新型电力系统建设的核心引擎。它不仅是一种新型电力运行组织模式，更是我国能源转型、绿色发展的重要载体，承载着破解电力供需矛盾、提升能源利用效率、实现碳达峰碳中和的重要使命。 随着政策体系持续完善、技术水平不断提升、市场机制逐步健全，以及负荷侧海量资源的持续盘活，到2030年，虚拟电厂将彻底释放6亿千瓦级的调节潜力，重构我国电力供需格局。未来，虚拟电厂将走进千家万户、千厂万店，让每一份零散能源都能发挥价值，让电力系统更智能、更绿色、更稳定，为我国能源高质量发展注入强劲动力，开启能源智慧化转型的全新篇章。

“试点潮”后，虚拟电厂面临的三个真问题 距离国家能源局公布《新型电力系统建设能力提升试点名单（第一批）》已过去近一个月。 那份名单中，43个项目、10个城市入选，覆盖系统友好型新能源电站、构网型技术、智能微电网、算电协同、虚拟电厂、新一代煤电等多个方向。而虚拟电厂以13个项目、占比超过三成的成绩，成为此次试点中数量最多的细分领域之一。 名单公布之初，行业一片振奋。从浙江的“虚拟电厂与电网市场化供需互动”，到福建宁德时代的产业探索，再到山东现货市场下的多类型资源聚合，虚拟电厂终于从“地方探索”站上了“国家试点”的舞台。 但一个月过去，热度逐渐沉淀，行业开始冷静思考：试点只是起点。当政策红利初步兑现，当13个项目开始实质性推进，虚拟电厂的下一个关口在哪里？ 有三个真问题正在浮出水面。 问题一：从“政策驱动”到“市场驱动”，商业模式跑通了吗？ 2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上。文件还首次系统性地明确了虚拟电厂的定义、功能定位，以及参与电力市场的准入条件。 政策框架已经搭好，但市场层面的考验刚刚开始。 在政策红利逐步释放的同时，行业竞争的焦点正在悄然转移。过去几年，虚拟电厂领域的比拼主要集中在“谁能聚合更多资源”，但近期业内越来越清醒地认识到：资源规模只是入场券，真正的分水岭在于运营能力。所谓运营能力，并非指搭建一套技术平台那么简单，而是涵盖了对电力市场规则的深度理解、对可调资源的精细化掌控，以及在多元交易品种中实现价值变现的综合能力。现货市场的价格波动、辅助服务的考核机制、中长期合同的履约风险——这些市场化的“硬骨头”，正在将缺乏交易能力的参与者逐渐筛出局。 浙江电力市场的运行数据为此提供了注脚。据浙江省发改委披露，2025年1-5月，浙江电力现货市场中负电价时长占比超过5%。这意味着市场价格波动区间之大，足以让那些依赖固定策略运行的虚拟电厂在剧烈震荡中频频失手。而真正具备市场研判能力的运营者，却能通过精准的价格预测和动态策略优化，在波动中捕捉交易机会、锁定合理收益。 问题二：聚合规模不等于调节能力，“可调度性”如何兑现？ 行业内曾有一种普遍的错觉：聚合的资源越多，虚拟电厂就越强。但真实的运营经验正在给出不同的答案。 有运营企业在参与辅助服务市场时发现，缺乏精细化控制的规模，反而可能成为负担。电网下达的调节指令往往以分钟甚至秒级计算，如果无法对聚合资源进行精准响应，不仅拿不到预期收益，还可能因响应偏差面临考核罚款。一个典型案例是，某聚合了40家中小企业的虚拟电厂，在一次辅助服务调用中，因部分用户的负荷波动超出预期，导致整体响应偏差，当月的辅助服务收益被罚没近三成。 这一教训让行业形成新的共识：聚合的前提是可控。那些能实现对每一度电可测、可控、可调的虚拟电厂，才能在市场中真正立足。 从行业发展阶段来看，观察虚拟电厂的进展可以关注两个持续跟踪的口径：一是签约或接入规模，反映资源池组织的程度；二是可调用规模，反映调节能力在调度与场景中兑现的程度。更有信息量的跟踪方式，是看同一主体两个口径的连续披露与项目复现，从而判断其从资源聚合走向能力兑现的转换效率。 问题三：多元场景正在打开，但跨行业协同如何落地？ 近年来，虚拟电厂的应用场景正在加速拓展。 在杭州，虚拟电厂已连续在春节期间实现全域填谷，依托大数据中心等资源累计响应883.32兆瓦时，有效吸纳低谷富余电能，保障电网平稳运行。格力智慧园区的工业错峰生产、阿里巴巴园区的智慧用能调节、彩虹充电站的电动汽车反向送电、大下姜村的水上光伏助力零碳乡村——这些散落在城市各处的能源单元，正被虚拟电厂“串珠成链”，打造出“看不见的坚强电厂”。 与此同时，在今年的全国两会上，“虚拟电厂”也成为代表委员关注的热点。全国政协委员邵丹薇认为，在国家大力推进新型电力系统建设的战略背景下，虚拟电厂成为提升电力系统灵活性、可靠性、经济性的重要手段。对此，她也提出了推动多层级虚拟电厂管理体系建设、 完善虚拟电厂结算机制、构建多元化虚拟电厂市场机制等建议，具体包括支持地市级虚拟电厂依托现有模式，设计与地区电网调节需求匹配的费用疏导机制，创新电能量、辅助服务等市场交易品种；构建“以交易中心为主，虚拟电厂平台为辅”的结算体系等举措。 场景在打开，政策在跟进，但跨行业的协同仍面临现实障碍。交通领域的充电网络、工业园区的可调负荷、商业楼宇的空调系统、居民侧的家用储能——这些资源分属不同主体、接入不同系统、遵循不同规则，如何真正实现高效聚合与协同调度，仍是行业必须回答的问题。

虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架 2026年开年，一份重磅文件悄然落地。 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号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件。 虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架。 两会期间，这份文件被反复提及。虚拟电厂，拿下了电力市场改革的"核心席位"。 但这只是冰山一角。 这份文件说了什么？意味着什么？电力人该怎么抓住这波机会？ 今天，我用5000字的深度解读，帮你彻底搞懂。 一、顶层文件出台：2026年虚拟电厂迎来"政策大年" 虚拟电厂这件事，已经喊了很多年。 但过去三年，它一直停留在"试点"阶段。各地都在搞，但规模小、不成气候，商业模式也不清晰。有人说它是"概念"，有人说它是"画饼"。 今年，格局变了。 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号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件，意义重大。 