虚拟电厂 · 行业认知研究报告

第一章 · 总论：这门生意是什么，以及为什么第一个要解决的是口径

1.1 一句话定义，以及这句定义里被省略的东西

虚拟电厂（Virtual Power Plant，简称 VPP）是一种电力运行组织模式，不是一座物理电厂。它用通信和控制技术，把地理上分散的小容量资源——工商业楼宇的中央空调、充电桩、用户侧的电池储能、屋顶分布式光伏、可中断的工业生产线——连成一个可以统一指挥的整体，对电网呈现为一台「可以被调度的机组」。电网需要削峰时，它让这些资源少用电或往外送电；电网需要填谷时，它让这些资源多用电。

国家层面的定义出自 357号文第二条：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」（发改能源〔2025〕357号，https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202504/t20250411_1397162.html ）。GB/T 47241—2026《虚拟电厂技术导则》3.1 条的术语定义与之逐字一致，只在末尾加了「及系统」三个字。

这句定义把「是什么」说清楚了，却把三件决定生意成败的事留给了省级文件：多大才算一个虚拟电厂、调节能力怎么认定、调节之后按什么结算。357号文第八条明确写道「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」。文件写得不细并非疏漏，制度设计上就是这么安排的——中国的电力市场是省为主体的省间与省内双层架构，市场规则、出清机制、辅助服务品种本来就按省设计，虚拟电厂作为市场主体，准入自然也归省。

结果是：读懂这个行业的第一步，在于分清各省用的到底是哪一把尺子。这也是本报告把口径放在第二章、放在需求与商业模式之前的原因。

1.2 它和三个相邻概念的边界

这四个词在文件和报道里经常混用，本报告的处理方式是把它们按「谁在做、做给谁、按什么结算」分开，读者遇到一份材料时可据此判断它讲的是不是本报告的研究对象。

表里最需要注意的是第二行与第三行的关系。在相当一部分省份的文件里，「虚拟电厂」与「负荷聚合商」是同一件事的两个名字。《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》第三部分的小标题直接写成「（二）虚拟电厂（负荷聚合商）」，条文里也一律并称；河南省 2025 年 9 月的《河南省电力市场化需求响应工作方案》则规定虚拟电厂运营商「参照负荷聚合商管理」（转引自中原证券《虚拟电厂产业链之河南概况》2026-03-26，第 23 页）。而广东省把二者区分开：《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》开篇定义虚拟电厂是「依托负荷聚合商、售电公司等机构」形成规模化调节能力的主体，即负荷聚合商是虚拟电厂的一种载体而非同义词。

第四行的排除需要说明理由。独立储能电站本身是一座实体设施，它的收入来自自身的充放电价差与容量补偿，不依赖聚合，也不需要代理别人的资源；它可以被虚拟电厂聚合，但它自己不是虚拟电厂。山西的文件在这一点上分得很清：现行办法按聚合资源类型把「市场型」虚拟电厂分为「分布式电源类」「负荷类」「源荷类」三种，其中「负荷类」聚合的是用户侧可调节负荷、电动汽车与用户侧储能，「源荷类」按源网荷储一体化、绿电园区、绿电直连、微电网等项目要求执行；并明确「『分布式电源类』『负荷类』虚拟电厂不得聚合纳入省级电力调度机构调管范围的发电和储能资源」，运营商则「应为具有山西电力市场交易资格的售电公司」（晋能源规〔2025〕4号第五条、第十二条、第十五条）——储能是被聚合的资源，售电资质才是虚拟电厂的身份证。

1.3 产业链全景：四段结构与一条反向的钱流

虚拟电厂的产业链形态是「资源到控制再到市场」，与制造业的「原材料到成品」不同。兴业证券把它拆成资源侧、设备侧、平台侧、电网侧四段（兴业证券《迎峰度夏压力凸显，虚拟电厂打开灵活性资源价值空间》2026-06-30，第 3 部分），本报告沿用这个四段法，并补上一条反向的钱流——物理上的控制指令从电网流向资源，经济上的钱从电网流向资源，中间每一段都在截留。

图 1 · 虚拟电厂四段结构与钱流方向

数据来源：环节划分依据兴业证券《迎峰度夏压力凸显，虚拟电厂打开灵活性资源价值空间》2026-06-30 第 3 部分；钱流方向依据《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（2024-11-04）关于「虚拟电厂运营商通过新型电力负荷管理系统获取并执行需求响应调节指令，按照需求响应出清价格和系统统计认定的有效响应容量获得需求响应收益」与代理合同约定「需求响应或辅助服务交易收益分成」的条款；排除项为本报告界定。

这张图的重点在结构里的一个不对称：控制指令从右往左走，钱也从右往左走，但两条路径上的议价地位完全相反。电网侧是唯一的出钱方，它同时决定准入门槛、调用次数与补偿价格；资源侧是最终受益方，但单个用户的容量太小，没有任何议价能力；中间的平台侧要靠一份代理协议才能把两端连起来，而这份协议的分成比例是它唯一能谈的东西。这就是第六章要回答的问题的起点。

需要补充的是，这个四段法在中国是成立的，在德国就不成立——德国虚拟电厂聚合的主要是发电侧资源，没有「用户返还」这条虚线，聚合商赚的是交易服务费与预测精度带来的偏差考核减免（第八章展开）。同一个产业链图换一个国家就要重画，这本身就是这个行业强制度依赖的证据。

1.4 为什么本报告不给合并的市场规模数字

行业研究里最常见的一个数字是「虚拟电厂市场规模将达到千亿」。本报告不采用任何此类合并数字，原因在于查到的几个数字口径互斥，加总或并列都会误导读者。

第一类口径是国家目标。357号文写的是「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」。这是调节能力的目标，单位是千瓦，不是元，也不是营业收入。把它换算成市场规模需要引入单位千瓦投资额，而各省资源结构差异极大——聚合一台中央空调和聚合一座用户侧储能电站，单位千瓦的软硬件投入不是一个量级。

