虚拟电厂须先摆脱“示范依赖”
来源：中国能源观察 时间：2026-10-10 11:03
海外虚拟电厂商业化实践及中外差异性剖析
AI摘要
国内已建成虚拟电厂项目超530个，最大调节能力突破1800万千瓦，但存在“有量无利、有规模无收益”的结构性矛盾：试点热、商业闭环弱，依赖政策与电网保供邀约，聚合商盈利单一，居民参与不足，多停留示范层面。海外成熟市场已将其变为独立交易主体，形成四类模式：德国跨区套利，美国现货与容量双市场获利，澳大利亚散户普惠聚合，日本安全兜底。共性是不靠政策输血，以市场化交易为核心，构建多元收益，通过标准化聚合和精细运营实现自主盈利。文章以德美日澳案例为基础，从市场机制、商业运营、产业生态拆解资源聚合、交易规则与盈利体系，为国内从“示范试点”转向“市场化常态化运营”提供参考。德国依托欧盟统一市场，走轻资产、跨区域、纯市场化路径，以辅助服务与电力交易双驱动，核心是打破地域壁垒，释放分布式能源价值。
（本摘要由AI辅助生成，仅供参考）
目前，国内已建成虚拟电厂项目超530个，最大调节能力突破1800万千瓦，各地试点密集落地、应用场景持续扩容，虚拟电厂也由此成为新型电力系统建设、用户侧分布式资源盘活的重要抓手。但亮眼的建设规模背后，行业普遍存在结构性矛盾：试点热度高、商业闭环弱，有量无利、有规模无收益。多数项目高度依赖政策扶持与电网专项保供邀约，市场化造血能力不足，聚合商盈利模式单一、居民用户参与意愿偏弱，大量项目停留在示范展示层面，难以形成常态化、可持续的商业化运营能力。
反观海外成熟电力市场，虚拟电厂已走出项目示范阶段，依托差异化市场规则与资源禀赋，成长为电力市场的独立交易主体，形成具备借鉴价值的商业化运行模式。其中德国代表的欧洲跨区套利、美国现货与容量双市场获利、澳大利亚散户普惠聚合、日本安全兜底服务四类典型模式，有效破解分布式资源聚合、市场化交易、常态化收益三大行业难题。基于此，本文以德、美、日、澳四国标杆案例为基础，跳出技术分析视角，从市场机制、商业运营、产业生态层面拆解其资源聚合、交易规则及盈利体系，为国内虚拟电厂从“示范试点”向“市场化常态化运营”转型提供参考思路。
四国虚拟电厂的商业化落地实践
海外虚拟电厂历经十余年市场化迭代，形成了四种完全差异化的商业范式，无统一建设模板，均深度适配当地电力体制、能源结构与监管要求。其核心共性特征清晰：不依赖政策输血，以市场化交易为核心，构建多元收益体系，通过标准化聚合、精细化用户运营实现自主盈利、持续发展。
（一）德国：轻资产跨区聚合，辅助服务与电力交易双驱动
德国是全球虚拟电厂商业化起步最早、业态最成熟的国家。依托欧盟统一电力市场的开放机制，当地形成了轻资产、跨区域、纯市场化的运营模式，核心优势在于打破地域壁垒，最大化释放分布式能源的市场化交易价值。
德国头部运营商Next Kraftwerke是欧洲虚拟电厂行业标杆平台，目前累计接入超14000个分布式能源单元，联网总容量突破1500万千瓦，覆盖分散式风电、户用及工商业光伏、生物质、分布式储能、柔性负荷等多元资源。相较于国内重平台、重硬件的建设思路，该平台采用SaaS轻量化运营模式，无重资产投入，核心能力聚焦资源标准化接入、市场化交易申报、出力精准预测、发电偏差管控四大板块。
