贝格富 “算电协同”电力现货首单交割，虚拟电厂千亿赛道难点待解

一场没有先例的电力现货交易在广东完成交割，再次让虚拟电厂站到了聚光灯下。

近日，中国联通韶关数据中心、中国移动广州及湛江数据中心共3个大型数据中心集群，依托广东电网能源投资有限公司粤能投虚拟电厂运营平台，参与了现货市场电能量交易与结算。这是中国大型数据中心首次通过虚拟电厂参与电力现货市场交易，实现“算随电调”。

“它标志着数据中心正在从单纯的用电大户，转变为能够响应电力价格、参与系统调节、支撑新能源消纳的新型市场主体。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利向第一财经记者介绍，“在这次交易中，虚拟电厂运营平台承担的是资源聚合、市场衔接和调控执行的角色。”

随着“算电协同”写入2026年政府工作报告并列入国家级新基建工程，虚拟电厂作为算电协同的关键枢纽，产业价值进一步凸显。但技术壁垒高、市场机制不健全、商业模式不成熟等短板，仍是其冲刺千亿规模的阻碍。

为何要建虚拟电厂？

5月14日，广东韶关，在中国联通的数据中心机房里，服务器全速平稳运转。运营后台监控大屏上，一场跟随虚拟电厂指令联动适配的算力协同调度，正在有序开展。当天，中国移动广州及湛江数据中心这两个大型数据中心集群，也上演了同样的一幕。

此次交易，直观展现了虚拟电厂的市场化逻辑。当天，广电能投公司作为虚拟电厂聚合商，结合广东电力现货日前价格预测，向三大数据中心发出调节指令：在电价较低的10:00—14:00时段，发出指令调增算力任务，提升用电负荷；在电价较高的16:00—20:00时段，调减任务，合理压减负荷；对可灵活调节的负荷，在电价高峰时段实施错峰调控。

这笔交易的实质，是一次角色转换：数据中心从被动接受电价的“用电巨兽”，变为能根据价格信号主动调节的“灵活资源”。虚拟电厂平台则充当了电网、电力市场与算力负荷之间的协同桥梁，指挥数据中心削峰填谷，“实现市场收益最大化”。

虚拟电厂并非实体发电站，而是一种管理和调度分布式能源资源的平台或网络。它把电网中散落的充电桩、空调、储能站、分布式新能源等电力负荷聚合起来，以一个整体参与电力市场交易，通过市场方式实现资源优化配置。

王永利向第一财经记者介绍，虚拟电厂的提出，核心是为了解决新型电力系统“有电量、缺调节”的问题。随着风电、光伏占比提升，电力系统的主要矛盾不再只是装机够不够，而是发电侧波动、负荷侧峰谷变化和电网安全运行如何实时匹配。虚拟电厂的价值，就是把分散在用户侧的空调、储能、充电桩、分布式光伏、工业负荷、数据中心等资源聚合起来，使其像一座“看不见的电厂”一样参与调节。

政策层面，信号已明确：今年2月，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，提出推动虚拟电厂等新型经营主体灵活参与电力市场；去年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，首次以国家级专项政策确定虚拟电厂“独立经营主体”身份，并给出量化目标：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，达到5000万千瓦以上。

有电网企业曾做过测算，若通过建设煤电机组满足5%的峰值负荷需求，电厂及配套电网投资约4000亿元;若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为400～570亿元。

国家能源局数据显示，截至2025年底，全国虚拟电厂项目已达470个，同比增加近两百家，经测试的最大调节能力达到1685万千瓦，同比增长约70%。另据行业测算，目前全国虚拟电厂市场规模约100亿元，但到2030年有望突破千亿元。

为何是广东？

在王永利看来，广东这次实践的意义是，不只是完成了一笔现货交易，而是搭建了一个“算力+新型电力系统”的样板间。它向市场释放的信号是，未来数据中心不能只比拼电价和土地，更要比拼能否与电网互动、能否响应市场价格、能否把自身负荷弹性转化为系统价值。广东先行一步，本质上是因为它既有市场化基础，也有算力增长压力，更有通过制度创新协调能源安全、数字经济和绿色转型的现实需要。

有广东电力行业资深人士向第一财经记者表示，广东电力现货市场起步早，市场化程度高，市场规则也相对完善，“事情自然也就水到渠成了”。

朱振海是广东电网能源投资有限公司市场交易事业部总经理，他向第一财经介绍，公司搭建粤能投虚拟电厂运营平台，旨在顺应新型电力系统建设与电力市场化改革双重战略要求，破解行业痛点、落实发展部署。“当前新能源高占比、风光波动性强，电网维持供需稳定压力陡增，传统调节方式难以为继；广东现货市场成熟，为柔性负荷参与交易、价值变现创造了条件。”

朱振海向记者补充道，广东市场化创新氛围浓厚，鼓励新型主体、新型负荷参与电力市场，对虚拟电厂、算力负荷等新兴市场主体的准入、交易、结算规则迭代更快，为首创性、突破性项目提供了宽松的政策试错、创新落地环境。

