在2023年7月的中央全面深化改革委員會第二次會議上，黨中央、國務院《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的意見》進一步對加快推進新型電力系統建設作出部署。2024年7月，國家發展改革委、國家能源局、國家數據局聯合印發《加快構建新型電力系統行動方案（2024-2027年）》。
《加快構建新型電力系統行動方案（2024-2027年）》在前期研究的基礎上總結提煉，將有關工作考慮進一步明確為具體任務，聚焦近期新型電力系統建設亟待突破的關鍵領域，明確2024—2027年重點任務，在各項關鍵領域中，選取攻關收益高、提效潛力大、引領效應強的方向開展探索，以“小切口”解決“大問題”。
新型電力系統政策概覽
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發布時間 |
發布單位 |
政策名稱 |
主要內容及意義 |
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2021年3月15日 |
中央財經委員會 |
中央財經委員會第九次會議 |
提出構建新型電力系統，為新時代能源電力發展指明了科學方向 |
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2022年1月18日 |
國家發展改革委、國家能源局 |
《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》 |
提出要加快建設全國統一電力市場體系，實現電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置，提升電力系統穩定性和靈活調節能力，推動形成適合中國國情、有更強新能源接納能力的新型電力系統。 |
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2022年1月29日 |
國家發展改革委、國家能源局 |
《“十四五”現代能源體系規劃》 |
提出要加快構建新型電力系統。 |
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2023年6月2日 |
國家能源局 |
《新型電力系統發展藍皮書》 |
全面闡述新型電力系統的發展理念、內涵特征，制定"三步走"發展路徑，并提出構建新型電力系統的總體架構和重點任務。 |
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2023年7月11日 |
中央全面深化改革委員會第二次會議審議 |
《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》 |
強調要科學合理設計新型電力系統建設路徑，在新能源安全可靠替代的基礎上，有計劃分步驟逐步降低傳統能源比重。 |
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2023年9月21日 |
國家發展改革委、國家能源局 |
《關于加強新形勢下電力系統穩定運行的指導意見》 |
圍繞高比例可再生能源、高比例電力電子設備的電力系統在源網荷儲互動環境下安全穩定運行，科學謀劃電力系統轉型的發展方向和路徑。 |
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2024年5月23日 |
企業和專家座談會 |
總書記主持召開企業和專家座談會 |
強調緊扣推進中國式現代化主題，進一步全面深化改革。座談會上，國家電投就深化電力體制改革提出意見建議。 |
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2024年7月25日 |
國家發展改革委、國家能源局、國家數據局 |
《加快構建新型電力系統行動方案(2024-2027年)》 |
在2024-2027年重點開展9項專項行動，推進新型電力系統建設取得實效。 |
數據來源：觀研天下數據中心整理
《行動方案》著重從三個方面建設新型電力系統。1）切實落實新型電力系統建設的總體要求，圍繞“清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能”方針；2）力求解決近期關鍵問題，聚焦近期新型電力系統建設亟待突破的關鍵領域，明確2024—2027年重點任務，以求盡快取得成果；3）采用先行先試的工作方法。選取攻關收益高、提效潛力大、引領效應強的方向開展探索，提升電網對清潔能源的接納、配置、調控能力。
《行動方案》部署9項專項行動，從源網荷儲和需求端助力新型電力系統建設。9項專項行動包括：電力系統穩定保障行動、大規模高比例新能源外送攻堅行動、配電網高質量發展行動、智慧化調度體系建設行動、新能源系統友好性能提升行動、新一代煤電升級行動、電力系統調節能力優化行動、電動汽車充電設施網絡拓展行動、需求側協同能力提升行動。
推進新型電力系統建重點開展的九項專項行動
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名稱 |
具體內容 |
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電力系統穩定保障行動 |
著力優化加強電網主網架、提升新型主體涉網性能、推進構網型技術應用、持續提升電能質量，為新型電力系統建設提供安全穩定保障。 |
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大規模高比例新能源外送攻堅行動 |
提高在運輸電通道新能源電量占比，有效提高在運輸電通道新能源電量占比；開展新增輸電通道先進技術應用，實現高比例或純新能源外送。 |
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配電網高質量發展行動 |
提出組織編制建設改造實施方案、健全配電網全過程管理、制定修訂一批配電網標準、建立配電網發展指標評價體系。 |
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智慧化調度體系建設行動 |
加強智慧化調度體系總體設計，做好調度與電力市場的銜接；創新新型有源配電網調度模式，提升配電網層面就地平衡能力和對主網的主動支撐能力。 |
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新能源系統友好性能提升行動 |
打造一批系統友好型新能源電站，新能源置信出力提升至10%以上，并著力實施一批算力與電力協同項目和建設一批智能微電網項目。 |
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新一代煤電升級行動 |
開展新一代煤電試驗示范，并針對新一代煤電技術路線，推動新一代煤電標準建設，組織開展《大中型火力發電廠設計規范》修編工作，重點完善新一代煤電系統設計及設備選型標準體系。 |
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電力系統調節能力優化行動 |
