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虚拟电厂聚合容量突破1.2亿千瓦：需求侧资源如何重塑新型电力系统

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-05 09:00

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

在新型电力系统建设中，灵活性资源的配置和调度能力直接决定了系统安全与效率的上限。2026年，虚拟电厂与需求侧响应已从试点探索全面进入规模化商业运营阶段。据国家能源局相关统计，截至2026年6月，全国虚拟电厂聚合容量突破1.2亿千瓦，占全社会最大用电负荷的6.8%，提前超额完成"十四五"现代能源体系规划中"需求侧响应能力达最大负荷5%"的目标。项目数量超过800个，较2023年增长200%，其中已进入电力市场交易的项目占比从30%提升至65%。

规模化：从万千瓦级到亿千瓦级的跨越

虚拟电厂的聚合容量在2023至2026年间实现了300%的增长。从资源构成来看，可调节负荷占比78%（约9360万千瓦），分布式光伏、风电和储能占比22%（约2640万千瓦）。工业领域仍然是调节负荷的主力军，占比约70%，通过需求侧响应与错峰生产释放了大量可调节能力。以上海宝钢为例，其自建虚拟电厂聚合厂区内负荷与储能，可调节容量达80万千瓦，2026年通过参与上海电力市场交易获利超过2000万元。

区域分布呈现明显的"东强西进"格局。长三角地区的江苏、浙江、上海三地虚拟电厂聚合容量合计超过4000万千瓦，占全国总量的33%。其中江苏依托"源网荷储"一体化平台，聚合钢铁、化工、商业空调、电动汽车充电桩等多元负荷，可调节容量达1800万千瓦；浙江的"电力魔方"平台接入居民智能家电与小微商业用户超10万户，容量突破1200万千瓦。珠三角地区的广东虚拟电厂聚合容量超过2500万千瓦，深圳"虚拟电厂管理平台2.0"接入资源超1200万千瓦，成为全国最大城市级虚拟电厂平台。

区域	聚合容量（万千瓦）	占全国比例	特色场景
长三角（苏浙沪）	4000+	33%	工业负荷+商业+居民
珠三角（广东）	2500+	21%	数据中心+5G基站
中西部（晋蒙川滇）	2000+	17%	高耗能+水电协同

市场化：从补贴依赖到多元收益

2026年是虚拟电厂从"政策补贴驱动"向"市场收益驱动"转型的关键年份。收益来源已从单一的需求侧响应补贴，拓展为"辅助服务+电能量交易+容量租赁+碳收益"的多元结构。根据行业统计，需求侧响应收益仍占虚拟电厂总收益的50%至70%，各地补贴标准差异较大——江苏、广东等缺电省份高峰时段响应补贴达0.8至1.2元/千瓦时，中西部省份则为0.3至0.6元/千瓦时，全国平均约为0.7元/千瓦时。

电力市场交易收益是增长最快的板块，占比已从2024年的不足10%提升至20%至40%。虚拟电厂通过在现货市场"低买高卖"实现峰谷价差套利，2026年全国平均峰谷价差约0.8元/千瓦时。AI交易策略优化使套利收益提升超过20%，负荷预测精度的提高将偏差考核成本占比从2023年的15%降至5%。此外，容量租赁收益（电网企业向虚拟电厂购买"备用容量"，平均容量电价30至50元/千瓦·年）和碳收益（CCER均价约60元/吨CO₂）正成为新的收入增长点。

经济性：工业项目IRR达12%-18%

虚拟电厂的经济性因项目类型差异明显。以100MW工业负荷聚合项目为例，初期投资成本约800至1200万元（平台建设40%、智能终端30%、通信与安全20%、其他10%），年运维成本50至80万元。年收益方面，需求侧响应收益约640至960万元（按年响应40次、补贴0.8至1.2元/千瓦时计算），电力市场交易收益约300至700万元，辅助服务收益约200至500万元，容量租赁收益约300至500万元。

综合来看，工业类项目投资回收期约3至5年，内部收益率（IRR）达12%至18%；新型负荷项目（数据中心、5G基站）因负荷稳定性高，IRR可达15%至20%。商业和居民类项目受益于政府额外补贴（如浙江对居民侧项目给予0.2元/千瓦时额外补贴），投资回收期约5至8年，IRR在8%至12%之间。

挑战与趋势

尽管发展势头强劲，虚拟电厂仍面临资源聚合难度大（居民与小微商业用户单户接入成本约500至1000元）、市场交易门槛高（部分省份要求聚合容量超100MW）、收益波动风险（部分地区峰谷价差较2025年缩小10%至15%）等挑战。据相关预测，到2030年全国虚拟电厂聚合容量有望突破2.5亿千瓦，占最大用电负荷的12%以上。随着电力市场化改革持续深化，虚拟电厂将逐步从"辅助角色"成长为新型电力系统的"核心参与者"。

来源：

中国能源产业发展网

作者：

马行川