问题：新能源快速增长对电网调节能力提出更高要求 作为我国重要的新能源基地之一，甘肃新能源装机规模持续扩大，电源结构加快向清洁化转型。新能源出力波动性、随机性较强的情况下，高比例新能源运行带来的矛盾更加突出：一上——午间光伏出力集中——局部消纳压力上升；另一方面，晚高峰负荷走高而新能源出力回落，调峰、调频等灵活性资源需求增加。如何不新增大量传统调节电源、不过度依赖“硬件扩容”的前提下，提高系统弹性和市场效率，成为新型电力系统建设中需要解决的现实问题。 原因：政策定位明确叠加市场机制完善，促成虚拟电厂加速落地 虚拟电厂不是新建实体电源，而是依托数字化、智能化平台，将分散的分布式电源、可控负荷、储能以及电动汽车充电设施等资源聚合管理，统一参与电力市场交易和系统调度。其价值在于对价格信号和调度指令的快速响应：电价高时通过削减用电、释放储能或组织可调资源出力；电价低时引导增加用电、提升充电水平，在降低用户成本的同时，为电网提供削峰填谷能力。 在制度层面，甘肃有关部门继续明确虚拟电厂的功能定位，突出“源荷双身份”属性：既可作为“电厂”参与交易，也可作为“负荷”提供调节服务，相当于为电网配置了一套可市场化调用的缓冲能力。同时，市场侧规则逐步完善，虚拟电厂可参与中长期、现货及辅助服务等多类型交易，为商业模式闭环提供了条件。 影响：交易常态化释放多重效益，带动用户、电网与产业链共赢 甘肃虚拟电厂市场化的标志性变化，是从“首次成交”走向“连续不间断交易”。数据显示，甘肃已实现虚拟电厂首月结算电量3491.16万千瓦时，反映出市场主体参与度与交易组织能力同步提升。以负荷型虚拟电厂为例，其聚合电动汽车充电站等资源，将分散、被动的用电行为转化为可调、可交易的系统资源，推动用户从“单一用电主体”向“负荷调节服务商”转变。 从运行效果看，聚合平台引导充电负荷在午间新能源出力高峰时段增加用电，有助于绿电就地消纳；通过参与交易与调节服务，也带动用户侧成本下降。对应的案例显示，午间光伏大发时段的消纳水平提升，用户平均充电成本明显降低，“价格引导—负荷响应—系统受益”的机制效应逐步显现。 对电网而言，虚拟电厂在不新增大规模物理电源的情况下，可提供可计量、可验证、可结算的调节能力，缓解峰谷差扩大带来的调度压力，提升系统运行经济性与安全性。对产业而言，虚拟电厂带动数字化平台、计量与通信、充电基础设施、用户侧能源管理等环节协同发展，有望形成新的增长空间。 对策：以分类推进与收益机制创新，夯实规模化发展的市场基础 目前甘肃虚拟电厂按负荷型、混合型、电源型分类推进，负荷型虚拟电厂已实现常态化交易，多个项目纳入建设目录，预计年内新增可调负荷规模将进一步扩大。下一步需要把“建得起来”和“用得起来”同步推进，重点在三上持续发力： 一是完善交易品种与规则衔接，提升连续交易的可预期性。推动虚拟电厂中长期合约、现货市场价格发现与辅助服务之间形成更清晰的参与路径，减少规则衔接成本，增强主体稳定参与的信心。 二是健全成本与收益分配机制，形成可持续的商业逻辑。明确聚合商管理服务费比例，优化辅助服务定价机制，推动响应成本透明化，在保障用户参与积极性的同时，促进聚合平台专业化运营，避免“只建不营”或低水平同质化竞争。 三是强化技术与数据支撑，提升调节能力的可信度与可核验性。围绕负荷预测、响应评估、基线计算、信息安全与并网通信等关键环节推进标准化建设与监管闭环，确保虚拟电厂调节能力在电网侧“调得出、靠得住、算得清”。 前景：从试点走向规模化，虚拟电厂将成为新型电力系统重要支撑 按照甘肃“试点期—推广期—全面建成期”的推进路径，虚拟电厂正由个案探索转向体系化应用。规划提出，到2027年全省虚拟电厂调节能力达到25万千瓦以上，到2030年达到70万千瓦以上。随着新能源装机持续增长、电动汽车充电负荷扩大、用户侧储能与智慧用能普及，虚拟电厂可聚合资源规模将不断扩展，其在提升消纳、峰谷调节和系统安全保障上的作用有望进一步增强。 同时也要看到，虚拟电厂规模化发展仍需市场规则统一、跨区域资源协同、用户侧参与便利度，以及数据合规与网络安全各上持续完善。只有在技术可靠、规则清晰、收益合理、监管到位的条件下，虚拟电厂才能从“新机制”成长为电力系统的常规能力配置。
虚拟电厂的价值不在于替代某一种电源，而在于把分散资源组织起来，把可调潜力发出来，使电力系统在更高比例新能源条件下保持安全、经济与绿色的动态平衡。甘肃从规则落地到连续交易的实践表明，能源转型不仅需要更多清洁电量，也需要更成熟的市场机制和更灵活的系统能力。随着更多资源纳入聚合、更多场景实现响应，虚拟电厂有望在新型电力系统建设中发挥更基础、更长效的支撑作用。