第二类口径是区域部署规模。北美虚拟电厂已实现 33 GW 的部署规模，预计到 2030 年将达到 80–160 GW，约占峰值负荷的 10%–20%（转引自中原证券《虚拟电厂产业链之河南概况》2026-03-26，第 5 页，原始出处为《交易品种创新与政策协同：北美虚拟电厂实例分析及经验借鉴》）。北美的部署规模统计里包含了住宅光伏加储能这类中国口径下多数算作分布式电源而非虚拟电厂的资产，与中国的调节能力口径不可比。

第三类口径是各省公布的接入量。这一类最容易被加总，也最不应该被加总，原因在下面这张表里：同样说「多少万千瓦」，各省说的究竟是不是同一个东西。

这张表说明三件事。其一，同一个城市在两年里从 71 万千瓦变成 130 万千瓦，其中有多少是新接入、有多少是口径从聚合容量换成调节能力，公开材料无法拆分。其二，上海是唯一同时给出「实际最大」与「申报总量」两个数的，二者差 86.97 万千瓦、申报值是实际值的 1.75 倍（本报告计算：203.24 ÷ 116.27 = 1.75）——这个比值本身就是对其他城市单一数字的警告。其三，苏州那一行是单一运营商的口径，与前四行的城市级口径不在一个层级，放进同一张表只能用于说明口径之乱，不能用于排序。

因此本报告的处理是：只在明确标注口径的前提下引用省级与城市级数字，绝不把它们相加，也不用它们推算全国规模。需要一个量级感的读者，请直接用 357号文的国家目标（2027 年 2000 万千瓦、2030 年 5000 万千瓦），并记住那是能力目标而非收入目标。

1.5 这门生意当前所处的阶段

用一句话概括：从「邀约型」向「市场型」过渡，而且过渡尚未完成。

「邀约型」指电网在供需紧张时发出邀约、用户申报、按补贴结算，本质是一种行政组织下的应急机制，资金来自财政补贴或电价附加；「市场型」指虚拟电厂作为注册主体参与中长期、现货、辅助服务交易，按市场价格结算，资金来自市场。中原证券的判断是我国「主要处于从邀约型向市场型过渡的阶段」（2026-03-26，第 5 页）；中国电力科学研究院在 2023 年的表述更直接——国内「商业模式尚不清晰，以参与需求响应、提供节能及用电监控等服务为主，参与辅助服务市场为辅，参与电力现货仍在探索中」（2023-09，第 10 页）。

判断过渡有没有完成，有一个不依赖表态的指标：虚拟电厂的收入里，来自按次补贴的比例有多高。联合资信 2026 年 1 月给出的结论是：现货市场完全建成前，中国虚拟电厂的收入仍高度依赖政策性需求响应补贴（第 6 页，原句见 4.2 节）。本报告第四章用可复算的模型验证了这个判断：在其给出的中位假设下，需求响应补贴占项目总收入（未扣分成前）的 72.7%（本报告计算：1,800 ÷ 2,475 = 72.7%）。

过渡没完成的直接后果是：这个行业的收入曲线跟着省级规则的修订节奏走，而非技术进步的节奏。一份细则改掉一个系数，比一次算法迭代对损益表的影响大得多。第二章开始逐条拆这些系数。

第二章 · 口径：这份报告的核心内容

2.1 国家层面不设门槛，这是一个主动的制度选择

357号文全文一万三千余字，没有出现任何一个容量数字。它规定了「单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合」，规定了「参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点」，规定了「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」——这三条都是规则约束，不是规模约束。

唯一接近规模约束的是第八条那句「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」。这句话的措辞方向是「放宽」，不是「统一」。它传达的意思是：初期要把主体先培育起来，门槛高低各省自己拿捏。

对读者的含义是具体的：**任何一句「国家规定虚拟电厂必须达到 X 兆瓦」**都是错的。国家层面从未规定过。下一节说明为什么「10 兆瓦」这个数字会被当成国家规定。

2.2 三项国家标准全部是推荐性，「宜」不是「应」

以「虚拟电厂」为名的现行国家标准，截至 2026-09-23 共三项，全部登记在国家标准全文公开系统（https://openstd.samr.gov.cn/bzgk/gb/ ）。三项标准分别管什么、什么时候开始实施、有没有强制力，逐项列在下表。

数据来源：国家标准全文公开系统，以「虚拟电厂」为关键词检索标准列表，查询日 2026-09-23。

表里最要紧的一列是「类别」。GB/T 的 T 是「推荐」的意思，与之相对的是 GB（强制性国家标准）。推荐性标准不具备法律强制力，企业可以选择不执行；只有在合同、招标文件或行政规章中被引用时，它才对具体当事人产生约束。三项标准都不是强制性国家标准，所以不存在「不达标就不能叫虚拟电厂」这回事。

GB/T 47241—2026 是三项里最新、也最常被引用的一项。它 4.2 条给出的技术指标原文是这样的：

虚拟电厂宜满足以下技术指标： a) 总聚合容量不低于 10 MW； b) 总调节容量不低于 5 MW，单个单元的调节容量不低于 1 MW； c) 调节速率不低于调节容量的 3%/min； d) 持续调节时间不小于 1 h。

（出处：GB/T 47241—2026《虚拟电厂技术导则》第 2 页，4.2 条）

这一条同时给出了三个不同层级的容量：总聚合容量 10 兆瓦（接入平台的资源加总）、总调节容量 5 兆瓦（整个虚拟电厂能上下调的功率）、单个单元调节容量 1 兆瓦（一个交易单元的最小规模）。媒体转述时常把第一个说成「新国标划出 10 兆瓦门槛」——这个说法漏掉了两件事：它是「宜」，以及 10 兆瓦是聚合容量而非调节能力。一座聚合容量 10 兆瓦的虚拟电厂，调节能力可能只有 2 兆瓦，按 b 项它并不达标。

