中泰证券2024年8月发布的电力信息化报告对虚拟电厂市场空间进行了详细测算。报告指出，虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的智慧能源系统，可有效解决电力峰谷差矛盾、促进新能源消纳。2022年中国虚拟电厂累计装机约3.7GW（占全球17.5%），预计2025年达39GW，投资规模300亿元。本文基于报告核心数据，深度解析虚拟电厂的市场空间、可调资源与发展阶段。
2025年虚拟电厂装机预计39GW，投资规模300亿元
2022年中国虚拟电厂项目累计装机容量约为3.7GW，占全球虚拟电厂装机总量的17.5%。预计2025年中国虚拟电厂累计装机总容量达39GW，2022-2025年CAGR约119%，投资规模300亿元。全球虚拟电厂装机也呈现快速增长态势。虚拟电厂是当前国家开展新型电力系统建设、实现碳达峰碳中和目标的重要建设方向。随着新型电力系统建设推进，虚拟电厂有望迎来快速发展期，市场空间广阔。
表5：中国虚拟电厂累计装机容量预测| 年份 | 累计装机（GW） | 全球占比 |
|---|
| 2022 | 3.7 | 17.5% |
| 2025E | 39 | — |
可调资源丰富——超5000万千瓦可调负荷+6000万千瓦分布式电源
我国虚拟电厂可调资源规模较大。据36氪研究院测算，2022年我国可调负荷资源超过5000万千瓦，分布式电源装机容量超过6000万千瓦，用户侧储能能力约100万千瓦，电动汽车储能达到3000万千瓦，且以上资源规模仍处于快速上升期。随着分布式光伏、电动汽车充电设施、用户侧储能等新业态的持续发展，可参与虚拟电厂聚合的资源总量将持续扩大，为虚拟电厂的发展提供充足的资源基础。
经济效益显著——虚拟电厂投资仅为火电方案的1/7
根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷、满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元，仅为火电方案的1/7至1/8。虚拟电厂在经济效益上具有显著优势，随着技术日渐成熟，虚拟电厂成本有望进一步下降。在电力峰谷差矛盾日益突出（各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小时）的背景下，虚拟电厂是解决峰谷差问题最经济高效的方案之一。
发展阶段——中国处于邀约型向市场型转型阶段，发展空间较大
虚拟电厂发展可分为三个阶段。第一阶段邀约型：通过需求响应激励资金池推动削减峰荷，关键主体为政府机构，主要场景为供冷供热。第二阶段交易型：通过电力交易引导主体加入电力市场，关键主体为交易机构，主要场景为调峰调频。第三阶段自治型：通过信息强化市场主体参与力度，关键主体为运营机构，适用于有源负荷。目前，中国虚拟电厂处于邀约型向市场型转型阶段，各省开展的虚拟电厂项目以试点为主，尚未形成一套成熟的解决技术方案。在交易运行规则、资源聚合范围和新能源协调控制策略、调度算法等方面尚未构建统一标准，存在较大发展空间。在盈利模式上，我国虚拟电厂一方面向可控资源收取服务费来帮助其参与市场交易，另一方面也可以获得需求响应补偿费用差价。
