近期，多省（上海、广东、浙江、陕西、四川等）发布虚拟电厂建设运营实施方案以及虚拟电厂实施细则等，从市场准入到运营规范形成完整政策链条。
今年，来自安徽的宣城全域虚拟电厂成功代理分布式光伏参与绿电中长期交易，上海紧随其后，揭牌成立上海市虚拟电厂管理中心；江苏已公示8批次共25家虚拟电厂注册主体，山东目前已建成20家虚拟电厂。
这也就意味着这场虚拟电厂注册大战新基建的竞赛已经在全国范围内如火如荼地试点进行，各地政府和企业纷纷摩拳擦掌，意图在这片蓝海中分得一杯羹。
电费高、限电频繁、新能源消纳难……工商业用户正面临前所未有的能源挑战。虚拟电厂（VPP）这个“概念”，作为“云端电厂”，通过聚合分布式光伏、储能、充电桩等资源，让企业既能降低用电成本，又能参与电网调节“赚钱”。
用电也能赚钱！它到底如何盈利？
虚拟电厂能够动态响应市场信号，在动态电价市场中自行捕捉“负电价”时段进行充电，在高价时段进行放电来实现类似峰谷套利的收益。
它的盈利模式远比传统"峰谷套利"复杂多元，它颠覆了传统电力消费的"成本中心"定位，将其转变为"盈利中心"。堪称电力市场的"套利大师"。让我们揭开其暴利面纱：
①现货市场高频交易：
广东某聚合商整合23个储能电站，单日捕捉16次套利窗口，年收益率从12%跃升至18%。
②需求响应补贴：
上海松江实时响应补贴6元/kWh，深圳计划提升至8元/kWh，如果按照这个补贴机制进行，单次响应收益可超500万元。
③辅助服务市场：
山西虚拟电厂规模突破200万千瓦，其参与调频市场收益率达投资成本的15%，已结算电量3.84亿千瓦时。
④能效管理分成:
浙江工业园区接入空调负荷，年度收益超百万元，覆盖用电成本30%以上。
⑤绿证与碳交易：
宣城虚拟电厂代理分布式光伏参与绿电交易，额外收益可提升15%。
特别值得注意的是，虚拟电厂可通过毫秒级响应能力，在电力现货市场中实现"闪电套利"。
广东某50MW/100MWh储能电站测算显示，利用虚拟电厂进行现货交易，年收益率可从12%跃升至18%；
山东某虚拟电厂聚合21家企业可调节负荷，在电网缺电时减少用电，每小时最高获利2000元；
这些成功案例生动诠释了虚拟电厂惊人的资本效率以及如何将用电行为转化为创收机会。
从“强制限电”到“市场化激励”的转型
2025年4月，国家发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，设定了雄心勃勃的目标：2027年全国调节能力达2000万千瓦，2030年突破5000万千瓦——相当于5个三峡电站的灵活调峰能力。
从国家级政策定调明确表示虚拟电厂可参与电力中长期、现货、辅助服务市场，其核心机制即：
1.填谷响应补贴：
鼓励企业在负荷低谷时段增加用电，补贴标准2-4元/kWh（如浙江武义）。
2.削峰响应补贴：
电网缺电时减少用电，补贴6元/kWh（如上海松江实时响应）。
固然，也有地方进行政策创新的。如广东：虚拟电厂可参与电力市场交易，填谷响应补贴2元/kWh，实时响应补贴6元/kWh，需求响应补贴从尖峰电价损益中列支，其近期出台的《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》也打响了广东省虚拟电厂注册的起跑令，标志着广东省虚拟电厂商业化运营正式启动。
山东：虚拟电厂按聚合资源类型分为发电储能类（#1机）和负荷类（#2机），负荷类可参与中长期、现货、辅助服务市场，调节收益覆盖用电成本。
补贴逻辑升级从“按量补贴”到“按效果付费”：例如，上海松江要求企业响应误差率需控制在±30%以内，实际调节量达90%-110%可获额外激励。江苏、浙江等地探索虚拟电厂跨省参与电力市场机制，进一步放大补贴收益。
然而，在行业高歌猛进的同时，我们也需要保持清醒认识。标准缺失、盈利模式单一和网络安全风险是当前面临的三大挑战。
全国仅有两项虚拟电厂国家标准，《虚拟电厂技术导则》仍在起草中，导致设备接入往往需要定制开发，增加了运营成本。
75%的项目仍依赖需求响应补贴，在山西现货市场试点中，虚拟电厂仅作为"价格接受者"，自主定价权有限。更令人担忧的是，2024年某试点曾遭遇黑客攻击，导致380家企业用能数据泄露，信息安全防护刻不容缓。
但虚拟电厂的发展前景令人振奋，短期来看，补贴机制将持续深化，深圳计划将实时响应补贴提升至8元/kWh；氢能+虚拟电厂、车网互联等创新模式正在兴起。
中长期而言，随着全国统一电力市场的形成，虚拟电厂跨区域交易将成为常态，外资企业加速布局，行业生态将从"单一响应"向"综合能源服务"转型升级。
所以虚拟电厂这个能源界的“元宇宙”已不再是"要不要参与"的选择题，而是"如何抢占先机"的必答题。
对于有志于此的企业来说，现在正是入场的最佳时机——毕竟"虚拟电厂是培育能源领域新质生产力的典型代表"。
