核心观点：
- 政策密集支持下，我国虚拟电厂处于早期向规模化过渡阶段，市场规模持续高增（2022-2030 年 CAGR 达 24.4%），2027 年调节能力目标 2000 万千瓦，核心价值是助力新能源消纳与电网平衡。
- 虚拟电厂依赖协调控制、数据驱动等关键技术，初始投资仅为传统电厂 1/5-1/6，成本优势显著，但面临资源聚合建模、信息安全等技术难点，技术融合是核心竞争力。
- 行业形成需求侧、供给侧、混合资源型三类商业模式，头部企业依托 AI、V2G 等技术构建壁垒，竞争聚焦技术创新与资源整合，产业链覆盖源网荷储全环节。
- 未来将向多维协同、电碳融合演进，技术赋能与专业化分工成趋势，但需应对政策机制不确定性、网络安全及运营收益波动等风险。
（1）定义
虚拟电厂（Virtual Power Plant）是一种高级能源管理系统，它运用先进的信息通信技术和软件架构，将地理上分布广泛的多种分布式能源资源（DERs）——包括但不限于太阳能光伏、风能、储能系统、可控负荷（如可调节的工业用电、智能家居设备）、电动汽车以及小型发电机等进行聚合与协调优化。
（2）行业影响因素
虚拟电厂的发展受到政策、宏观经济、技术等多方面因素影响。
表格1 虚拟电厂行业政策梳理
信息来源：融中咨询
- 宏观经济驱动：经济增速与电力需求挂钩，产业、能源结构双升级
宏观环境对虚拟电厂行业构成了一个强有力的正向循环：经济与能源转型的战略需求——国家顶层政策的有力驱动——电力市场改革打开盈利窗口——多元资本与技术涌入——行业规模化、商业化加速。虚拟电厂完美地契合了当前宏观经济中关于高质量发展、绿色转型和降本增效的核心诉求。它不仅仅是一个技术概念，更是一种与宏观经济发展同频共振的新兴产业，在构建新型电力系统和实现"双碳"目标的进程中，将扮演越来越重要的角色。
图表 1虚拟电厂技术布局
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虚拟电厂的研发与建设周期因其角色而异：技术提供商通常需1-2年，而资源聚合运营方则需5年及以上。其核心优势在于极低的成本，初始投资（如上海示范项目约为600-800元/千瓦）仅为传统火电厂的1/5至1/6，运营费用更是低至十分之一；从宏观视角看，满足系统5%峰值负荷的需求，虚拟电厂方案所需投资（约500-600亿元）远低于新建火电厂（约4000亿元）。然而，其实现高度依赖协调控制、资源聚合、智能调度、信息安全等十余项关键技术的突破与集成。
（3）市场规模及竞争格局
虚拟电厂的市场规模持续增长。2022-2030E 规模从 229 亿元升至 1314 亿元，复合年增长率（CAGR）达 24.4%，属于电力新赛道中的高增长领域；年度增量逐步扩大（2022-2023 增 120 亿，2028-2029 增146 亿），说明行业需求释放节奏在加快。
图表 2 2022-2030年中国虚拟电厂市场规模预测（亿元）
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表格 2中国虚拟电厂头部企业梳理
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（4）产业链图谱
表格 3虚拟电厂产业图谱
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虚拟电厂产业链上游为基础资源，主要包括可控负荷、分布式能源、储能系统等，这些资源是虚拟电厂运行和调度的核心；中游是虚拟电厂资源聚合平台，包括电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂和混合型虚拟电厂；下游是电力需求市场，包括电网公司、售电公司、工业企业用户和商业用户等。虚拟电厂产业链以上游基础资源（可控负荷、分布式能源、储能）为支撑，依托中游聚合平台实现资源整合与协同控制，最终服务于下游多元电力需求市场。其核心价值在于通过物联网、大数据和AI技术，将碎片化资源“聚沙成塔”，形成可调度、可交易的“虚拟机组”，助力新能源消纳与电网灵活稳定。未来需突破数据安全与标准化（跨主体数据互通）、市场机制完善（辅助服务定价规则）及商业模式创新（共享储能收益分配），以加速虚拟电厂规模化应用。
虚拟电厂以内部资源形态组成来分类，主要可分为需求侧资源型（发电企业主导模式，可控负荷以及用户侧储能、DDG等资源为主）、供给侧资源型（电网企业主导模式，PDG、电网侧和发电侧储能等资源为主）、混合资源型（分布式发电、储能和可控负荷等资源共同组成）。
（1）需求侧资源型分析
需求响应虚拟电厂（亦称能效电厂）是以用户侧可调资源为核心的虚拟电厂形态。它聚合工商业及居民的可控负荷、用户侧储能、自用分布式电源（如屋顶光伏）及电动汽车等资源，通过协议由负荷聚合商或能源服务公司统一调度。其核心运行机制是在电网高峰时段调节或中断非关键用电，并利用储能进行电力的时移。该模式主要商业模式包括参与电网需求响应获取补偿、提供调频等辅助服务、利用峰谷电价差套利，以及作为可靠的容量资源。其显著优势在于投资小、见效快，能精准削峰、延缓电网投资，并赋予用户参与电力市场获利的能力。