这份标准还有一条对理解行业至关重要的定义，在 11.5 条：「虚拟电厂聚合资源容量为接入运营商技术支持系统的分布式电源、可调节负荷、储能等资源总容量，调节容量为虚拟电厂在一定时间内可达到的最大输出功率与最小输出功率的差值」。这句话把两个量的关系钉死了：聚合容量是分母，调节容量是分子，二者的比值取决于资源类型——储能的调节容量可以接近聚合容量，而一栋写字楼的中央空调只能让出总容量的一小部分。

由中国电力企业联合会提出、全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC575）归口的这份标准，起草单位包含南方电网科学研究院、国家电网有限公司、中国电力科学研究院、东南大学、清华大学等十九家（GB/T 47241—2026 前言）。起草阵容里同时有两大电网和主要高校，说明 10/5/1 这组数字是行业共识而不是某一家的主张——但共识不等于强制。

2.3 省级准入门槛：0.3 兆瓦到 10 兆瓦，以及山西的取消

下面这张表是本报告的核心产出之一：同样叫「虚拟电厂」，各省要求多大才让你进门。每一行都标注了证据档次——有一手文本的标「一手」，只能从券商报告或研究机构报告转引的标「转引」，只有二手媒体标题的单列在表后而不进表。

数据来源，逐行列出：

• 《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》——省能源局公开文本，http://drc.gd.gov.cn/gdsnyj/attachment/0/565/565025/4526578.pdf
• 《江苏省电力需求响应实施细则》——江苏省人民政府公报公开文本，https://www.js.gov.cn/art/2024/7/25/art_64797_11305791.html
• 《虚拟电厂建设与运营管理暂行办法》——山西省主管部门印发文本，https://www.eesia.cn/upload/files/2025/8/e554d6cd83aef2b4.pdf
• 《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》——省级主管部门印发文本（本报告持有全文）；其文号与印发日期补自甘肃省靖远县人民政府发布的该方案政策解读页，查询日 2026-09-24
• 《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》（晋能源规〔2022〕1号，已失效）——山西省主管部门印发文本
• GB/T 47241—2026 为标准原文

标「转引」的行：广东 2022 年细则与云南、福建、四川、河北四行，转引自中国电力科学研究院《中国区域内虚拟电厂发展现状》（2023-09，第 5 页）与光大证券《新型电力系统深度研究三：电力需求侧响应》（2023-08-30，第 13 页）。

这张表说明四件事，逐条拆开。

第一，跨度从 0.3 兆瓦一直到 10 兆瓦，而且不是极端值造成的。但要看表里第五列：最低的广东非直控型 0.3 兆瓦计的是响应能力，计调节容量的几档最低是广东电能量 1 兆瓦，跨口径的差距本报告不给倍数。同口径内可以比：调节容量口径上，广东电能量 1 兆瓦、广东需求响应 5 兆瓦、广东直控 10 兆瓦、江苏 10 兆瓦，最高与最低差 10 倍（本报告计算：10 ÷ 1 = 10）。一家按广东电能量市场门槛组建的 1 兆瓦交易单元，把同一批资源搬到江苏，申报量还差一个数量级。

第二，门槛的高低不由当地电力市场的成熟度决定；成熟度决定的是门槛设在哪一端。山西是全国最早启动电力现货市场连续结算试运行的省份之一，它的虚拟电厂从一开始就被设计为「报量报价」（同时申报电量与价格参与出清，见附录 A）参与现货出清的主体——现行办法仍保留这一设计，要求「负荷类」虚拟电厂以「报量报价」方式参与现货市场申报，「申报内容应包括用电负荷上下限及分时段 3-10 段递减的电力-价格曲线」（晋能源规〔2025〕4号第二十条第（二）项）。但恰恰是这个最成熟的省份，在 2025 年把入场的容量门槛整个取消了，转而按月统计「调节容量可用率」（＝申报调节容量 ÷ 测试认定调节容量或历史运行负荷上下限差值 × 100%），连续三个月低于 50% 且申报容量小于 2.5 兆瓦就要求整改。能够按月拿到运行数据的市场，才有资格把关口放在运行期；拿不到的，只能在入场时一次性卡容量。广东 0.3 兆瓦那一档对应的是邀约型需求响应，只要求在被叫到时把负荷降下来，责任轻得多，门槛也就低得多。

第三，门槛是可以随时间变的，山西的原文早就留了口子，三年后的修正结果比留口子时写的更彻底。晋能源规〔2022〕1号附件 1 的表述是「调节容量：初期不低于 20 MW，且不低于最大用电负荷的 10%，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正」，响应时长同样写了「后期滚动修正」。到 2025 年版，这一条整条不再出现，并非只是数值被下调。引用任何一省的门槛都必须带上文件版本与有效期——本报告因此在上表每一行都标注了文号、起止日与证据档次，山西保留两行作前后对照。

第四，「不低于最大用电负荷的 10%」这个附加条件，曾是全表唯一一个相对门槛，现已随 2022 年版一同失效。其余各省都是绝对值门槛，只有山西同时卡过绝对值与比例。这个设计的用意是防止「虚胖」——一家聚合了 500 兆瓦用电负荷、却只能调 20 兆瓦的运营商，在只有绝对值门槛的省份可以过关，在当时的山西不行，因为 20 ÷ 500 = 4%，低于 10%。它要解决的问题（用聚合容量冒充调节能力）并没有消失，新办法换了一条路解决：不在事前卡比例，而在事后按月算可用率，分母从「用户最大用电负荷」换成「测试认定调节容量或历史运行负荷上下限差值」。从事前卡比例，改成事后核兑现率——这是本报告在省级规则里看到的最实质的一处变化。