在收益体系搭建上，德国虚拟电厂形成稳定的双向盈利结构。一是跨区电力现货交易收益，依托欧洲电网互联互通、市场互通交易机制，平台可根据不同区域的电价波动、新能源出力差异，动态统筹分布式资源开展跨区优化配置与价差套利，显著提升新能源消纳水平与项目收益空间。相关数据显示，接入Next Kraftwerke平台的中小型风电项目中，约20%发电量会通过日前、日内现货市场实现价差收益优化，该部分收益可贡献项目60%—70%的经营增量收入，其余大部分电量通过中长期电力合约锁定基础收益。二是辅助服务收益，面向电网调频、调峰、备用等不同服务场景，运营商凭借响应速度、调节精度、服务可靠性方面的综合能力参与市场竞价，获取持续性辅助服务收入。
在此基础上，Next Kraftwerke依托长期积累的数字化能力，向中小型能源运营商、工商业用户输出标准化能源管理系统、智能运维工具，赚取持续性技术服务费用，构建起“交易套利+辅助服务+技术服务”的三维盈利模式，彻底摆脱对单一政策补贴的依赖，实现商业闭环自主运转。
（二）美国：现货波动套利+容量市场兜底，高弹性市场化范式
美国无全国统一电力市场，各州独立制定交易规则，电价受供需关系、极端天气、负荷波动影响极大，峰谷价差显著、短时溢价空间充足。依托这一市场特征，美国虚拟电厂形成了以现货套利为主、容量兜底为辅的商业化路径，主打高弹性、高市场化、风险收益匹配的运营模式。
特斯拉虚拟电厂是美国最具代表性的落地项目，核心运营逻辑聚焦用户侧储能资源聚合，依托海量户用Powerwall储能设备，搭建规模化柔性资源集群。平台通过设备权益合作、现金激励等市场化方式，获取用户储能设备的可调可控权限，在电网负荷高峰、电价峰值时段集中放电套利，在电价低谷时段储电蓄能，依托电价波动实现常态化价差收益。
该模式的核心竞争力在于双市场收益闭环。一方面深度参与电力现货市场，精准捕捉短时电价波动红利，适配美国市场高波动特征；另一方面全面接入各州容量市场，通过提供常态化备用容量支撑，获取长期稳定的容量补偿收入，有效对冲现货市场价格波动风险，形成“短期波动套利+长期容量兜底”的稳健收益组合。目前，全美需求响应可控资源规模达33吉瓦，可覆盖整个市场6.5%的高峰用电负荷，虚拟电厂已成为电网峰值保供、系统容量支撑的重要市场化力量。
美国虚拟电厂完全采用市场化运作逻辑，无行政强制调用机制，依托价格信号引导用户自主参与、自愿响应，以市场化溢价收益撬动海量用户资源，形成了自我调节、良性循环的产业生态。
（三）澳大利亚：海量散户精细化聚合，普惠型常态化运营模式
澳大利亚光伏全球渗透率领先，居民户用光伏、小型分布式储能装机规模庞大，用户侧资源高度分散、小微资源体量巨大，是当地电力系统最鲜明的特征。基于这一现状，澳大利亚虚拟电厂走出散户普惠、小额高频、全民参与的差异化路径，有效解决了海量小微资源聚合难、收益碎片化、运营持续性弱的行业痛点。
澳大利亚虚拟电厂不追求单次大额套利收益，核心逻辑是通过精细化、标准化的用户运营，实现海量小微资源的积少成多、聚沙成塔。运营商统一整合居民户用光伏余电、户用储能、柔性用电负荷，通过统一平台参与电网需求响应与电力市场化交易，将零散、碎片化、无独立市场价值的用户侧资源，转化为可调度、可交易、可收益的标准化电力产品。
收益分配机制是澳大利亚模式的核心亮点，主打收益透明化、结算常态化。其虚拟电厂平台搭建了极简高效的用户收益核算体系，每一次负荷调节、余电交易均可实时溯源、精准核算、按期兑付，让普通居民获得持续稳定的小额收益，大幅降低用户参与门槛、提升用户粘性。这种普惠型运营模式，成功激活了海量沉默的用户侧资源，让虚拟电厂从工程示范项目转变为常态化民生能源业态，高度适配分布式能源高渗透、高分散的发展格局。
（四）日本：安全优先、政策兜底，刚性负荷响应保障模式
