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2026年被称为虚拟电厂的“规模化元年”。

此前，这一不占用实体空间，但能聚合电网调度中原本看不到、难控制的负荷侧资源，并进行协调优化，参与市场交易的业态，虽被视为高级、前沿的能源管理系统，但真正投入大量资金、资源押注的却并不多。

转折点发生在2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，首次在国家层面确立了虚拟电厂的“新型经营主体”地位，并明确2027年全国调节能力达2000万千瓦以上、2030年达5000万千瓦以上的目标。

此后，注册运营商数量和赛道融资事件开始暴增。今年以来，AI概念的加持和政策节点的驱动，让虚拟电厂的“资源盘子”迅速壮大，平台接入容量涨到动辄百万千瓦，招标规模实现倍增。

就在今年10月国庆期间，浙江组织了虚拟电厂市场化填谷响应，负荷规模刷新国内纪录。10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，首次以规则形式明确虚拟电厂可以参与现货市场竞争，响应实时价格信号。这些都在推动虚拟电厂加速落地成为真实的电力调度参与者，也成为一门真正的生意。

不过，也正是随着规模化落地的加速，这个迅速爆发的赛道，也在技术实力、调节能力、商业模式上暴露出了不少弱点。

AI赋能，只是“看起来很美”？

根据上海新能源行业协会10月发布的数据，在虚拟电厂领域，AI在规模化运营平台的渗透率目前已超过80%，在此加持下，头部企业负荷预测准确率提升至95%—96%，响应速度达毫秒级。今年以来，Agent渗透到具体的虚拟电厂使用场景，可部分支持运营决策任务。

不过，有业内人士指出，虚拟电厂的Agent确实已经在试点项目中应用于资源聚合、交易报价、策略优化等重要环节，但目前在真正入市交易过程中，由于市场规则的约束，仍需人工复核，这让AI技术看起来只是让以往的数字自动化提高了一些速度而已，离“AI调度闭环”“主动交易”等设想有不小的距离。

而且，试点验证主要集中于工商业负荷，但业界对虚拟电厂的期待则是在更复杂的负荷结构中发挥作用，但目前相关AI能力在分布式光伏、电动汽车、用户侧储能混聚的场景中，预测精度会出现明显衰减。而在实际调度中，虚拟电厂的响应速度往往取决于它所聚合的最慢的那一类资源。只要有明显短板存在，其在真实的复杂场景中的效率就会大打折扣。

此外，有报道指出，目前虚拟电厂赛道仍以中小运营商居多，很多厂商接入的所谓AI系统，仅仅包含基础的监测、申报功能，在“预测-优化-控制”等核心动作上难有作为，有“伪AI”之嫌。

而要做到“真AI”，除了模型外，至关重要的是数据和场景。但至少目前来看，多数运营商只有浅层表计数据，能拿到可控制、可观测、可验证的真实场景数据，自主掌握资源建模、边缘控制、交易策略和结算验证的还较为稀少。

“眼大肚子小”：申报规模可观，调节能力堪忧

对于虚拟电厂的规模化落地，政策端给出的调节能力指标是最重要的驱动力之一。

根据中国电力企业联合会等机构的统计数据，截至今年7月，全国虚拟电厂最大调节能力已达到1800万千瓦以上。相较2025年之前，增长了超过80%，也快速逼近2027年的2000万千瓦以上的目标。

但与此同时，也冒出了“聚而不实”的问题。《科技日报》的一篇报道指出，目前一线虚拟电厂的实际可调用能力仅能达到最大调节能力的20%—30%，多数项目中有效可调资源占名义聚合规模的比例不足20%，部分示范项目甚至低于10%。即使是被视为标杆的深圳，实际可调用能力也仅为接入容量的30%左右。