建設一批共享儲能電站，同步完善調用和市場化運行機制；探索應用一批新型儲能技術，包括液流電池、飛輪、壓縮空氣儲能、重力儲能、二氧化碳儲能、液態空氣儲能、鈉離子電池、鉛炭電池等多種技術路線的儲能電站。 |
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電動汽車充電設施網絡拓展行動 |
以“兩區”、“三中心”為重點，完善充電基礎設施網絡布局，并著力加強電動汽車與電網融合互動和建立健全充電基礎設施標準體系。 |
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需求側協同能力提升行動 |
開展典型地區高比例需求側響應，實現典型地區需求側響應能力達到最大用電負荷的5%或以上，并推動具備條件的典型地區達到約10%;同時，建設一批虛擬電廠，提升電力保供和新能源就地消納能力。 |
數據來源：觀研天下數據中心整理
《行動方案》提出需求側建設虛擬電廠，為加快新型電力系統構建提供重要支撐。目前需求側存在資源開發程度不足、虛擬電廠調控技術不足、適應新型主體市場運營體系不足的問題，因此，《加快構建新型電力系統行動方案（2024-2027年）》明確提出需求側協同能力提升行動，開展典型地區高比例需求側響應、建設一批虛擬電廠，為加快新型電力系統構建提供重要支撐。
根據觀研報告網發布的《中國虛擬電廠行業發展趨勢分析與未來投資預測報告（2025-2032年）》顯示，虛擬電廠（VirtualPowerPlant，VPP）是聚合分布在一定區域的分布式電源、可調節負荷、儲能等資源，應用計量、通信、控制、大數據、人工智能等技術，形成的具有電力市場交易或電網互動能力的物理或經濟實體，也可指實現此目的的綜合應用技術，進一步可引申為搭載、應用此技術的軟硬件及服務產品。按照聚合資源的不同，虛擬電廠可分為電源型虛擬電廠、負荷型虛擬電廠、儲能型虛擬電廠、混合型虛擬電廠等類型。
各類型虛擬電廠的特征
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類型 |
聚合資源 |
運營模式 |
出售屬性 |
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電源型 |
風、光等分布式能源 |
聚合可控、不可控機組(風電、光伏)等資源，通過出售其發出的電源，參與電力還市場交易 |
強 |
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負荷型 |
居民用電、寫字樓制冷用電等 |
聚合區域內分散式負荷(如居民用電、工商業負荷)等資源，參與輔助服務市場，實現調頻功能 |
弱 |
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儲能型 |
獨立儲能項目，風、光儲一體化項目 |
聚合不同地點的儲能項目，響應調峰、調頻需求參與電力輔助服務市場 |
中 |
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混合型 |
源網荷儲一體化 |
由可控機組、不可控機組(風光發電)、可控負荷(電動車)、獨立儲能項目等聚合而成 |
強 |
數據來源：觀研天下數據中心整理
作為一個特殊的“電廠”參與電力市場交易和電網調度。虛擬電廠既可以作為“正電廠”向系統供電，也可作為“負電廠”消納系統冗余電量。虛擬電廠建設成本相對較低。靈活性改造后，煤電機組可以降低負荷至20%-30%左右，煤電靈活性提升固定改造成本約600-700元/千瓦，以及低負載運行增加煤耗14-20克/千瓦時的變動成本，但調節負荷范圍約寬，需要改造的花費會更高。需求響應側（虛擬電廠），考慮推廣費用、相關智能設備、管理運維平臺成本后，單位投資為200-400元/kW，需求響應提升系統靈活性的成本相對其他資源更低。
部分靈活性資源投入成本
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資源類型 |
固定成本投入 |
成本增量 |
機會成本 |
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電源側 |
靈活性 改造煤電 |
常規煤電 |
靈活性改造投資成本600-700元/kW |
低負載運行產生的可變成本約14-20g/kWh |
機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量 |
損失部分發電收益 |
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燃煤熱電聯產 |
靈活性改造投資成本300-500元/kW |
低負載運行產生的可變成本增量 |
機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量 |
損失部分發電收益 |
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燃氣電廠 |
建設投資成本：氣電置換煤電7013-9457元/kW |
運行維護成本：低負載運行時高于0.56-0.58元/kWh |
- |
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常規水電 |
- |
頻繁變水流量導致水輪機葉片壽命損耗 |
損失部分發電收益 |
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核電 |
- |
燃料循環成本增量 |
設備維護更換成本增量 |
損失部分發電收益 |
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儲能 |
抽水蓄能 |
投資建設成本6300-7200元/kW |
運行維護成本 |
- |
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電化學儲能 |
投資建設成本1.5元/Wh |
運行維護成本 |
退役處置成本 |
- |
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綠氫 |
投資建設成本1.71元/Nm3 |
生產成本20-65元/kg |
運輸成本3.9-13元/kg |
損失部分發電收益 |
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需求側 |
需求響應 |
前期平臺建設、設備更換運行維護成本等投入200-400元/kW |
中斷、轉移生產的機會成本 |
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微電網 |
主、微網連接的平臺建設、設備更換投入 |
運行維護成本 |
中斷、轉移生產的機會成本 |
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電動汽車 |