日本能源对外依存度高、本土电网网架相对薄弱，电力系统以安全稳定运行为首要目标，电力市场的市场化开放程度相对保守，由此催生了电网刚需驱动、政策兜底保障的虚拟电厂商业模式，与欧美完全市场化的套利模式形成明显差异。
日本虚拟电厂以能源资源聚合商（ERAB）为核心市场化主体，有序聚合工商业可调负荷、居民柔性负荷，核心业务聚焦电网削峰填谷、紧急负荷调控、故障辅助支撑等刚需服务。电网企业根据系统运行保障需求，常态化向聚合商采购负荷调节服务，通过固定服务补偿、政策性兜底补贴，为聚合商提供稳定收益来源，有效规避市场化价格波动带来的经营风险。
该模式不以市场化套利为核心目标，核心价值是筑牢电网安全运行底线。在电力供需紧张、极端天气、电网故障等关键场景下，虚拟电厂可快速执行刚性负荷调控任务，保障电网供需平衡与运行稳定。政策兜底、刚需支撑的运营逻辑，让日本虚拟电厂形成了低风险、稳收益、强刚需的运营特征，适配保守型电力市场的发展定位。
中外虚拟电厂商业化差异性剖析
对比四国成熟的商业化体系，国内虚拟电厂不存在明显技术短板，差异集中在市场机制、收益结构、运营生态、用户体系四个维度，这也是行业“试点易、落地难、盈利更难”的根本原因。
（一）收益结构单一，缺乏多元盈利闭环
当前国内虚拟电厂收益高度依赖电网临时需求响应补贴与少量辅助服务补偿，盈利渠道单一、抗风险能力弱。海外成熟市场普遍搭建“现货套利+辅助服务+容量补偿+技术服务”的多元收益体系，长短收益搭配、高低风险互补，可支撑常态化商业运营。国内多数区域尚未全面放开虚拟电厂参与电力现货、容量市场的权限，缺失长期稳定的容量收益兜底，过度依赖短期临时性调度补贴，项目收益波动大、持续性差，难以支撑聚合商市场化自主运营。
（二）市场壁垒突出，跨区资源配置受限
以德国为代表的欧洲虚拟电厂模式，其核心盈利优势源于统一开放的跨国电力市场，可实现资源跨区域优化配置、跨区价差套利，最大化释放规模化价值。国内电力市场仍以省级分区运营为主，跨省、跨区域的用户侧资源交易与调度机制尚未完全打通，分布式资源仅能在省内、市域内小范围调配，资源优化空间被大幅压缩，直接限制了虚拟电厂的盈利上限与发展空间。
（三）散户聚合难度大，普惠激励体系缺失
澳大利亚、美国的实践充分证明，海量居民散户资源是虚拟电厂规模化发展的核心底盘。但国内散户参与体系极不完善，存在接入流程繁琐、收益不透明、结算周期长、常态化激励不足等诸多问题。多数散户仅能偶尔获得小额补贴，无持续稳定收益，参与积极性低迷。当前，国内虚拟电厂资源构成仍以工商业负荷、集中式新能源为主，散户规模化聚合迟迟难以突破，行业资源底盘存在明显短板。
（四）市场化主体弱势，产业生态尚未成熟
海外虚拟电厂以第三方独立聚合商为核心运营主体，自主参与市场交易、自主承担经营风险，市场化决策灵活、生态开放充分。国内虚拟电厂仍以电网主导、国企牵头建设运营为主，第三方聚合商准入门槛偏高、市场话语权弱、自主运营空间不足。行业整体呈现“政策推动、国企示范”的发展特征，尚未形成市场化竞争、自主造血、多元协同的成熟产业生态。
海外实践对国内虚拟电厂商业化转型的启示
结合海外四国差异化落地实践，国内虚拟电厂的破局关键不在于持续叠加技术试点，而在于补齐市场机制短板、重构多元收益体系、激活海量用户资源、培育市场化主体，推动行业从政策驱动的示范模式，转向市场驱动的自主运营模式，形成适配国内电力体制的商业化发展路径。
（一）构建多元分层收益体系，筑牢市场化造血能力
