个人感觉，今年的虚拟电厂依然是“一头热，一头冷”。

先说热的一端。

虚拟电厂作为光伏、储能乃至电动汽车行业延伸的一个业务领域，受到了新能源行业的热捧，某种意义上也是一些新能源行业的“产能过剩焦虑症”的外溢。

举个例子，今年两个用电大省——江苏和浙江都已经或者正在出台分时电价调整政策，把上午的尖峰时段调整到平时段，中午的谷段时长还有所延长。

无论是光伏还是储能项目收益都会受到一定的影响，进而影响投资者对新能源项目的积极性，并对上游产能造成压力。

在这种情况下，对于优质项目的各路投资方来说，除了在零售电价的竞争之外，还需要有更多的事实上的，或者概念上的筹码去竞争，而虚拟电厂则是重要的一个竞争手段。

此外，也有不少能源企业把虚拟电厂，看成公司业务技术创新的新方向，新题材而进行投入。

在这种背景下，虚拟电厂的技术、平台、产品蓬勃发展，甚至有博主说：这年头新能源资方如果没有个虚拟电厂平台，都不好意思出来见人。

大致梳理了一下虚拟电厂技术平台的源流，可以说是“八仙过海，各显神通”，如下图所示：

再说冷的一端。

一方面是电源型虚拟电厂入市政策的不明朗（一些省份还未出台分布式电源入市交易的细则）；或受到较大的限制，比如某省就要求136号文以后的工商业分布式项目，余电上网部分不进入机制电量，直接进入现货市场，其实就是强制接受现货价格。

另一方面从市场和交易的角度看，无论是补贴型的需求响应，还是电能量市场、辅助服务市场，被给予厚望的虚拟电厂，所能获得的市场收益空间非常有限，并且在市场的激烈竞争中，也未展现出足够的竞争能力。

从趋势来看，哪怕是在成熟电力市场，基于成熟技术的虚拟电厂，也并未构建起足够的竞争壁垒，反而在竞争中价格一路走低。

在某风险投资机构的虚拟电厂2025分析报告中，对英国电力市场中的灵活性资源交易，以2小时电池储能系统指数（2h BESS index）为例，所对应的灵活性价格进行了分析：

在2021～2023年，最高收益价格能超过500欧/kW/年，总体也维持在200欧/kW/年左右，但是2023年以后，随着各类储能项目成本的快速下降（可能要感谢中国储能企业的降本努力和出海战略），基本上降到200欧/kW/年以下。

该投资机构认为，未来2小时储能产品，综合各个市场的收益，每年每kW的收益可能都在100欧以下，而且竞争也将日趋激烈。不仅英国市场如此，欧盟成熟电力市场可能都是如此。

资料来源：SET Venture Virtual Power Plant / A SET Ventures report | July 2025

回到国内，在电能量市场中，以分布式光伏为主的电源型虚拟电厂，由于发电时段和出力曲线的不可调节，难以精准预测等特征，即使签订了长期协议，分解到日交易曲线，依然存在大量的履约敞口，且发电时段的现货价格要被集中式新能源和其他常规电源打压，导致收益降低。

在辅助服务市场的二次调频产品竞争中，以分布式储能、负荷为主的负荷型虚拟电厂，在机组性能、可靠性、可调度性、精度等各方面都不如其他机组，真的要按照“降低门槛，同台竞争，统一出清”的辅助服务市场竞争原则，虚拟机组无法和传统机组竞争。

就辅助服务市场的资源提供方而言，如果该省灵活性资源稀缺，交易价格抬高，自然有动力建设或者改造灵活性机组（如抽水蓄能、燃机、灵活性火电机组、常规水电）。

所以对二次调频服务的主要采购方——调度部门来说，手里有大把资源可用，为什么非得去调用一个负荷侧的，逻辑上抽象，机组性能无法保证，连计划性停运和非计划停运数据都很难给出的“虚拟电厂”。

至于需求响应这个政策性市场，从大趋势来看，处于“政策”向“市场”转变的过程中，能量平衡大部分调节需求都可以通过短期-现货市场解决，无非是在电网内部的部门博弈中寻找自己的一定生存空间，且补贴资金来源地方政府，资金规模受限和补贴落实过程也存在一定的不确定性。

在这样一种“行业一头热，市场一头冷”的趋势下，虚拟电厂应该避免“短期项目泡沫效应”+“AI大故事热潮”，而需要“耐得住寂寞”，把虚拟电厂的运营基础夯实，从最基本的数据积累、数据一致性和准确性保证开始，并且逐步实现资源的“可观、可测、可控、可调”，解决资源背后的市场信任问题。

传统能源行业的创新，道阻且长，且行且珍惜。