文件明确提出，要"完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制"，将独立储能从"补充性设施"升级为电力系统可靠性核心支撑。 虚拟电厂，作为"柔性大脑"，首次被纳入国家级政策框架。 与此同时，2025年4月国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）也在持续推进中。 两大文件，形成合力。 1.1 文件的三个关键时间节点 第一个节点：2026年，也就是今年 文件要求各省级主管部门制定本地区虚拟电厂发展方案。这意味着，各省的实施细则将在今年陆续出台。 第二个节点：2027年 全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。 这是什么概念？ 三峡水电站的总装机容量是2240万千瓦。2027年的目标，相当于少建一个三峡。 同时，到2027年，建设运行管理机制要"成熟规范"，参与电力市场的机制要"健全完善"。 第三个节点：2030年 全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。 这是2027年目标的2.5倍。 同时，"应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展"。 也就是说，到2030年，虚拟电厂不仅要规模大，还要能赚钱、可持续。 1.2 当前进展：1600万千瓦意味着什么？ 根据国办发〔2026〕4号文及相关数据，全国虚拟电厂可调节能力已突破1600万千瓦。 这是什么概念？ 相当于16座百万千瓦级火电厂的顶峰能力。 这意味着，虚拟电厂已经不再是"概念"，而是实实在在的电力系统调节力量。 各省进展： • 山东：全省虚拟电厂聚合资源超300万千瓦，单日顶峰电量超2000万千瓦时 • 上海：最大响应负荷达116.27万千瓦 • 深圳：全国首个虚拟电厂小镇投运，聚合调节能力50兆瓦 • 湖北：接入资源2023.7万千瓦（全国最大） 1.3 文件的核心定义：什么是虚拟电厂？ 发改能源〔2025〕357号首次给出了国家层面的官方定义： 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。 这个定义里，有几个关键词： 第一，"新型经营主体" 这意味着虚拟电厂不再只是"用户侧的资源整合者"，而是和电厂、电网一样的独立市场主体。 第二，"分布式电源、可调节负荷、储能" 这三大类资源，是虚拟电厂的核心"原料"。 • 分布式电源：分布式光伏、小型风电、燃气分布式能源 • 可调节负荷：工厂生产线、商场空调、充电桩、家用热水器 • 储能：工商业储能、户用储能、电动汽车动力电池 二、钱从哪里来？五种商业模式一次说清 这是大家最关心的问题。虚拟电厂到底怎么赚钱？ 国办发〔2026〕4号文给出了更加清晰的路径。 模式一：电力现货市场交易 "低买高卖"，赚电价差价。 这是虚拟电厂最核心的盈利模式。 • 日前市场 ：提前一天预测电价，低价时段买入，高价时段卖出 • 实时市场 ：实时平衡供需，获取超额收益 • 分时电价套利 ：利用峰谷电价差实现稳定收益 典型案例：山西虚拟电厂 2024年累计获得市场红利385万元。 模式二：需求响应与辅助服务 这是目前国内虚拟电厂最成熟、最主要的收入来源。 需求响应：电网高峰时段减少用电，获得补贴 辅助服务：调峰、调频、备用服务 典型案例：湖北虚拟电厂 • 接入资源：2023.7万千瓦 • 降低电网峰值负荷：12% • 延缓输配电投资：约1.3亿元 模式三：容量市场与碳交易 这是长期收益保障，属于"睡后收入"。 根据国办发〔2026〕4号文，独立储能已纳入国家容量电价机制，形成"容量电价+电能量+辅助服务"三元收益模式。 容量补偿：浙江已出台容量补贴5元/千瓦 碳交易：武汉电-碳-金融服务中心年碳减排14万吨，预计年收益400万元 模式四：技术赋能与增值服务 这是"卖铲子"的钱。 • 智能调度系统服务 • 大数据分析服务 • 能源管理咨询 • 设备运维服务 典型案例：正泰新能源应用AI系统，响应速度提升60%，需求响应收益增长15%以上 模式五：软件销售与部署 这是"卖软件"的钱。 典型案例：深圳华工能源中标金额1360.86万元 三、政策亮点：三个信号值得注意 信号一：明确支持民营企业参与 文件明确提出："鼓励民营企业等各类社会资本参与虚拟电厂投资、建设和运营。" 门槛降低，机会打开。 信号二：单一资源不能"一女二嫁" "单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。" 资源稀缺性凸显，跑马圈地加速。 信号三：纳入电力安全管理体系 把虚拟电厂"纳入电力安全管理体系"，提升网络安全、数据安全水平。 四、国办发〔2026〕4号文带来的新机遇 4.1 三元收益模式成型 容量电价：100MW电站年容量收益约2000万元 电能量收益：年收益1500-2000万元 辅助服务收益：年收益超500万元 100MW电站年总收益可达4000-4500万元，回本周期缩短至5-6年。 4.2 行业认定：2026年成为关键元年 2026年正式成为独立储能市场化元年。 虚拟电厂与独立储能形成"源网荷储"协同。 4.3 规模爆发在即 截至2025年底，新型储能装机达1.36亿千瓦，独立储能占比58%。 2026年预计新增装机8000万千瓦，独立储能占比突破70%。 五、电力人的三条路径 路径一：用户侧资源接入 如果你在工商业用户侧有储能资源，现在是时候考虑接入虚拟电厂了。 政策明确+收益明确+门槛降低，正是好时机。 路径二：投身虚拟电厂运营 这个赛道刚刚起步，还没有头部玩家。对年轻人来说，是一个值得卡位的新方向。 薪资普遍高于传统电力岗位20%-50%。 路径三：技术岗位延伸 如果你是传统的变电站运维或调度岗位，也可以主动学习虚拟电厂的底层逻辑。 新型电力系统建设，主配微协同是趋势。提前了解，不是坏事。 六、一个提醒 虚拟电厂不是"一夜暴富"的机会。 它需要政策落地、市场培育、技术成熟。这个窗口期，可能持续3-5年。 但正是因为知道的人少，提前布局的人才能吃到红利。 2030年5000万千瓦的目标，意味着行业将进入快速发展期。现在入局，正是时候。