这种落差也让行业“怪现象”频出。

企业在扩张布局、抢占市场阶段，往往倾向于把申报体量做得偏大，以便争取试点资格、政策资源和业绩展示空间；但到真正参与市场交易时，又会调低申报容量、让报价更保守，以降低偏差惩罚风险。据悉，部分项目预测误差超过20%后，就会接到调度整改通知，并直接造成经济损失。也因此，行业中不乏“高调进场”后“默默无为”的案例。

更有甚者，还在被称为“规模化元年”的今年出现了大量“占壳”现象。界面新闻等媒体报道称，今年上半年就有业内人士爆料，400余家完成注册的虚拟电厂运营商，可能有一半没有实际业务，仅仅为了“占壳”完成注册。

落基山研究所（RMI）在今年9月发布的报告中也据此总结称，目前虚拟电厂领域存在“重聚合容量、轻实际调用”“重平台建设、轻资源运营”的问题。并分析称，在相关现象背后，首先是标准体系不统一的问题，设备接入、能力测试、数据交互、计量结算等环节缺乏全国统一规范，导致跨平台、跨区域运营成本高企。其次还存在能力验证机制薄弱的影响，纸面上的聚合容量无需经过偏差考核的检验，而真正被调度的那部分资源，其表现却直接对应着经济奖惩。当“统计口径”与“考核口径”不一致时，运营主体自然倾向于做大前者、回避后者。报告因此建议，想让虚拟电厂真正发挥作用，在新型电力系统中承担重要角色，就亟需推动行业由“聚合资源”转向形成“真实可调用能力”。

盈利难题仍待解

虚拟电厂概念兴起伊始，就带有明确的市场化色彩。

从政策到产业，也都更期待这一模式能在电力市场化改革中“跑出”明确、完善、可持续的商业模式。

目前，行业普遍认为虚拟电厂的收益来自电能量交易、辅助服务、需求响应三大领域。但从实际经验来看，大部分项目还在靠补贴支撑，而上述三条路径则各自面临明显约束。

在电能量交易上，经济性主要来自峰谷价差套利。这也是AI带来的自主识别、预测价格的能力，被认为能极大增强虚拟电厂商业前景的关键所在。但如上所述，相关技术目前并不成熟，也仍受到规则制约，在利润上贡献并不显著。而近两年来新能源装机、发电双双高增，让电力现货交易价格持续走低，独立储能等相对更成熟的模式也形成竞争，虚拟电厂靠此套利的空间并不多。

辅助服务方面，主要是在电网需要调频等服务来维持电力系统稳定时提供服务，聚合商需通过合约获取分布式资源的调节权，并统一调度参与相关市场。但目前相关领域一方面有一定准入门槛，不同地区开放的交易品种与规则也不相同，另一方面上述实际调节能力的缺陷，也让很多虚拟电厂无法符合上游要求。

需求响应则是虚拟电厂基础的商业模式之一，但同样与当地电力供需状况、调用次数、补偿标准和考核结果强相关，收入具有明显的场景限制，不易形成规模效应。此前，需求响应补贴曾是虚拟电厂最稳定的现金流之一，但正因为行业进入落地期，需要凸显市场化能力，相关补贴频次和总额已经在退坡。

今年以来，确实有头部虚拟电厂企业盈利改善的案例，但整体来看实属个案，行业还难以见到能从“政策补贴”走向“交易盈利”的确定性、可复制模式。

落基山研究所也在上述报告中指出，虚拟电厂参与现货、辅助服务等市场的进度不一，调用频次和收益水平尚不足以形成稳定的投资预期，调节能力找不到稳定、可预期的变现通道。想要兑现经济性，核心是能否主动、常态化参与市场定价，与所聚合资源分享收益。

从政策定调到融资支持，虚拟电厂赢得了难得的发展窗口期，也正因为此，打造实际可用的AI能力，增强真实调用能力，积极参与市场交易、摆脱补贴依赖，才显得更为重要。（本文首发于钛媒体APP，文｜飞向Tai空）