“加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。”

5月29日晚间，国家发改委发布《国务院关于印发<2024—2025年节能降碳行动方案>的通知》，在重点任务中再次提出，大力发展虚拟电厂等新技术提升可再生能源消纳能力。

虚拟电厂概念股近日表现活跃，其中多只个股持续上涨。5月24日至30日，众智科技（301361.SZ）累计涨幅高达60%，九洲集团（300040.SZ）、国能日新（301162.SZ）等分别上涨21%、18%。由于短期涨幅过大，上述个股集中发布关于股票交易异常波动的公告。

今年以来，虚拟电厂利好消息频传。不过，一名从业者告诉第一财经记者，“从新能源产业资本围绕光伏、储能的逻辑看，虚拟电厂已经迎来好几轮狂欢了。”他认为，目前虚拟电厂仍处于商业化初期阶段，不确定“未来何时来”。

发展前景广阔

虚拟电厂概念股此轮上涨始于5月23日山东济南召开的关于进一步全面深化改革的座谈会。国家电力投资集团董事长刘明胜就深化电力体制改革提出意见建议。

“虚拟电厂在电改中的核心作用，是整合各类能源资源，实现协同优化与调度，提升电力系统灵活性和稳定性。”一家涉及虚拟电厂技术的公司业务负责人刘建国告诉第一财经记者，电改在能源调度和交易层面会带来更大空间，激发企业参与的积极性，且电改的大方向是实现市场化运营和竞争，提升电力系统的效率、可靠性和可持续性，“这将给我们这些企业带来更大发展空间”。

作为解决电力供需新形势平衡的关键一环，虚拟电厂把电力系统和IT技术深度融合，将区域内的分布式电源、可调节负荷、储能等多种资源聚合起来，实现自主协调控制，并参与电力系统运行和电力市场交易。

多位业内人士称，目前，虚拟电厂商业化运营的应用场景以需求侧响应和调峰辅助服务为主。前者以经济激励为主，当电网出现用电高峰的紧急情况时，会向下游释放减少负荷信号，用户若愿意改变固有的用电模式，减少或推移某时段的用电负荷，将获得补贴，以此缓解电力供需矛盾；后者根据当地相关规定，在日前聚合计算并申报自身调峰能力，并在日内按照调度机构的指令，在日前中标的调峰范围内实时主动调减/增加虚拟电厂的出力和用电负荷，完成调峰相关调度指令，并根据调峰市场分时出清价格和调节电量获得相应收益。

“从电力系统的角度，虚拟电厂算是供给端。随着虚拟电厂加入，电力瞬时供需不平衡矛盾会得到抑制。”清科优能高级市场经理李伟豪指出，未来新能源元素大量接入电力系统，无论是源端的风电、光伏，还是荷端的大功率充电桩，都将对电力系统安全运行产生较大冲击。

李伟豪表示，结合近两年欧洲地区电力市场运行案例，在供需失衡需要保障系统运行安全的情况下，若供给端价格飙升，需求端也只能被动接受。在他看来，从化石能源供能为主的电力系统转变为可再生能源供能为主的电力系统，转变过程中必会产生矛盾，这将成为虚拟电厂参与电力市场重要的变现来源。

据全国新能源消纳监测预警中心数据，今年1-3月，全国光伏、风电发电利用率分别为96%、96.1%，同比均有下滑，且有数个省份利用率低于95%。国信证券介绍，按照中国电力科学研究院基于2025年风光装机10亿千瓦测算，将产生5.62亿千瓦的调节需求。而虚拟电厂可以优化调节负荷、储能、分布式能源等资源，解决新能源消纳和调节。

从建设运营成本来说，虚拟电厂也更具性价比。据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，考虑推广费用、相关智能设备以及管理运维平台等成本，需求响应规模最大负荷3%-5%的虚拟电厂单位投资为200-400元/千瓦，远低于最小出力额定容量30%的煤电机组600-700元/千瓦的单位调节容量改造投入成本，或抽水蓄能6300-7200元/千瓦的建设投入成本。