2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见。 文件明确，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 有序推动新型经营主体参与电力市场。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。推动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，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。

“双碳”的中期节点，没有缓冲期。 几年前，“双碳”更多还是一种方向性的共识。它被写进规划文本、战略愿景和长期目标中，重要但并不紧迫。企业可以表态、可以布局，也可以阶段性观望。因为距离2030年还足够远，路径仍有弹性。 但进入2026年，这种“缓冲感”正在迅速消失。 2030目标进入倒计时的后半程，“双碳”开始转化为一种现实约束。越来越多产业参与者意识到，如果此刻还无法回答“怎么做、是否能跑通”，未来五年将很难再留出系统性试错空间。 这一变化，在资本、链主企业、地方产业管理者等不同角色的体感里，都愈发明显。 而在一线的真实现场里，一条判断线索开始变得清晰：“双碳”，正在从目标叙事，走向结构能力；而结构能力，必须在产业现场被验证。 站在中期节点， 一次目标与现实的校准 在政策密集、概念活跃、资本关注度极高的背景下，“双碳”判断的误判成本正在上升：技术是否真能落地，路径是否具备复制性，效率是否经得起规模考验，这些问题往往要到企业很后期才暴露。 “国家‘双碳’目标的实现，从来不是孤立的技术突围，而是产业链、创新链与资本链在真实场景中的紧密共生、合作演进。”东方证券副总裁陈刚表示。 正是在这一背景下，第四届“双碳星物种”对自身形态进行了一次调整。 作为由36氪联合东方证券及旗下子公司东证创新、东证资本持续推进的“双碳”主题项目，“双碳星物种”在此前几届“可持续创新大赛”中，更多承担的是发掘与展示创新企业的功能，通过评选与路演，让一批绿色创新力量被看见。但当“双碳”目标进入中期，单纯“展示创新”已不足以回应产业正在面对的现实问题。 今年，“双碳星物种·碳索计划”选择走进产业一线，本质上是在把验证成本前置。它不再围绕故事对齐共识，而是把政府、链主企业、上下游企业与资本放在同一现场，围绕模式能否跑通、是否可复制、成本与效率是否成立这些硬指标进行对齐。 “我们的双碳星物种已经连续举办四届，能够很清晰地看到一个趋势：企业越来越务实，资本也变得更有耐心。从未来看，‘双碳’行业正在从补贴驱动，走向能力驱动。”东证资本机构客户部负责人王依菲指出，“我们一直把‘碳索计划’当成一个长期工程。对我们来说，关键是能不能更早、更清晰地看到企业是否真正进入了产业链的关键位置。” 正因如此，本届“双碳星物种”升级为“碳索计划”，不再只停留在舞台与评选，而是将重心前移至产业现场，通过实地走访，把判断重新放回真实场景中进行验证。 来自企业侧的反馈同样指向这一点。氢易能源联合创始人、总经理张健铮认为，“对我们这些初创企业来说，真正能不能落地，很多时候取决于能否对接到真实资源。如果离开企业所在地、去外地拓展，没有政府的助力，难度会成倍放大；但一旦政府参与进来，效果往往是事半功倍。” 在这一逻辑下，本届“碳索计划”的行程设计本身，就是一次有意识的路径拆解，把“双碳”如何落地的问题，放入三种复杂度、成熟度完全不同的产业系统中，通过对照，逼近更接近现实的判断。 从郑州航空港区的新能源汽车产业带，观察低碳技术在高频制造系统中的适配能力；到北京大兴的氢能应用场景，审视未来能源在基础设施与标准体系尚未完全成熟阶段的推进逻辑；再到上海，以人工智能为切口，讨论技术如何作为底座变量，参与低碳转型的下一阶段。 对于一个已经进入施工期的“双碳”命题而言，降低误判的能力，正在比制造热度本身更为重要。 碳索， 不同产业语境下的真实形态 解读“双碳”最容易犯的错误，是假设它存在一条通用路径。 以本届“碳索计划”为例，同样是低碳转型，在不同产业语境中，问题形态、推进节奏与关键变量，几乎完全不同。 1. 未来交通：当“双碳” 变成系统效率问题 作为“碳索计划”的首站，郑州航空港区承担的并不是“展示新能源成果”的任务，而是验证一个更现实的问题：在已经高度规模化、效率导向极强的制造体系中，“双碳”是否还能成立。 在新能源汽车产业链中，产线节奏、交付周期和成本控制构成了一套高度耦合的系统。任何无法嵌入系统的变量，都会被迅速放大为效率损耗。在这样的语境下，“双碳”不再是“附加目标”，而是被直接检验是否有助于系统效率的提升。 来自链主企业的判断尤为直接。某头部整车厂品牌及公关处品牌公关总监坦言，“对我们来说，绿色不是KPI，不是合规义务，而是效率提升的方向。”对整车厂而言，绿色战略并不是独立的合规项，而是与产线稳定性、资源循环和组织效率高度绑定的长期能力。 这一逻辑，也被产业链上下游反复印证，“其实我们作为产品和应用公司最大的诉求还是能找到或者对接上一些真正有需求的终端。结合现有应用案例，给到他们（链主企业）一些启发或者助力，甚至植入到生产或者应用中去。”艾利特机器人华北大区负责人房磊表示。 事实上，不止一家企业向36氪表示初创公司压力之大。宇晟科技 CEO李勇很直接地表示，希望通过碳索计划让“链主方能够了解我们创业公司，也了解上下游企业有什么难处”，在他看来，不走入实践的创新或许会面临时间窗口、技术周期等多维度的问题，最终无法落地。 在这样的场景中，真正成立的“双碳”路径，体现为产业链条协同能力：链主如何把终端的绿色要求转化为结构性指标向上游传导，上下游企业如何从“提供单一产品”转向“共建可验证的绿色闭环”，回收、再利用和绿色标准如何进入商业模型本身。“双碳”在这里交出的，是一张关于协同效率的答卷，而不是一张减排清单。 2.未来能源：在慢变量中 搭建可运行的系统 当“碳索计划”的视角从郑州转向北京大兴，问题的形态随之发生变化。 氢能产业并不缺技术路径，但其推进逻辑与新能源汽车截然不同，基础设施重、标准体系仍在完善、应用场景分散，使其天然处在一个“慢变量主导”的阶段。在这样的产业语境中，“双碳”能否成立，取决于是否有人为长期验证承担结构性成本。 大兴国际氢能示范区的价值，正体现在这一点上。它不是通过单一项目证明技术可行性，而是通过园区、检测平台、龙头企业牵引等方式，搭建一个可运行、可验证的产业系统。 “我们一直认为，像氢能这种具有能源属性的产业，一定是一个多产业、多维度的综合。”大兴国际氢能示范区产业服务部总监谢韬对36氪表示，“园区更多是在进行共性平台的搭建，从而减少企业迭代成本。”