平臺建設和設備更換投入：充電樁2000-6000元，其他成本約70元/m2 |
運行維護成本 |
中斷、轉移生產的機會成本 |
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電網側 |
互聯互濟 |
建設投資成本：1.56元/km·W |
運行維護成本 |
- |
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數據來源：觀研天下數據中心整理
《電力市場運行基本規則》自2024年7月1日起執行，其中規定電力市場經營主體包括參與電力市場交易的發電企業、售電企業、電力用戶和新型經營主體（含儲能企業、虛擬電廠、負荷聚合商等）。虛擬電廠作為經營主體地位明確后，盈利模式有望由過去參與需求側響應轉向參與電力市場其他交易，收益路徑有望打開。
政策方面，國家層面尚未出臺虛擬電廠的專項政策，但2024年出臺的《電力輔助服務市場基本規則（征求意見稿）》將虛擬電廠明確列為可參與輔助服務的經營主體。省市層面，多地出臺相關政策，對虛擬電廠涉及建設、參與交易、資金支持等多個方面進行了引導和規范。多地政府牽頭落地虛擬電廠示范項目。目前國內以建成、試點的虛擬電廠，運營模式以參與需求響應、調峰調頻輔助服務為主，尚無進入市場型、自主調度行階段。
國內部分虛擬電廠項目情況
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省份/地區 |
項目名稱 |
投運時間 |
覆蓋范圍 |
聚合資源類型 |
運營模式 |
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河北 |
冀北虛擬電廠 |
2019.12 |
張家口、秦皇島、廊坊 |
實時控制蓄熱式電采暖、可調節工商業、智能樓宇、智能家居、儲能、電動汽車充電站、分布式光伏等11類19家泛在可調資源，容量約16萬千瓦 |
參與華北電力調峰輔助服務市場 |
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華北 |
華北國網綜能虛擬電廠 |
2020.12 |
華北 |
分布式電源、可控負荷和儲能裝置 |
參與華北電力輔助服務市場 |
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安徽 |
安徽合肥虛擬電廠 |
2020.2 |
合肥 |
充電樁、空調、儲能等電力負荷，及新能源 |
負荷響應等 |
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浙江 |
浙江平湖縣虛擬電廠 |
2021.6 |
平湖 |
分布式發電、儲能、工業、綜合園區、商業、居民等6大類用戶側資源 |
調峰 |
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廣東 |
深圳網地一體虛擬電廠 |
2021.11 |
深圳 |
充電樁、空調、儲能等用電資源 |
調峰 |
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浙江 |
浙江義烏虛擬電廠 |
2022.7 |
義烏 |
5G基站、路燈、分體式空調、充電樁、儲能站等 |
無感削峰、為電網減壓、平衡供需 |
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南網五省 |
南網虛擬電廠 |
2023.6 |
廣州、深圳、柳州 |
新型儲能、電動汽車充換電設施、分布式光伏、風光儲充微電網等 |
需求響應、二次調頻輔助服務等 |
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山東 |
煙臺數字化虛擬電廠 |
2023.11 |
煙臺 |
50萬千瓦可調節資源 |
需求響應等 |
數據來源：觀研天下數據中心整理
依據《電力需求側管理辦法（2023年版）》，各省需求響應能力達到最大用電負荷的3%-5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過40%的省份達到5%或以上。國內主要電網最高用電負荷逐年提升，2023年為13.4萬千瓦，同比增長3.84%，以3%-5%來計算需要需求響應能力達到4017-6696萬千瓦，國家能源局在2024年二季度新聞發布會上表明預測2024年負荷相較2023年增加超過1億千瓦，2024年最高用電負荷約145000萬千瓦，其潛在市場規模約為28億元左右。
國內虛擬電廠市場空間測算
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2023 |
2024 |
2025E |
2030E |
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電網最高負荷(萬千瓦) |
133,914 |
145,000 |
163,000 |
201,000 |
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yoy(%) |
/ |
8.30% |
12.40% |
3.90% |
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需求側響應能力要求(%) |
5% |
5% |
5% |
5% |
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虛擬電廠單位造價(元/kW) |
300 |
300 |
300 |
250 |
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低情景 |
||||
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虛擬電廠滲透率(%) |
10% |
13% |
18% |
30% |
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虛擬電廠需求(萬千瓦) |
670 |
943 |
1467 |
3015 |
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虛擬電廠市場空間(億元) |
20 |
28 |
44 |
75 |
|
YOY(%) |
/ |
40.80% |
55.60% |
15.30% |
|
高情景 |
||||
|
虛擬電廠滲透率(%) |
10% |
20% |
30% |
60% |
|
虛擬電廠需求(萬千瓦) |
670 |
1450 |
2445 |
6030 |
|
虛擬電廠市場空間(億元) |
20 |
44 |
73 |
151 |
|
YOY(%) |
/ |
116.60% |
68.60% |
19.90% |
數據來源：觀研天下數據中心整理（zppeng）
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