行业需要好的开端

当前，需求侧响应仍是大部分虚拟电厂公司最主要的盈利模式。信达证券认为，需求侧响应严格意义上不属于电力市场化机制，其补偿价格通常为事前锚定的行政性补偿价格，执行部门也是电网公司的营销部门。一名业内人士补充道，虚拟电厂公司近九成收入以补贴为主，当前仍属计划性事件，“一年几十次邀约是远不够的。”

“把需求响应作为单一或主要盈利来源，不太现实。”刘建国告诉第一财经记者，需求响应一般在迎峰度夏等用电高峰期，由地方政府或电网公司发起邀约，但部分省份给到的邀约次数较为有限。而且一些聚合商受限于资源和环境因素，调节能力也有限，以响应一度电拿到3元左右的补贴为例，对应的营收空间较为有限。另外，邀约方是否认可聚合商实际响应的电量，也有待商榷。

“要想判断业务是否处于高速变现期，理清虚拟电厂参与市场交易品种的资金来源非常重要。”李伟豪表示，“电网部门需求的‘邀约响应’这个交易品种，其资金来源到底是摊分到每个电力用户头上，还是单边财政‘输血’补贴，长远看，后者不可持续。”

刘建国认为，随着新型电力系统的发展，电网对于稳定性的要求将增强，届时虚拟电厂的应用场景将扩大，可以结合多种盈利模式，如参与电力现货交易、提供辅助服务、整合分布式能源资源以及应用储能技术等，形成综合盈利策略。

不过，上述难点在于，虚拟电厂如何进入辅助服务或现货交易市场，并把能力推销出去，让用户配合做大做丰富资源池。信达证券研报曾指出，国内虚拟电厂仍以示范项目为主，少数项目实际接入调度，多数项目成为需求侧响应。试点项目中，虚拟电厂的系统运行和控制功能已完成技术验证，但受困于规模较小，补偿水平较低等原因，虚拟电厂经济效益仍待提升。

多名业内人士认为，客观掣肘是政策和电网调度如何搭桥铺路。虚拟电厂作为电力市场的补充手段，要快速发展起来，需要顶层设计、市场环境、配套政策、技术和工程规范的完善。

首先是虚拟电厂的身份认证问题。植德律师事务所介绍，目前从法律法规层面，对虚拟电厂尚无统一、明确的法律界定，仅在部分文件中提出，虚拟电厂属于“电力市场新兴市场主体”。由于虚拟电厂的基本属性尚无效力位阶较高的规制，虚拟电厂参与交易过程中各方之间权利义务关系，行政管理层面与虚拟电厂的管理关系等方面，都亟待建立相关法律或法规的制度规定。

其次，国内电力市场改革仍然在途，一定程度导致虚拟电厂盈利难。信达证券指出，虚拟电厂的商业模式本质是电能量与辅助服务交易，但国内当前电力市场并未完全开放，电价受管制，虚拟电厂难以在较小的价差内实现盈利，商业化运作比较困难。

李伟豪认为，随着电改推进，虚拟电厂参与电力市场的积极性将增强，比如在现货市场电价差额逐步拉大情况下，结合售电公司参与现货市场的业务流程，虚拟电厂间接参与现货交易获利也是有可能的。

另外，行业内“技术型”主力玩家还面临来自“资源型”玩家的强势竞争。虚拟电厂当前的主力参与者分为两派，前者以国家电网、发电集团、售电公司等“资源型”企业为主，它们具备天然的用电客户资源优势；后者为前述玩家提供软硬件技术服务能力，但为了打开产品销路，也开始下场参与游戏。

第一财经记者采访获悉，当前“资源型”玩家占市场份额将近七成，“技术型”玩家可参与市场空间有限。同时，后者还面临较为复杂的行业进入门槛和信息差问题，交易价格、电网负载等信息仍不够透明。

采访中，多名从业者提出诉求称，希望政策层能给到虚拟电厂参与者明确的法律身份，确保虚拟电厂投资者的合法权益。另外，在民营企业参与市场过程中，给予更多业务便利支持和未来预期，例如解决信息差问题，放宽定向公布信息的渠道，助力企业前期调研活动开展。“我们需要一个比较好的开端，先让民营企业活跃起来，初具一定规模。”