从“制—储—运—加—用”的全产业链条布局，到国家级检测中心牵引标准，大兴试图为氢能产业提供一个可以“边运行、边验证、边修正”的现实场景。 事实上，对于氢能产业来说，技术成熟度并非最大瓶颈，真正影响推进速度的，是否存在能够承接长期验证的场景与平台？如果缺乏这样的系统支撑，企业很容易停留在示范阶段，难以跨入规模化应用。 企业侧的反馈进一步印证了这一判断。氢成绿动、科安创能等多家企业都表示，愿意和产业链上下游企业共建常态化交流机制，氢成绿动融资负责人就表示，“大家一起形成一整套解决方案，实现行业整体性的降本，共同把行业做大。” “双碳”在这里，更像一道慢变量的考题，它要求结构先于规模，验证先于扩张。 3.未来技术：“双碳”目标的技术底座 “碳索计划”第三站落在上海人工智能产业，本身就意味着讨论层级的下沉。尤其是落到高度复杂、变量密集的工业与城市系统中，技术底座持续、稳定地运行成为关键。此时，技术开始被重新审视。 “如果说前两站我们侧重于‘看见’产业实践和‘链接’多方资源，那么今天，我们更希望与各位一起‘沉淀’实践洞察、‘升维’发展认知——既要总结从交通到能源再到技术的产业经验，也要探索‘AI+绿色’的融合路径：技术如何转化为绿色发展的核心动能，资本如何为前沿领域构建看得懂、投得进、帮得上的全周期服务体系。”陈刚在现场发言表示。 “在‘模速空间’内上下游企业产生的化学反应和聚合效应，大大缩短了创新的链路。”模速空间副总经理张韵认为。对于“双碳”而言，人工智能技术的价值，更多落在基础设施能力上，用于拆解复杂系统、量化运行状态、持续优化能耗与效率。 中城交科技就很典型。智能交通行业已经发展多年，但大模型等新兴AI技术的面世和推广应用，带来了诸多新的转折点。一方面是准确性等行业指标的优化，另一方面则是规模化的可能性。中城交科技CEO单惟乐也希望，借助碳索计划等平台“把我们已经落地的一些标杆性项目，进一步在全行业快速落地和复制推广。” 然而并不是所有领域，新兴技术都能快速落地。“其实很多双碳的项目技术并不是不优秀，而是它们的落地路径不清晰。”王依菲表示。 事实上，在上海站中，大多数企业已经有了相当的自我认知。心舆技术营销副总裁李翔就直言：“不管大模型也好、AI 也好，或者其他任何的软硬件也好，没有落地应用点，实际上客户不会买单。” 这一判断，在路演企业中得到了具体呈现。无论是工业AI、智能检测还是具身智能方向，多家企业反复强调的并非模型规模，而是系统稳定性、可解释性与长期运行成本。 当技术从“展示能力”走向“承担责任”，它便进入了“双碳”叙事的核心：不再作为加分项存在，而是成为决定系统效率上限的底座变量。“双碳”在这里，不以减排量出现，而以操作能力接受检验。 把三站并置来看，可以看到一条更接近现实的路径：在成熟制造体系中，“双碳”必须服务于效率；在成长型能源产业中，“双碳”必须由系统托底；在复杂系统层面，“双碳”必须依赖技术持续执行。

2025年是新一轮电力体制改革十周年，也是全国统一电力市场体系建设的关键之年。市场在广度、深度与机制创新上均取得突破性进展，这一年，市场新政接连发布，电力市场进展迅速，以下是能源电力人的十大热搜词。 TOP 1 136号文 概述：新能源全面入市的“成人礼” 事件： 2025年2月，国家发改委、能源局联合印发 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），标志着新能源上网电价全面进入市场化阶段。文件明确要求2025年底前各地出台实施方案，推动新能源电量全部进入市场，电价通过交易形成，并创新设立“新能源可持续发展价格结算机制”，为平稳过渡铺设缓冲带。政策以2025年6月1日为界，区分存量与增量项目，实行分类施策。 点评：“136号文”终结了“保量保价”模式，将新能源真正推向市场。企业须直面价格波动与出力不确定性，收益水平将从资源导向转向市场策略与系统协同。这也将激发储能、需求响应等灵活资源的投资，为高比例新能源系统构建良性生态。 TOP 2 机制电价 概述：市场化定价新时代开启 事件： 2025年6月起，“136号文”正式落地实施，各省份陆续发布机制电价竞价文件，并开始组织机制电价竞价工作。 2025年下半年，各省陆续公布首批机制电价竞价结果，涵盖2025年6月1日至12月31日并网的新能源项目（含风电、光伏）。（相关阅读： 汇总｜33地“136号文”方案、26地机制竞价结果） 2025年12月，全国各地机制电价竞价工作接近尾声并陆续公布了结果，标志着新能源行业正式迈入“市场化定价+能力制胜”的新阶段。 截至2025年底，全国27地已陆续公布机制电价竞价结果（河南、蒙东、广西、贵州、蒙西暂未公布竞价结果）。从已经公布的结果来看，机制电价在150-415.5元/兆瓦时区间。其中东部沿海地区价格较高，在300-415.5元/兆瓦时之间，西北内陆的价格则偏低，在150-259元/兆瓦时之间。对比当地燃煤发电基准电价，除北京、上海、宁夏三地机制电价与燃煤基准价相同，绝大部分省份均低于燃煤基准价。 点评：首轮机制电价落地，标志着新能源行业进入“市场化运营、精细化运营”新阶段。风电兑现率整体稳健，光伏则呈现集中式与分布式的结构性分化，反映出不同资源与市场条件的适应差异。 TOP 3 行政分时电价 概述：行政峰谷分时电价取消 事件： 2025年底，“取消行政峰谷分时电价”被频频推上能源电力行业的热搜。 国家层面： 《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》提出，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。 《电力中长期市场基本规则》则规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。 地方层面：辽宁、陕西、湖北、河北南网、重庆等多地相继在2026年电力中长期交易方案中宣布“取消行政峰谷分时电价”。（相关阅读： 多地取消行政峰谷分时电价，会给电力市场带来哪些变化？） 峰谷分时电价的核心逻辑，是用价格差异引导用户行为，政府划定固定的高峰、平段、低谷时段，设定不同的电价浮动比例，从而平衡电网负荷，提升电力资源利用率。“取消行政峰谷分时电价”意味着原本固定执行的峰谷分时电价政策，将被市场化分时所取代。 对峰谷浮动进行调整，旨在通过更真实、灵活的价格信号，引导电力资源在时间维度上的高效配置，被认为是我国深化电价市场化改革、构建新型电力系统的重要信号。