需要单独说明的两条线索，本报告未能取到一手文本，因此不进上表：

湖南方面，有二手来源称《湖南省虚拟电厂管理工作细则》要求单个虚拟电厂调节容量不小于 10 兆瓦、连续响应时间不低于 1 小时；福建方面，有二手来源称《福建省虚拟电厂常态化参与电能量市场交易相关事宜（试行）》明确聚合规模不低于 5 兆瓦。这两条只检索到新闻标题与聚合平台转述，未能取得省级主管部门的原文，本报告将其列为第三档证据，只用来说明「10 兆瓦与 5 兆瓦两档在省级层面确实存在」，不用于任何计算或排序。

还有两条更新的线索，辽宁与海南，本报告的核验结果是两份都还没有印发，都处在征求意见阶段。辽宁：省发改委于 2026-07-15 就《辽宁省虚拟电厂管理办法（试行）》公开征求意见，意见稿第三十四条拟定「本办法自 2026 年 10 月 1 日起施行，有效期 3 年」——即便按意见稿自己写的日期，它在本报告数据截止日（2026-09-23）也尚未生效，且本报告未检索到其正式印发文。海南：省发改委于 2026-05-11 就《海南省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》公开征求意见（意见反馈截止 2026-06-11），意见稿中的门槛为可调节容量不低于 1 兆瓦、持续响应时间不低于 1 小时；本报告同样未检索到正式印发文，2026 年 9 月出现的相关标题经核为聚合站对该征求意见稿的转载，不是新的印发动作。核验方式：定向检索三轮（Google News RSS、通用网页检索两次），检索日 2026-09-24；「未检索到印发文」是本报告的检索结果，不等于该文件必定不存在，读者引用前仍应以省级主管部门官网为准。这两条无法用于本节的门槛对照，能说明的是：省级专项办法在本报告数据截止日仍在酝酿，但「已印发的省份数」比新闻标题给人的印象要少。两份意见稿的最终门槛能否落地本报告无法预判；仅就海南意见稿的 1 兆瓦而言，它与 GB/T 47241—2026 的单元 1 兆瓦一致，方向是向国标靠拢而非继续分裂。

2.4 同一个省里也不是一把尺子：广东的实证

上一节的表格里，广东出现了三次，门槛分别是 1 兆瓦、5 兆瓦、0.3 兆瓦。这不是材料矛盾，是同一份文件对不同市场品种设定了不同门槛。

《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（广东省能源局、国家能源局南方监管局，2024-11-04 成文，2024-11-18 发布）把虚拟电厂参与的交易分成三类，每一类的准入条件单列：

第（三）节「电能量市场交易机制」第 1 条第（1）项：「负荷类虚拟电厂资源、发电类虚拟电厂资源所在现货市场出清节点（220 千伏及以上电压等级母线）为单位聚合为交易单元，单个交易单元的调节能力不小于 1 兆瓦、连续响应时间不低于 1 小时。」

第（四）节「需求响应交易机制」第 1 条第（1）项：「负荷类虚拟电厂资源所在地市为单位聚合为交易单元，单个交易单元调节能力不小于 5 兆瓦、连续响应时间不低于 1 小时。」

（出处：《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》第 3 页、第 6 页）

这两条并列在一起，差别不只在数字上，更在聚合边界上。这张表把两者的差别摊开。

数据来源：《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（2024-11-04），第 3–8 页。

聚合边界的差别比容量门槛的差别更实质。现货市场出清节点是一个电气概念，同一个 220 千伏母线下挂的用户可能分散在几个行政区；地市是一个行政概念，同一个地市里可能有几十个出清节点。这意味着：同一批用户资源，在电能量市场里要按节点拆成若干个交易单元，每个单元各自达到 1 兆瓦；在需求响应里可以按地市合成一个单元，整体达到 5 兆瓦即可。

对聚合商的实际含义是：进需求响应比进电能量市场容易得多——原因在于按地市聚合能把零散资源攒到一起，按节点聚合不能，与 5 兆瓦和 1 兆瓦孰高孰低无关。一家在某地市聚合了 8 兆瓦可调负荷、但分散在六个出清节点上的运营商，需求响应能过（8 > 5），电能量市场可能一个单元都凑不够 1 兆瓦。

这条规则的来源在 357号文第七条：「参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则允许的情况下，也可跨节点聚合资源。」国家文件给了「原则上」和「也可」两层弹性，广东在电能量市场这一档选择了从严。

广东省方案里还有一条容易被忽略但直接影响商业模式的规定，第（二）节第 2 条：「同一类合同存续期内，同一电力用户、分布式发电企业只能与一家虚拟电厂运营商确立聚合关系。」这是对 357号文「单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合」的落地。第 3、4 条进一步区分：参与非电能量品种（需求响应、辅助服务）时，聚合关系可以与该用户的电能量零售代理关系不一致；参与电能量交易时，聚合关系必须与零售代理关系保持一致。

最后这条的商业含义是：谁做了这家用户的售电代理，谁才能把它装进电能量市场的虚拟电厂里。这等于把电能量市场的虚拟电厂业务，锁死在已有售电公司牌照与客户关系的主体手上。357号文第九条也写明「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」——售电资质是这个行业最硬的一道准入，比容量门槛硬得多，因为容量可以攒，牌照和客户关系不能。

2.5 三个分母：聚合容量、调节容量、响应电量

第二个层次的口径问题不在门槛上，在计量上。省级文件与行业报道里的「万千瓦」至少对应三个不同的量，它们之间没有固定的换算关系。看到一个千瓦数时怎么判断它说的是什么，下表逐项拆开。