国内可借鉴欧美多元收益架构，打破单一补贴依赖，搭建“短期现货套利+中期辅助服务+长期容量兜底”的立体化盈利体系。可稳步放开虚拟电厂参与电力现货、容量市场的准入权限，赋予聚合商市场化套利空间；细化调频、调峰、备用等辅助服务差异化定价规则，落实优质优价，提升调节资源收益水平；建立常态化容量补偿机制，为虚拟电厂提供长期稳定收益兜底，彻底解决项目收益不稳定、难以持续运营的痛点。目前山东、浙江、上海等省（市）已开展相关试点，部分虚拟电厂已开展现货交易、辅助服务及备用容量补偿的局部实践，但尚未形成可复制推广的全国统一机制。
（二）破除区域市场壁垒，释放资源规模化价值
国内可参考欧洲跨区资源配置经验，依托全国统一电力市场建设契机，逐步打破省级市场壁垒，探索建立跨省、跨区域用户侧资源交易与协同调度机制。打通区域电价、负荷、新能源出力数据壁垒，支持规模化虚拟电厂参与跨区供需调配与价差套利，充分释放海量分布式资源的优化配置价值，拓宽行业整体盈利空间。当前长三角、东北等区域已开展虚拟电厂参与省间交易的局部试点，但尚未形成可复制推广的全国统一交易与调度规则。
（三）完善散户普惠机制，夯实海量资源底盘
可对标澳大利亚普惠运营模式，简化居民、小微用户接入流程，搭建轻量化、低成本、易操作的散户聚合平台。建立透明可溯源、高频次的收益核算与结算体系，实现用户收益实时可视、按期兑付，降低参与门槛。针对户用光伏、户用储能、柔性居民负荷制定常态化激励政策，以小额、稳定、持续的收益撬动海量散户资源参与，补齐国内虚拟电厂资源结构短板。目前江苏已启动百万千瓦级居民虚拟电厂试点建设，通过错峰邀约、电费奖励调动居民参与，但全国层面尚未形成可复制推广的散户激励与结算体系。
（四）培育市场化主体，构建多元协同产业生态
可优化行业市场准入规则，放宽第三方聚合商准入条件，扶持专业化、市场化能源服务企业发展。改变单一的国企示范模式，鼓励民企、科技公司、能源服务商多元参与，形成良性竞争、协同发展的产业格局。弱化行政干预，强化价格信号与市场规则的引导作用，推动虚拟电厂成为独立、自主、规范的电力市场交易主体。目前广东、浙江、上海等地已向民营企业、科技类服务商开放虚拟电厂运营商注册，但全国范围内第三方主体平等参与的制度环境仍有待完善。
（五）坚持因地制宜落地，打造差异化发展场景
可摒弃全国统一模板的固化思维，结合各区域资源禀赋、市场成熟度、保供压力分层推进。新能源富集、电价波动较大的区域，可借鉴欧美市场化模式，重点发展现货套利、跨区调配业务；负荷密集、保供压力突出的区域，参考日本刚需兜底模式，聚焦电网安全保障服务；散户资源丰富的县域及城乡区域，可复刻澳大利亚普惠模式，重点盘活小微分布式资源，实现精准化、差异化发展。目前山西、上海、江苏等地区已分别围绕市场化交易、城市保供、居民小微资源开展试点，为差异化路径积累初步实践经验。
结语
虚拟电厂的核心价值，并非数字化技术的示范展示，而是电力市场化改革进程中，用户侧分布式资源价值的商业化释放。四国的落地实践充分证明，技术只是基础载体，市场化机制、多元化收益、常态化商业运营，才是虚拟电厂行业行稳致远的核心内核。
当前国内虚拟电厂正处于从试点示范向规模化商业化发展的过渡阶段，局部试点已积累实践经验，下一阶段的核心任务是摆脱“示范依赖”，补齐市场机制短板、完善商业盈利模式、激活海量用户资源。通过借鉴海外差异化实践经验，结合国内电力体制与产业现状迭代优化，推动虚拟电厂从“盆景式示范”转向“全景式商用”，使其成为新型电力系统柔性调节、新能源消纳、电力安全保供的重要市场化支撑力量。
（作者简介：马达，大连马氏产业信息咨询有限公司总经理、大连交通大学经济管理学院客座教授、辽宁电力大数据智库联盟特聘专家。）
责任编辑：江蓬新