推动价格机制从“政府规定时序”向“市场实时发现”的深刻转变，更好地反映电力供需的瞬时变化与系统成本。（相关阅读： 不再执行分时电价？两份文件看电力市场化改革方向） 点评：取消行政分时电价是将价格发现权交还市场的重要一步，有助于适应高比例新能源接入后的系统波动。此举利好储能、虚拟电厂等业态，也倒逼用户提升用电管理的精细化与智能化水平。 TOP 4 绿电直连 概述：点对点绿电供应步入制度化 事件： 2025年5月， 《关于有序推动绿色电力直连发展有关事项的通知》发布（发改能源〔2025〕650号）（以下简称“650号文”）。旨在突破现有电力交易机制与物理输送的瓶颈，探索建立发电侧与用电侧更为直接、高效的连接通道，是深化电力体制改革、落实可再生能源消纳保障机制的一项创新性举措。 政策明确优先支持在增量配电网、源网荷储一体化、多能互补等试点项目中开展绿电直连。同时，鼓励西部、北部新能源富集地区与东中部负荷中心开展跨省区绿电直连交易探索。 点评：绿电直连通过构建新能源发电侧与用户侧的连接通路，实现了电力供给的全流程物理溯源，不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹，也为分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景，为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。 “650号文”是推动新型电力系统建设的“先行先试”之举。它并非要替代大电网和电力市场，而是作为重要补充，在局部区域和特定场景下探索更高效率的绿色电力生产消费模式。 TOP 5 零碳园区 概述：首批52个国家级零碳园区公布 事件： 2025年12月26日， 《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，共纳入52个园区，标志着国家级零碳园区从顶层设计步入实质性建设阶段。首批园区覆盖全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团，涉及高新技术、装备制造、循环经济等多个产业类型，范围有园中园和整体形式，建设周期为3-5年。 此举旨在落实《关于开展零碳园区建设的通知(发改环资〔2025〕910号)》要求，通过打造一批高水平示范项目，为全国产业园区绿色低碳转型探索可复制、可推广的系统性解决方案。 根据要求，入选园区需满足绿电直供比例不低于园区用电量50%等条件，其中核心之一是推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式在国家级零碳园区落地，鼓励和支持相关园区因地制宜开展技术创新、政策创新、商业模式创新。 点评：零碳园区建设是我国产业园区绿色转型的关键落子，旨在形成可复制、可推广的系统解决方案。成功经验将带动全国园区迈向低碳化、市场化运营。 TOP 6 批零价差 概述：多地实行批零价差上限 事件： 2025年，我国多个省区市陆续出台政策，对电力市场批零价差（即批发市场购电价与零售市场售电价之间的差额）设置上限。此举旨在规范电力零售市场竞争秩序，遏制极端价格波动风险，是电力市场化改革进入深水区后一次重要的机制完善，也成为2025年电力市场热议的话题之一。（相关阅读： 售电市场批零价差观察：价差收紧背后的市场新平衡） 从各地公布的政策来看，陕西、安徽、四川、河南的措施较为强硬，尤其是河南提出批零价差3厘/度阈值，是目前最严格的标准，而且河南85%的返还比例也高于多数省份的“2:8分成”。相比之下，陕西为15厘/度，江西为10厘/度，安徽为8厘/度，四川为7厘/度。 批零价差上限的设置，进一步压缩了售电公司的套利空间。对售电公司而言，行业正经历从“暴利时代”向“微利规范时代”的转型。短期来看，价差收窄直接压缩了盈利空间，尤其是中小企业面临更大压力。但长期来看，政策也倒逼行业加速分化。 点评：价差上限为零售侧安装“稳定器”，倒逼售电公司提升风险定价与综合服务能力。政策应随市场成熟逐步调整，并与其他机制协同，形成激励相容的整体设计。 TOP 7 低价签约 概述：多地发布风险提示，警惕电力市场低价签约陷阱 事件： 2025年底，在2026年电力双边交易大幕开启之际，各地零售市场非理性竞争愈演愈烈，报价严重低于成本、“赌博式”签约、合同违约风险频发。各地电力交易中心与监管部门密集发布风险提示函出台相关政策，制定研究价格边界、批零价差管控等措施，努力矫正市场方向。（相关阅读： 为何2026年电力零售市场陷入“自杀式”博弈？） 各地电力交易中心发布电力市场交易风险的提示，内容涉及电力零售市场、售电代理关系建立、2026年年度交易等。风险提示函的核心内容，主要指向价格波动与履约风险、代理关系与授权风险、信息不对称与合规风险三大风险。 点评：此次多地集中发布风险提示，表面是规范市场秩序的技术性操作，实则折射出电力市场化改革步入深水区后的必然阵痛与核心监管。 长远而言，要让“低价陷阱”真正消失，不能仅靠风险提示。根本出路在于完善市场设计，通过现货市场建设形成更透明的价格信号，同时培育多元化的电力金融衍生品市场，为风险管理提供工具。只有当用户能像选购其他金融产品一样，综合衡量电价的“风险收益比”时，真正的市场化选择机制才算成熟。当前的警示，正是走向这个成熟阶段必不可少的一课。 TOP 8 负电价 概述：负电价不等于负电费 事件： 2025年，负电价现象在范围、深度和持续时间上都达到了新的阶段。2025年初，浙江电力现货市场首次出现负电价，在1月份连续两日报出-0.2元/千瓦时的最低价，触及当时全国电价下限。2025年4月，蒙西电网也首次出现负电价。9月，四川电力现货市场在结算试运行阶段，更是创下了国内首次“全天负电价”的纪录，实时均价一度跌至约-0.05元/千瓦时。加之此前已频繁出现负电价的山东，2025年出现明确负电价的省级市场已达至少5个。 各地负电价均源于特定时段电力“供过于求”的结构性失衡。面对供大于求，发电企业报出负电价是市场环境下的理性决策。对于新能源企业，即使现货电价为负，叠加绿证环境收益等后，综合收益可能仍为正。对于煤电机组，由于启停成本高昂，在负荷低谷时段“宁可报负价维持运行，也不愿停机”，以保障高电价时段的发电能力并节省启停成本。 点评：负电价并非市场失灵，而是电力现货市场“能涨能降”价格机制的正常体现。