数据来源：定义引自 GB/T 47241—2026《虚拟电厂技术导则》11.5 条；用途与高估原因为本报告归纳。

三者的关系可以用深圳 2023 年的数据具体化。中国电力科学研究院披露：深圳虚拟电厂平台「已接入聚合商 12 家，接入装机容量约 71 万千瓦，其中可调节负荷 50 万千瓦（相当于约 9 万户家庭的用电报装容量），分布式光伏容量 21 万千瓦」（2023-09，第 7 页）。

这里 71 万千瓦是聚合容量，50 万千瓦是可调节负荷的容量，而 21 万千瓦的分布式光伏在削峰场景下几乎不提供调节能力——光伏在晚高峰时段出力已经回落，它能贡献的是白天的填谷而非晚间的削峰。若把 71 万千瓦当成深圳的削峰能力，高估幅度是 42%（本报告计算：71 ÷ 50 − 1 = 42%）。

上海提供了另一组更直接的证据。截至 2025 年 8 月，上海市虚拟电厂管理中心的数字是「最大调节负荷 116.27 万千瓦，申报总可调能力 203.24 万千瓦」（转引自联合资信《能源转型下虚拟电厂的崛起》2026-01，第 4 页）。同一个主体、同一个时点、同时给出两个数，比值 1.75 倍，即申报值比实际值高 75%（本报告计算：203.24 ÷ 116.27 − 1 = 75%）。这个比值是理解所有省级数字的关键参照：申报能力与实际达到的最大调节负荷之间，正常就存在四成以上的落差。

落差从哪来？三处。其一，申报是按理论最大值报的，实际调用受制于当时的生产状态与用户意愿；其二，不同资源的可用时段不重合，把各自的峰值加总必然高于同一时刻的合计；其三，考核机制允许一定的欠响应——甘肃的规则是实际响应负荷达到中标容量 80% 即可获得补偿（折算系数 0.8），低于 80% 视为无效响应（《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》第五部分第（五）条）。也就是说，制度本身就接受两成的缺口。

本报告由此确立一条使用纪律：凡引用省级或城市级的千瓦数，必须同时说明它是三者中的哪一个；说不清的，只用于说明存在性，不用于比较大小，更不加总。第 1.4 节不给合并市场规模，理由就在这里。

2.6 基线：决定「你响应了多少」的那条线

第三个层次的口径问题最技术，也最直接决定钱。需求响应的补偿按「实际响应负荷」结算，而实际响应负荷等于基线负荷减去实际负荷——基线是一条假设线，它回答「如果没有响应，这个用户本来会用多少电」。基线画高一寸，响应量就多一寸，钱就多一分。

甘肃的文件把基线算法写得最完整，可以逐字引用：

基线负荷是指在未实施需求响应和有序用电的情况下，电力用户的小时平均用电负荷。基线负荷计算选取响应日（D 日）之前最近的 5 个正常同类型日（工作日、休息日或节假日）作为参考日，剔除日电量低于 5 个参考日平均电量 25% 或高于 5 个参考日平均电量 200% 的异常样本后，计算剩余参考日的小时平均用电负荷作为基线负荷。虚拟电厂等新型主体的基线负荷以其聚合参与需求响应的全部用户基线合计得出。

（出处：《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》第五部分第（四）条）

这段话里有四个可以被调节的参数：参考日的数量（5 个）、参考日的类型匹配（工作日、休息日、节假日分开）、异常样本的剔除阈值（低于 25%、高于 200%）、以及是否允许事后修正（甘肃未写允许）。四川用的是另一套：有效响应必须同时满足「实际最大负荷不超过基线最大负荷、实际平均负荷不超过基线平均负荷」两个条件，否则为无效响应（转引自光大证券 2023-08-30，第 15 页）。两省的基线定义不同，同一批用户在两省会算出不同的响应量。

广东的做法又不一样，它把基线的口径定在虚拟电厂整体而非单个用户：「虚拟电厂以其所有聚合资源的用户关口总加计算基线负荷并作为提供需求响应的依据，其申报调节量不高于基线负荷值」（《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》第 7 页）。总加口径对聚合商有利——单个用户的临时超用可以被其他用户的欠用抵消，整体基线更平滑，偏差考核风险更低。这是一条对运营商实际损益有直接影响、但几乎不会出现在行业报道里的条款。

基线之外，还有一层「折算系数」决定最终到手多少。甘肃的规则是：

数据来源：《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》第五部分第（五）条第 1 项。

这张阶梯表说明的是一件反直觉的事：响应得比承诺的多，并不会多拿钱；响应得比承诺的少两成以上，一分钱拿不到，而且还要被考核。甘肃的考核公式是「考核费用 = ∑（（日中标响应电量 × 80% − 实际响应电量）× 出清价格）× 考核系数」，考核系数暂设为 0.5（同上，第 2 项）。

这套设计把聚合商的核心能力定义成了「预测准确度」而不是「资源规模」。一家聚合了 50 兆瓦但只敢报 20 兆瓦的运营商，收益低但安全；一家报 50 兆瓦实际只做到 30 兆瓦的运营商（响应率 60%），不但拿不到补偿，还要按 (50×0.8 − 30) = 10 兆瓦对应电量的 0.5 倍出清价缴纳考核费。行业里「算法能力」的真实价值，绝大部分体现在这个位置，而不是体现在优化调度上。

河北的分档更陡峭：日前响应按出清价格补偿，提前 4 小时的日内响应按出清价格 1.3 倍，提前 2 小时按 2 倍，实时响应按 3 倍（转引自光大证券 2023-08-30，第 13 页）。越晚通知、越难做到的响应，单价越高——这是把「响应速度」直接定价，而不是靠容量定价。