协鑫能科：需求侧资源型以“懂用户”为核心壁垒
协鑫能科是民营上市公司，拥有深厚的用户侧综合能源服务与热电联产运营经验。是该模式的典型代表。它的优势并非单纯的技术平台，而是源于其热电联产、售配电和综合能源服务背景所积累的深度用户侧运营经验。
核心业务资源集中在聚合工商业可调负荷、用户侧储能。参与需求响应、辅助服务市场，并开展绿电交易。可条符合规模达690MW，平台管理用户规模超20GW。主要客群集中在工商业电力用户（工厂、园区、商业楼宇）。
（2）供给侧资源型分析
供应侧虚拟电厂以聚合分布式电源和储能资源为核心，主要包含分布式光伏/风电以及电网侧或发电侧储能。其主导方通常是电网企业或大型发电集团，通过聚合地理分散的电源，利用储能的灵活调节，平抑可再生能源波动，使聚合总出力曲线更平滑、可控。该模式的核心商业价值在于：作为整体参与电力现货市场，增强议价能力；打包销售绿电，满足用户绿证需求；提供调峰、调频等辅助服务；以及在局部电网拥堵时进行资源调度，缓解输电阻塞。其核心优势在于显著提升可再生能源的消纳能力、输出稳定可预测，且因与电网调度协同度高，能有效保障电网安全稳定运行。
国建能源集团：供给侧资源型发电集团的规模化实践
这类模式通常由像国家能源集团这样的传统发电巨头主导。作为大型发电央企，拥有庞大的传统电源与新能源资产，项目执行与资源整合能力很强。核心业务主要集中在分布式光伏、储能，与集团自身发电资产协调，促进新能源消纳。
商业模式上，这类项目更侧重于保障电网安全、促进清洁能源消纳，作为发电侧责任主体，项目收益可能部分源于保障系统稳定运行的价值。项目规模通常较大，是其在新型电力系统中战略转型的体现。主要客群集中在电网公司、自身新能源项目、以及外部分布式能源业主。
（3）混合资源型分析
混合资产虚拟电厂是整合“源-网-荷-储”的终极形态，由独立服务商或电网/发电企业主导，聚合分布式电源、可控负荷与储能。其核心是一个强大的智能管控平台，通过全域感知与协同优化算法，根据电网指令和市场价格，在内部灵活调度资源（如同时调用储能、削减负荷、调节发电），以实现全局效益最优或成本最低。该模式商业模式多元，可同时参与需求响应、现货及辅助服务市场以最大化收益，也能为园区提供整体能源解决方案。其最大优势在于灵活性极高、抗风险能力强，能实现资源利用效率最大化，并以最经济平滑的方式支撑电网运行，甚至在极端情况下可孤岛运行保障供电。
振森能源：混合资源型独立运营商的平台化路径
振森能源（中基绿能） 代表了第三方独立运营商的发展路径，以独立第三方技术平台或解决方案提供商为主，核心在于先进的聚合与优化算法。它本身不侧重拥有大量电源或负荷资源，而是通过智慧能源管理平台作为核心，为资源方提供接入、聚合、优化和参与电力市场交易的全套服务。例如，润建股份服务的风光储项目装机容量超10GW。
其商业模式在于通过“技术+服务+资源”三重驱动，提供“源-网-荷-储”一体化智慧管控平台，聚合分布式电源、储能、可调负荷等多种资源。为各类分布式资源所有者创造额外收益，自身通过服务、分成或交易差价盈利。主要客群为虚拟电厂运营商、负荷聚合商、园区、电网企业及发电集团。
（1）从单向响应到多维协同的核心载体
虚拟电厂的应用场景正发生根本性转变。其角色将从被动接受电网调度指令的“单向调节工具”，演进为主动参与多级电力市场（如现货、辅助服务市场）博弈的“灵活资源交易主体”。未来，其核心价值将体现在更高维度的系统协同上，包括支撑高比例分布式新能源的本地消纳、缓解区域性输配电阻塞，以及提供调频、调压等实时辅助服务。更进一步，虚拟电厂将超越单纯的电力调节范畴，成为企业实现绿电消费与碳足迹管理的“电碳融合”关键平台，通过聚合可溯源的绿色电力，连接能源市场与碳市场。
（2）技术驱动与生态重构下的专业化分工
行业与产品的发展将呈现技术深度赋能与商业模式裂变并行的路径。技术层面，AI精准预测、云原生架构、多时间尺度优化算法将成为虚拟电厂智慧化运营的基石，推动平台向标准化、轻量化的SaaS服务演进。商业模式上，行业将从依赖补贴向多元化收益（如市场收益分成、数据增值、碳资产开发）转型，并催生资源聚合商、平台技术商、运营服务商等专业化生态角色。参与主体也将从传统能源企业扩展至科技公司、通信运营商及金融机构，形成“能源+数字+金融”的跨界融合生态。
在明确的发展趋势下，行业也面临一系列需要高度关注的风险。首要风险来自政策与市场机制的不确定性，其商业化进程严重依赖于电力市场改革的深度与速度，规则变动或价格机制不合理都可能制约其发展。其次，技术整合与网络安全风险突出，海量异构资源的标准化接入成本高昂，且作为关键信息基础设施，其面临的网络攻击和数据泄露威胁日益严峻。最后，运营与商业风险持续存在，包括资源出力不确定性导致的收益波动、市场性能考核压力，以及在与电网、用户等传统主体协作中可能出现的责权利纠纷。