负电价不等于负电费，我国电力市场由中长期合同、现货市场和辅助服务市场等多层次构成。现货市场交易电量占比通常不足10%，而占发电量主体的中长期合同价格是稳定的“基本盘”。因此，短时现货负电价在经过与中长期合约等综合结算后，发电企业最终获得的仍然是正电费，总体收益影响有限。 TOP 9 省级电力现货市场 概述：省级电力现货市场基本实现全覆盖 事件： 截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等省级现货市场进入连续结算试运行阶段，提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖的目标任务。6月，南方区域电力市场转入连续结算运行，电力资源在南方五省区统筹互济取得突破性进展。10月，国家电网首次与南方电网跨经营区开展电力现货交易，实现网间市场联通，成为全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果。 点评：省级现货市场全覆盖是电力改革一项重要的里程碑，但其成功不在于“启动”本身，而取决于后续能否实现“稳得住、转得顺、调得优”。 随着各地电力现货市场建设持续推进，我国电力生产组织基本实现市场化转型，电力现货市场将在提升系统调节能力、保障电网可靠运行、促进新能源消纳等方面释放更大价值。 TOP 10 集中式新能源报价 概述：集中式新能源规范报价行为 事件： 2025年12月， 《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476）号发布，这是我国首次发布的针对新能源企业市场报价的文件。通过建立规范的市场报价机制，为集中式新能源发电企业优化市场参与方式、提升经营管理水平提供了明确的政策指引和制度保障。电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区，同一集团内、同一省（区、市）的集中式新能源发电企业在同一固定场所参与的电能量交易（含中长期集中交易和现货交易）可进行集中报价。 新规通过规范报价行为，有助于遏制此前部分地区新能源企业为抢占市场而采取的“零报价”或“负报价”乱象，引导行业从规模扩张转向质量与效益提升。其次，透明化要求将促使企业加强成本管理，推动技术进步与效率提升，有利于新能源行业健康发展。（相关阅读： 多位专家解读优化集中式新能源发电企业市场报价新规！） 点评：当前，我国新能源装机规模已稳居全球首位，但其高效参与电力市场仍面临诸多现实挑战，新政是构建新能源高质量发展市场机制的关键举措，但需配套细化规则、动态调整机制与有力监管，方能在激励清洁能源发展的同时，维护电力市场秩序与长期稳定。

在能源革命的大潮中，虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）正成为电力系统转型的关键载体。它通过先进的信息通信技术和软件系统，将分散的分布式电源、可控负荷和储能系统等资源聚合起来，作为一个特殊的"电厂"参与电网运行和市场交易。而在这幅能源互联的画卷中，储能系统正扮演着越来越重要的角色——它不仅是虚拟电厂的"价值放大器"，更是其平稳运行的"稳定中枢"。 一、储能：虚拟电厂的"万能调节资源" 如果说虚拟电厂是一个高度智能化的"能源交响乐团"，那么储能系统就是这个乐团中既能担任独奏又能完美和声的"万能乐器"。与传统的发电资源或负荷资源相比，储能具有独特的双向调节能力——既能充电也能放电，既能吸收功率也能释放功率。 这种特性使储能成为电力系统中难得的"万能调节资源"。它可以瞬间响应电网的调度指令，在毫秒级时间内调整输出功率，这种灵活性是任何传统发电机组都难以比拟的。当虚拟电厂集成储能系统后，就相当于获得了这种万能的调节能力，从而能够参与更多样化、更高要求的电力市场服务。 二、多元盈利全景：从基础套利到高端服务 1. 基础应用：用户侧峰谷套利 最基本的储能应用是在用户侧实现电费的峰谷套利。通过在电价低谷时段充电、在电价高峰时段放电，用户可以显著降低用电成本。对于工商业用户而言，这还能帮助降低最大需量电费，进一步节约成本。 当这种分布式储能资源被虚拟电厂聚合后，其套利行为就从个体优化升级为系统优化。虚拟电厂可以统筹考虑全网电价信号、电网运行状态和各储能系统的状态，制定最优的充放电策略，不仅为用户创造价值，也为电网提供支撑。 2. 核心价值：提供瞬时功率支撑，参与调频服务 储能系统的真正价值不仅在于能量转移，更在于其瞬时功率支撑能力。电力系统的频率稳定性要求发电与用电实时平衡，而传统机组的调节速度有限，难以应对风电、光伏等可再生能源的快速波动。 储能系统，特别是功率型储能，可以在几毫秒到几秒内完成功率的快速调整，是参与调频辅助服务市场的理想资源。虚拟电厂通过聚合分布式储能资源，能够形成规模化的快速调节能力，参与要求最高的调频市场，获取高额收益。 数据显示，在一些电力市场中，调频辅助服务的价格可以达到能量市场价格的数十倍。这意味着，通过储能系统，虚拟电厂可以从单纯的"能量供应商"升级为"系统服务商"，大幅提升盈利能力。 3. 生态协同：弥补风光波动，提升资源池价值 在风光等可再生能源渗透率不断提高的背景下，储能系统的作用更加凸显。风能和光伏发电具有间歇性、波动性和不可预测性，给电网运行带来巨大挑战。 储能系统就像"充电宝"，可以在风光出力过剩时充电储存，在出力不足时放电补充，有效平滑可再生能源的出力曲线。当虚拟电厂同时聚合可再生能源和储能系统时，就能形成"1+1>2"的协同效应： 提升可再生能源的预测准确性：结合储能的调节能力，可以减少风光出力的预测偏差 提高资源池的可靠性：确保虚拟电厂在任何时候都能履行合同约定的出力 增加市场参与机会：满足更多市场产品的技术门槛要求 三、技术决策：功率型与容量型储能的战略选择 储能系统的技术选型直接关系到虚拟电厂的运营策略和市场定位。根据应用场景的不同，储能系统可以分为功率型和容量型两大类： 功率型储能 特点：功率密度高，响应速度快（毫秒级），但能量密度相对较低 典型技术：超级电容器、飞轮储能、部分锂离子电池配置 最佳应用：调频辅助服务、电压支撑、输配电堵塞缓解 虚拟电厂策略：专注于高价值的快速服务市场 容量型储能 特点：能量密度高，可长时间放电，但功率响应相对较慢 典型技术：锂离子电池（部分配置）、液流电池、压缩空气储能 最佳应用：能量时移、峰谷套利、备用电源 虚拟电厂策略：专注于能量市场和容量市场 在虚拟电厂的实际运营中，往往需要同时配置功率型和容量型储能，形成互补的技术组合。