2.7 补偿的计价单位也不统一：元每千瓦时、元每千瓦次、元每千瓦月

第四个层次的口径问题是单位。各省需求响应补偿使用的计价单位至少有三类，彼此不能换算，因为它们计的是不同的东西。

数据来源：光大证券《新型电力系统深度研究三：电力需求侧响应》（2023-08-30，第 13 页，表 2「各地需求侧响应政策更新」），原始出处为北极星储能网整理的各省文件。上海 2025 年补贴区间来自国网上海市电力公司《上海虚拟电厂的创新路径与成效》（2025-09），该报告写明「上海需求响应电能量补贴区间为 2.4–9 元/kWh」。甘肃那条为一手原文：《甘肃省电力市场化需求响应实施方案》（甘工信发〔2026〕92号）第四部分第（三）条「价格申报最小单位为 1 元/兆瓦时，其中约定削峰响应申报价格区间为 0-1000 元/兆瓦时，应急削峰响应申报价格区间为 0-1500 元/兆瓦时」，折合 0–1 元与 0–1.5 元/千瓦时（本报告换算）；江苏那条本报告已回源取得一手原文，现行文件为《江苏省电力需求响应实施细则》（苏发改规发〔2024〕2号，2024-07-14 起施行、有效期至 2029-07-13，同时废止苏经信电力〔2018〕477号），原文第四部分「（2）削峰需求响应一次调控时长在 4 小时以上的，按照可调节负荷（元/千瓦）给予补贴，可调节负荷补贴最高限价 15 元/千瓦，具体通过竞价形成」（出处：江苏省人民政府公报 https://www.js.gov.cn/art/2024/7/25/art_64797_11305791.html ，取原文日 2026-09-24）——光大证券同页表 2 所标的「修订征求意见稿」状态已被该正式稿取代；河北那条的适用范围依原件标题《河北省发展和改革委员会关于进一步做好河北南部电网电力需求响应市场运营工作的通知》（2023-04-06）。

这张表里的数字不能横向比较，这正是它的价值所在。江苏「15 元/千瓦」（苏发改规发〔2024〕2号）与云南「2.5 元/千瓦时」谁高？这个问题本报告不作答：把按次计价折成按电量计价，前提是知道单次响应时长，而时长在各省是不同的分档变量；何况江苏那一档还写明「具体通过竞价形成」，15 元是最高限价而不是实际结算价，云南那条则是 2023 年的年度方案，折算出来的高低说明不了当前的补偿水平。

三种单位背后是三种不同的政策意图，这一点比数值本身更重要：

元/千瓦时是给「电量」付钱，鼓励用户在响应期间尽可能多削，适合缺电量的场景；元/千瓦·次是给「功率」付钱，只要在那一刻把功率降下来就行，适合缺尖峰功率的场景；元/千瓦·月是给「随时可用」付钱，即使全年一次没调用也要付，本质是容量费，适合把调节能力当成保险来买的场景。

对聚合商的含义是直接的：在按次或按月付费的省份，收入的确定性远高于按电量付费的省份。按月付费的那一档，只要容量备着就照付，与全年被调用几次无关；按电量付费的那一档，收入完全取决于当年被叫了多少次、每次削下多少电量，而这两件事都不由运营商决定（见第 4.2 节）。这两种省份不是一个生意。

需要提示时效：上表中的省级补偿标准，除甘肃 2026 年版（一手）与上海 2.4–9 元/千瓦时（2025-09）两条外，其余均为 2021 至 2023 年的文件，本报告未能逐省取得 2025 至 2026 年的现行版本。**本报告只用它说明「计价单位存在三类且不可换算」**这个结构性事实，不用它描述当前的补偿水平。

2.8 小结：为什么本报告把口径放在最前面

把前七节压成一句：「虚拟电厂」这个词，在中国当前的制度里不指向一个确定的对象，它指向按省各自成立、互不兼容的一套套地方规则——本报告已确认有专项文件或细则的省份十余个（见附录 E），其中取到一手原文的五份（广东 2024、江苏 2024、甘肃 2026、山西 2025 及其已失效的 2022 年版）。

具体到四个层次：

门槛层——从 0.3 兆瓦到 10 兆瓦，而且两头计的是两个不可比的量（响应能力与调节容量），跨口径的倍数本报告不给；同一个省不同品种门槛不同，同一份文件里电能量与需求响应差五倍；而山西已在 2025 年把容量门槛整条取消，改按运行期的调节容量可用率考核。

计量层——聚合容量、调节容量、响应电量三个分母，公开数字常不标明用的是哪个；此外还有一层与分母无关的落差，上海同一个量的申报值与实际达到值相差 1.75 倍。

基线层——参考日数量、类型匹配、异常剔除阈值、整体口径还是单户口径，各省不同，直接决定「响应了多少」。

计价层——元/千瓦时、元/千瓦·次、元/千瓦·月三类单位并存，不可换算，背后是三种不同的政策意图。

四层叠加的结果是：一个在省 A 成立的商业模型，搬到省 B 要重做，调参数不够。这也是为什么这个行业至今没有出现全国性的规模化聚合商，而电网系企业按省承建平台的模式能够迅速铺开——第六章回到这个问题。

第三章 · 需求侧：谁在买，买的是什么

3.1 缺的不是电量，是调节

理解这个行业的需求侧，第一件要纠正的直觉是：中国不缺发电能力，缺的是在特定时刻把功率顶上去的能力。

2025 年全社会用电量约 10.37 万亿千瓦时，同比增长 5.0%（兴业证券《迎峰度夏压力凸显，虚拟电厂打开灵活性资源价值空间》2026-06-30，第 1 页，原始出处为国家能源局）。同期，可再生能源装机容量达 23.4 亿千瓦，占总装机约 60%，其中风电、太阳能合计并网装机 18.4 亿千瓦、占比 47.3%，历史性超过火电（中原证券《虚拟电厂产业链之河南概况》2026-03-26，第 3 页，原始出处为国家能源局，时点 2025 年 12 月底）。