王永利告诉记者，数据中心通过虚拟电厂参与电力现货交易，最需要是现货市场规则能运行、价格信号能反映供需、负荷资源能被调度、交易结算能闭环。广东同时具备这些条件，因此更容易成为“算力进入电力市场”的首个样板。“数据中心不是简单‘接入一个平台，而是需要被市场规则真正识别、定价和结算，而广东具备这样的市场土壤。”

广东还有强烈的现实需求。粤港澳大湾区集中了大量数字经济、云计算和人工智能应用场景，算力需求增长迅猛，数据中心用电规模大、连续性强。同时，广东又是典型的高负荷受端地区，既有来自云贵的清洁电力外送，也在加快发展海上风电等本地新能源。新能源波动、外来电消纳和本地负荷高峰交织，使电价波动和系统调节需求天然存在。

“同时，南方电网在负荷聚合、虚拟电厂平台和数字化调度方面走在全国前列，使得多资源聚合与实时交易能够落地。”远景能源副总裁、首席可持续发展官孙捷向第一财经记者表示。

“对广东来说，发展数据中心不能简单走‘新增多少算力、就配套多少电力’的老路，否则容易加重局部电网压力，也可能引发与居民用电、制造业用电之间的资源竞争。”王永利说，通过虚拟电厂实现“算随电调”，实际上是在为数据中心扩张寻找一种更可持续的解释框架：既保障算力发展，又不挤兑民生用电；既支持数字经济，又促进新能源消纳。

据行业统计，目前广东是全国虚拟电厂项目数量最多的省份。2025年9月，广东电力交易中心公布第一批10家列入虚拟电厂运营商目录企业名单，这被认为是广东虚拟电厂从试点探索迈入规模化、市场化运营新阶段。

痛点难点在哪？

虚拟电厂建设，大体经历了从“需求响应工具”到“市场化运营主体”的转变。早期更多是迎峰度夏、迎峰度冬时组织用户削峰填谷，带有行政调度和补贴响应色彩；现在一些地区开始把虚拟电厂接入现货市场、辅助服务市场和需求响应市场，推动其从“临时调用”走向“常态交易”。但规模化复制、千亿市场落地，仍需破解技术、市场、机制三大核心难题。

王永利说，虚拟电厂看起来是“把资源连起来”，实际上难在“把资源管起来、算清楚、用得稳”。很多用户侧资源理论上可调，但调节能力分散、响应速度不同、运行约束复杂，不能简单相加。“空调负荷可以短时调节，但要考虑舒适度；工业负荷可调空间大，但受生产工艺约束；充电桩和储能响应快，但规模和可用时间不稳定；数据中心则必须把业务安全放在第一位。虚拟电厂要真正可用，必须解决资源可观、可测、可控、可验的问题，否则市场申报的是一组数字，系统调度时却未必能按要求执行。”

技术层面的困难主要集中在精准预测、实时控制和安全协同。虚拟电厂不是普通能源管理平台，它要在分钟级甚至更短时间尺度上判断负荷能力、价格变化、电网需求和用户边界，再把调度指令分解到不同设备。“这里面既有算法问题，也有通信、计量、控制和数据安全问题。更难的是标准化，目前不同类型资源的接口协议、计量精度、基线计算、响应验证方式并不完全统一，导致虚拟电厂的可调能力很难像传统机组一样被稳定评估。”王永利说。

朱振海向记者介绍，广东此次通过虚拟电厂完成电力现货交易，“其中最大的难点还是找到可以调节的算力负荷，因为出于业务特性和安全保障考虑，并非所有的算力都是可以调节的。”

孙捷向第一财经记者表示，虚拟电厂目前最核心的问题还是商业模式不清晰，导致投资和用户参与积极性不足。同时，负荷侧资源开发难度较大，很多工商业用户对生产稳定性要求高，参与调节的意愿有限，而改造成本与收益之间也存在不匹配。此外，技术层面仍存在多资源聚合与高精度实时调度的挑战，虚拟电厂的可控性和可靠性与传统电厂相比仍有差距，叠加各地市场规则和准入标准不统一，也制约了模式的规模化复制。

“许多虚拟电厂盈利难，根源不在于没有调节价值，而在于这种价值还没有被充分定价。当前不少项目收入主要依赖需求响应补偿、峰谷套利或少量辅助服务收益，收入不稳定，而平台建设、设备改造、通信接入、用户激励和运营维护成本却是持续发生的。”王永利表示，如果现货市场、辅助服务市场、容量补偿、绿电消纳价值不能有效衔接，虚拟电厂就很难形成稳定商业模式。

多名受访者表示，未来虚拟电厂能否撬动千亿市场、实现全国规模化普及，取决于能否完成技术标准化、市场规则统一、收益闭环机制的全方位突破，让负荷侧资源调节价值真正可定价、可交易、可盈利。

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