控制策略的优化也至关重要： 智能控制策略的关键要素： 多时间尺度协调：结合秒级、分钟级和小时级的不同需求 多目标优化：平衡经济效益、设备寿命和电网需求 预测与实时校正：基于高精度的负荷预测和价格预测 分布式与集中式控制结合：兼顾本地自治和全局优化 四、储能如何放大虚拟电厂价值？ 1. 扩展市场参与能力 没有储能的虚拟电厂主要参与能量市场和容量市场；而配备储能的虚拟电厂可以进一步参与调频、备用、爬坡等辅助服务市场，这些市场的价格通常更高、利润更丰厚。 2. 提升资源聚合价值 储能系统可以将不可控的可再生能源资源转化为可控、可调度的资源，大幅提升整个资源池的可靠性和市场价值。研究表明，风光储一体化项目的市场价值可比纯风光项目提高30%-50%。 3. 降低运营风险 储能系统提供了灵活的调节手段，帮助虚拟电厂应对市场价格波动、政策变化和电网要求的不确定性，增强抗风险能力。 4. 创造新型商业模式 "储能即服务"（Energy Storage as a Service）等新模式正在兴起。虚拟电厂可以基于储能系统，为各类用户提供定制化的能源管理服务，开辟新的收入来源。 五、展望：储能驱动的虚拟电厂未来 随着储能技术的快速进步和成本持续下降，储能系统在虚拟电厂中的作用将更加突出。未来可能出现以下趋势： 共享储能模式普及：多个虚拟电厂或用户共享大型储能资源，提高利用率 车网互动（V2G）集成：电动汽车作为移动储能单元参与虚拟电厂运行 AI驱动的智能运营：人工智能算法优化储能充放电策略，最大化收益 多能互补深化：储电、储热、储氢等多种储能形式协同运行 储能系统正在从虚拟电厂的"可选组件"转变为"核心要素"。它不仅是价值创造的放大器，通过多元化的市场参与为虚拟电厂带来丰厚收益；更是系统稳定的中枢，通过快速的功率调节保障电网安全运行。 在构建新型电力系统的征程中，储能技术与虚拟电厂模式的深度融合，将催生出更加灵活、高效、可靠的能源生态系统。对于能源行业的参与者而言，深入理解储能在虚拟电厂中的枢纽作用，把握功率型和容量型储能的技术特点，优化控制策略和商业模式，将是赢得未来能源市场的关键。 储能作为虚拟电厂的"万能调节资源"，正在开启能源转型的新篇章。它不只是技术的革新，更是思维的重构——从单向的"发-输-配-用"向双向互动的能源互联网演进。在这个进程中，储能系统将始终是连接过去与未来、稳定与变革的桥梁和纽带。

4月8日，国家发展改革委、国家能源局下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）。 意见明确，到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。 到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。 1 加快推进虚拟电厂发展 文件明确了虚拟电厂的定义及功能定位： 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。 虚拟电厂对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。 虚拟电厂参与电力市场的条件： 虚拟电厂在满足《电力市场注册基本规则》要求及相应市场的准入要求后，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。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易。 省级主管部门、国家能源局派出机构结合职责，明确并组织发布虚拟电厂参与各类电力市场的规则细则。在虚拟电厂参与电力市场初期，可结合实际适当放宽准入要求，并根据运行情况逐步优化。 积极推动虚拟电厂因地制宜发展： 省级主管部门要结合本地区实际制定虚拟电厂发展方案，在发展规模、业务类型、运营模式、技术要求等方面作出安排，针对省级、地市级电力调节需要，培育不同特点的虚拟电厂主体，完善虚拟电厂发展体系，围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、减小供电缺口、促进新能源消纳等场景加快推进虚拟电厂规模化发展。 鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。 持续丰富虚拟电厂商业模式： 省级主管部门及有关单位要推动虚拟电厂立足核心功能，公平参与各类电力市场或需求响应，获取相应收益。鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。 健全参与电能量市场的机制： 加快推进虚拟电厂作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。 虚拟电厂在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务，应具备售电公司资质。健全完善中长期市场价格形成机制，适当拉大现货市场限价区间。在具备条件的地区，积极探索虚拟电厂参与跨省电力交易。 加快推进辅助服务市场向虚拟电厂开放，针对虚拟电厂特点完善交易品种和技术要求。完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各类辅助服务品种申报价格上限，不应对各类主体设立不同上限。建立完善适应虚拟电厂发展阶段的考核机制，保障虚拟电厂调节能力可靠性。 2 当前虚拟电厂发展现状 中国虚拟电厂市场发展现状呈现出多面性，正处于从计划主导迈向市场化探索的重要阶段。 一、发展阶段 1.当前阶段特征 当前仍以邀约型为主导，以电网公司为核心，通过行政指令组织需求响应，用户被动参与，收益依赖政府 / 电网补贴。这种邀约型模式在早期阶段能够快速集中资源，应对电力供需的紧急情况。 例如在一些夏季用电高峰期，电网公司迅速组织邀约，将众多充电站的负荷进行调控，一定程度上缓解了电力紧张局面。但长期来看，过度依赖补贴和行政指令，不利于市场的自主健康发展，用户缺乏主动参与优化用电的内在动力。 广东、山东等 14 个省份启动现货市场试运行，峰谷价差显著（广东 1.351 元 / 度，山东 0.892 元 / 度），但中长期交易仍占主导（2023 年市场化电量中 90% 为中长期交易）。 现货市场的试运行是市场化探索的重要一步，显著的峰谷价差为虚拟电厂通过灵活调整用电和发电计划获取收益提供了机会。