装机足够，问题出在两条曲线的错位。

第一条错位是日内的。兴业证券对 2026 年的判断是「全国最大电力负荷将达到 15.75–16 亿千瓦，较去年极值增长 7000–9000 万千瓦，极端高温情景下可能超过 16 亿千瓦」，并指出负荷形态「已由传统工业日间单峰转向早、午、晚『三峰并行』」（2026-06-30，第 1 页）。三峰并行意味着削峰不再是削一次，而是一天削三次，对调节资源的可用次数提出了此前没有的要求。

第二条错位是出力与负荷的。2020 至 2025 年风电与光伏合计新增装机由 120.31 GW 提升至 437.99 GW、占总新增装机比例由 62.87% 提升至 80.19%；风光合计发电量由 469.5 TWh 提升至 1319.0 TWh（兴业证券，2026-06-30，第 5–6 页，原始出处为国家能源局）。光伏在傍晚出力迅速回落，而居民空调、照明、充电负荷此时仍在高位，晚高峰因此成为全年最紧的时段，也是虚拟电厂被调用最频繁的时段。

中国电力科学研究院给出的需求量级是：「据测算，到 2025 年电力系统调节资源将达 5.6 亿千瓦」（《中国区域内虚拟电厂发展现状》2023-09，第 2 页）。把 357号文 2030 年 5000 万千瓦的虚拟电厂目标放在这个分母上，占比约 8.9%（本报告计算：0.5 ÷ 5.6 = 8.9%；两个数的时点不同，前者为 2030 年目标、后者为 2025 年需求测算，该比值只用于说明量级，不构成预测）。虚拟电厂从一开始就不是调节资源的主力，它是边际上最便宜的那一块。

同一机构 2025 年 4 月的材料给出了更晚年份的缺口预测，但本报告取得的文本为扫描件、该处数字在字符识别中出现串行，本报告不引用其具体数值。

3.2 政策给需求侧定的量：最大负荷的 3% 到 5%，典型地区 10%

需求侧要提供多少调节能力，国家文件里有明确的比例目标，而且随时间在抬高。下表按文件逐份列出这个比例。

数据来源：前三行转引自中国电力科学研究院《中国区域内虚拟电厂发展现状》（2023-09，第 3 页）的政策时间轴；第四行转引自国网上海市电力公司《上海虚拟电厂的创新路径与成效》（2025-09）；第五行转引自联合资信《能源转型下虚拟电厂的崛起》（2026-01，第 2 页）。

这张表里有两个数值容易被混淆，必须分开：需求响应能力 3%–5% 与 负荷控制能力 20%。前者是市场化的、用户自愿参与、拿补偿的；后者是行政性的、用于紧急状态下的有序用电，不给补偿。只有前者才是虚拟电厂的市场。把 20% 当成虚拟电厂的空间，会把市场规模高估为 3%–5% 目标的 4 至 6.7 倍（本报告计算：20 ÷ 5 = 4.0，20 ÷ 3 = 6.7）。

第四行的 10% 是当前最高的一档，限定语是「具备条件的典型地区」，不是全国。深圳市在 2022 年就把自己的目标定在这一档附近：《深圳市虚拟电厂落地工作方案（2022—2025）》提出「建成 100 万千瓦级可调能力，逐步形成年度最大负荷 5% 左右的稳定调节能力」（转引自中国电力科学研究院 2023-09，第 5 页）。目标写的是「5% 左右的稳定调节能力」，用的是调节容量口径，而且加了「稳定」二字——这是本报告见到的省市级目标里口径最严谨的一个。

3.3 物理盘子：哪些负荷真的能调，以及能调多少

政策定了比例，但比例能不能兑现取决于物理。下面按资源类型逐个看。

工商业空调是最大的一块，也是最依赖建筑的一块。深圳的数据最具体：2023 年深圳市公共建筑空调负荷占全社会用电负荷比重超过 32%，总空调负荷占比可达 40%–50%（中国电力圆桌项目《深圳市虚拟电厂建设潜力分析：空调和电动汽车》2024-12-16，第 14 页）。同一份报告的潜力评估结论是：最佳情景下，2030 年深圳市空调调节潜力可达 4844 兆瓦，削峰能力达到最高用电负荷的 16%，前提假设是「约 65% 居民户和 51% 工商业空调提供灵活性资源响应」（第 2 页）。

这个 16% 的前提假设需要被看清楚：它要求三分之二的居民户参与。而同一份报告在障碍分析里写的是，居民侧存在「个人负荷分散、多人户居多、隐私安全问题突出、无峰谷电价、无有效商业模式」等问题（第 3 页图 1 配文）。潜力是物理量，参与率是商业量，两者之间隔着一整套激励机制——把潜力当成可实现的调节能力，是这个行业最常见的高估方式。

电动汽车是增长最快的一块，但主要贡献填谷而非削峰。同一份深圳报告给出：最佳情景下 2030 年电动汽车调节潜力可达 1859 兆瓦，填谷能力达到低谷用电负荷的 10%，假设 43% 的电动汽车提供响应（第 2 页）。填谷的经济价值低于削峰，因为谷时电价本就便宜，价差空间小——这一点在补偿标准上直接体现：同一个省、同一份文件里，宁夏削峰 2 元/千瓦时、填谷 0.35 元/千瓦时，相差 5.7 倍（本报告计算：2 ÷ 0.35 = 5.7；数据转引自光大证券 2023-08-30，第 13 页；该文件为 2021–2023 年版本，现行版本未取得）。