例如广东的虚拟电厂可以在电价低谷时储存能量或增加用电设备运行，在电价高峰时减少用电或向外供电。 然而，中长期交易的主导地位表明市场机制仍有待完善，虚拟电厂在市场中的灵活性和自主性还未能充分发挥，其参与市场交易的深度和广度受限。 2.过渡期表现 2023 年全国辅助服务市场规模超 500 亿元，火电仍为主力（占 80% 以上），虚拟电厂占比不足 5%，但增速达 30%。这显示出虚拟电厂在辅助服务市场的影响力逐渐增加，尽管当前占比小，但快速的增速意味着其发展潜力巨大。 随着新能源发电的不断增加，电力系统对调节能力的要求提高，虚拟电厂能够利用其聚合的分布式能源和可调负荷，在调频、调峰等辅助服务中发挥更大作用，逐步改变辅助服务市场的格局。 山东试点通过负荷预测技术实现 2344 万千瓦新能源消纳，江苏虚拟电厂单体可调资源规模突破 100MW。山东的负荷预测技术突破有助于更精准地安排新能源发电的接入和消纳，减少新能源的弃风弃光现象。 江苏虚拟电厂单体可调资源规模的扩大，使其在区域电力调节中能发挥更大效能，为其他地区提供了技术和规模发展的借鉴，推动整个虚拟电厂行业在技术应用和资源整合方面不断进步。 二、核心挑战 1.机制与政策短板 前期虚拟电厂身份界定、并网标准、交易规则尚未统一，导致跨省调度困难（如上海与江苏间负荷响应无法协同）。由于缺乏统一标准，不同地区的虚拟电厂在参与电力系统运行和市场交易时，面临诸多不确定性。在跨省调度中，设备接口、通信协议、控制策略等方面的差异，使得负荷响应无法协同，限制了虚拟电厂资源在更大范围内的优化配置和高效利用，阻碍了全国性虚拟电厂市场的形成。 需求响应收益结算周期长（平均 3 - 6 个月），导致用户参与积极性受挫。长时间的结算周期使得用户和运营商资金回笼缓慢，增加了运营成本和资金风险。 车网互动等新兴业务模式中，涉及多方利益主体，分账复杂进一步加剧了资金压力，导致运营商缺乏持续投入的动力，用户也因收益不确定性和延迟而对参与虚拟电厂相关活动持谨慎态度，严重影响了市场的活跃度和参与度。 2.市场化水平不足 工商业用户续约率仅 30% - 40%，因收益占比用电成本不足 1%。对于工商业用户而言，参与虚拟电厂所获得的收益相对其用电总成本微不足道，无法对其经营成本产生显著影响。相比之下，用户通过自身调整用电时间利用峰谷价差获得的收益更为可观，这使得用户对参与虚拟电厂的积极性不高，不愿意花费时间和精力去配合虚拟电厂的调度安排，不利于虚拟电厂规模化聚合用户侧资源。 当前现货市场日均波动率仅 15%（欧洲达 60%），无法有效激励灵活调节。较弱的价格信号意味着虚拟电厂通过灵活调整用电和发电策略获取高额收益的空间有限。在欧洲市场，较高的电价波动率使得虚拟电厂能够敏锐捕捉价格变化，及时调整运营策略，实现更大的经济效益。而国内市场价格波动不足，难以充分激发虚拟电厂的灵活性和创新性，限制了其在市场中优化资源配置的能力。 3.技术与资源壁垒 70% 虚拟电厂仅聚合单一负荷资源（如空调），储能、分布式电源接入率不足 20%。单一负荷资源的聚合使得虚拟电厂的调节能力和稳定性受到限制，难以应对复杂多变的电力供需情况。储能和分布式电源接入率低，意味着虚拟电厂无法充分利用这些优质资源进行能量存储和灵活发电，无法形成多元化、互补性的资源聚合体系。分路监控投资增加成本，进一步阻碍了企业提升聚合能力的步伐，影响了虚拟电厂的整体效能和市场竞争力。 多数电网负控设备数据未开放，第三方需重复部署传感器。数据是虚拟电厂实现精准调度和优化控制的关键。电网负控设备数据不开放，第三方企业无法获取全面准确的电力运行数据，只能自行投入大量资金重复部署传感器，增加了运营成本和技术难度。 这不仅造成了资源的浪费，还导致不同数据源之间可能存在数据不一致问题，影响虚拟电厂对电力系统状态的准确判断和决策，阻碍了虚拟电厂技术的进一步发展和应用。 3 虚拟电厂的新发展路径 《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》实施后，中国虚拟电厂产业将呈现多方面变化： 1.市场化进程加速 《指导意见》为虚拟电厂产业的市场化发展提供了坚实的政策支撑。 一方面，明确其独立市场主体地位并统一并网标准，解决了虚拟电厂身份模糊与技术规范不统一的问题，为跨省调度协同创造了条件，促进电力资源在更大范围内优化配置。 另一方面，创新交易机制，建立专属交易品种并缩短结算周期，提升了用户收益的确定性，增强市场主体参与积极性。同时，推动电力现货市场扩容和辅助服务市场化，扩大了虚拟电厂的市场空间，提升其经济收益，加速产业市场化进程。 2.数据互通与安全共进 《指导意见》大力推动虚拟电厂技术革新。5G 与边缘计算设备的广泛应用，搭配国家级算法库和 AI 技术的深入推广，将显著提升虚拟电厂的实时响应与智能决策能力，实现更精准的负荷预测和高效的交易策略制定。 在数据领域，电网数据的标准化开放降低了获取成本，区块链和联邦学习技术保障数据安全，既推动数据高效利用，又消除数据安全隐患，为虚拟电厂智能化、高效化发展筑牢技术根基。 3.车网互动成新引擎 《指导意见》通过多种激励措施，极大提升用户参与度。对高精度可调负荷提高补贴，丰富用户收益模式，使综合收益占比提升，激发工商业用户积极性。 在车网互动方面，明确价差补贴，聚合大量电动汽车，构建动力电池共享池，不仅为虚拟电厂提供强大调节资源，还开辟新的盈利途径，推动产业资源整合与创新发展。 4.区域分化发展 依据《指导意见》，不同区域的虚拟电厂发展将呈现差异化特征。 广东、山东等核心引领圈，凭借完善的市场体系和高资源整合率，在调节电量占比上目标领先。 江苏、浙江等重点培育圈，采用市场 - 计划混合模式，发展现货市场并形成区域集群。 中西部潜力储备圈以计划为主，试点县域项目，聚焦分布式光伏消纳，各圈层错位发展，共同推动产业全面进步。 5.多元主体协同发展 《指导意见》促进虚拟电厂商业模式创新和主体多元化。电网系企业利用调度权优势开展跨省调节；独立技术平台商借助 SaaS 模式拓展市场；跨界融合者凭借 AI 交易提升竞争力。 同时，服务形态不断升级，基础服务与增值服务协同发展，需求响应收益占比下降，碳资产管理和金融衍生品等增值服务成为新的利润增长点。 《指导意见》推动中国虚拟电厂产业进入快速发展期，预计 2025 年调节电量占比突破 3%，市场化交易占比超 50%；2030 年形成万亿级市场规模。 企业应把握高价值区域、深耕用户运营、构建技术壁垒，以在竞争中脱颖而出。