用户侧储能是唯一能同时做削峰和填谷、且完全可控的资源。它的调节容量接近其额定功率，不像空调那样要考虑舒适度约束，也不像电动汽车那样要考虑用户出行需求。代价是它需要真金白银的投资——联合资信的测算里，储能建设成本约 0.8–1.5 元/瓦时（《能源转型下虚拟电厂的崛起》2026-01，第 7 页）。这正是第六章要展开的分野：资源方拥有确定性，代价是资本开支。

数据中心是最新加入、也是形态最特殊的一块。国网上海市电力公司的观察是：截至 2024 年 6 月，上海已建成通用算力 7.7 EFLOPS、智能算力超 54 EFLOPS（EFLOPS 即每秒百亿亿次浮点运算，衡量算力规模的单位），算力中心总用电量占全市用电总量的 2.4%、年增速达 20%（《上海虚拟电厂的创新路径与成效》2025-09）。同一份材料把算力负荷称为「目前已知唯一一种不依赖电网就能突破地理与时间约束的新型柔性负荷」——因为计算任务可以在不同城市的机房之间迁移，这是空调和电动汽车做不到的。

上海电网的特殊性也值得记一笔：「上海区域负荷密度高、峰谷差悬殊，最大用电峰谷差达 48.5%，本地机组调节能力有限，外来电力占比长期处于高位，呈现典型的『能源大受端』特性」（同上）。峰谷差近一半，这是虚拟电厂在上海比在其他城市更有用武之地的物理原因。

3.4 三类需求场景，对应三种不同的虚拟电厂

中国电力科学研究院按地区资源禀赋把虚拟电厂分成三类，这个分法比按技术分类更贴近商业现实：不同地区的电网向虚拟电厂买的东西并不相同。

数据来源：中国电力科学研究院《中国区域内虚拟电厂发展现状》（2023-09，第 12–15 页）。

这个三分法解释了一个否则难以理解的现象：为什么各省的门槛与补偿单位差别这么大。城市型面对的是一年几十次的尖峰事件，所以按次或按电量付费合理；消纳型面对的是几乎每天都发生的弃风弃光，调用频繁但单次价值低，更适合容量补偿；工业型的调用要配合生产排程，提前量长，所以日前邀约就够用，不需要秒级响应。

各省规则的差异，相当一部分源于需求性质的不同，而非治理水平的高低。这一点对判断「统一口径会不会到来」很重要——第七章回到这个问题。

联合资信从运营实践角度给出的地域特征与上表吻合：超大型城市（深圳、上海）聚焦充电桩、智慧楼宇、储能，服务尖峰调峰；新能源富集区（冀北）侧重蓄热式电锅炉、电动重卡，促进夜间低谷消纳；工业负荷集中区（苏州）深度挖掘园区柔性负荷（2026-01，第 3 页）。冀北的蓄热式电锅炉是最典型的消纳型资源：它本身不产生任何产值，唯一的功能就是在电多的时候把电变成热存起来。

3.5 车网互动：下一个增量，但门槛卡在计量与产权

电动汽车与电网双向互动（Vehicle to Grid，简称 V2G，指电动汽车不仅从电网取电，也能把车载电池的电反送回电网）是被政策明确点名的增量方向。《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》要求「充分发挥新能源汽车在电化学储能体系中的重要作用，将充电负荷和 V2G 资源作为虚拟电厂的重要组成部分，支持负荷聚合商聚合新能源汽车充电负荷参与电力市场交易」（转引自中原证券 2026-03-26，第 8 页）。

技术上它已经跑通。深圳龙华区民兴苑的 V2G 充电站在 2022 年 4 月的试点中，「自收到指令 1 分钟内充电功率降为零，并将车载电能返送电网」（中国电力科学研究院 2023-09，第 9 页）。深圳对 V2G 充电设施的资金支持写在《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》（深发改规〔2024〕4号）里：对虚拟电厂关键设备量产、V2G 充电桩改造、分布式光伏接入等给予资金支持，单个项目最高补贴 1500 万元；并探索日内精准响应机制，补贴标准不高于广东省市场化需求响应力度（转引自联合资信 2026-01，第 3 页与中原证券 2026-03-26，第 11 页，两份材料互相印证）。

但商业上它卡在两个地方，都不是技术问题。

其一是计量与结算的归属。 一辆车在公共充电桩放电，这度电的收益归车主、桩方还是聚合商？三方之间需要一份协议，而车主是流动的、不固定的，签协议的交易成本高于收益。这与工商业储能形成鲜明对比——后者产权单一、位置固定、一份协议管数年。

其二是电池损耗的定价。放电会消耗循环寿命，而循环寿命的折价要由谁承担、怎么计算，目前没有行业公认的方法。这不是可以靠补贴解决的问题，补贴只能覆盖一次性改造成本，覆盖不了持续的资产折损。

参照物在美国：特斯拉在 2011 年美国加州高电价与高补贴政策下推进家庭储能聚合，参与需求响应的用户「每次参加需求响应可获得 10–60 美元的收入」（转引自光大证券 2023-08-30，第 28 页）。注意这是家庭储能而非车辆——储能是专门为放电而买的资产，车是为出行而买的资产，后者的机会成本高得多。本报告的判断是：V2G 在中国的规模化，会先发生在运营车辆（网约车、物流车、市政车）上，因为它们的充放电时段可预测、产权集中、单点容量大；私家车侧的规模化要等到电池成本低到损耗可以被忽略。深圳报告把市政车与非市政用车分列评估，方向与此一致（中国电力圆桌项目 2024-12-16，第 3 页图 1）。

第四章 · 钱从哪来：三条收入线逐条拆

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以上是免费试读部分（正文约 30%）。完整版包含全部 16 章正文、全部数据表与来源清单。