2026年1月，全国首个省级虚拟电厂集群在江苏正式投入商业运行。该集群由江苏省电力有限公司牵头建设，整合了省内236家分布式光伏电站、128座用户侧储能电站、56家工业企业可控负荷以及32个电动汽车充电场站等分散电力资源，总调控容量达300万千瓦，相当于一座大型主力电厂的供电能力。此次投运标志着我国虚拟电厂技术从“单点试点”正式进入“规模化、商业化应用”阶段，为新型电力系统建设提供了可复制、可推广的省级范本。
虚拟电厂并非实体发电设施，而是通过数字化技术构建的“能源互联网平台”，将分散在用户侧、电源侧的各类柔性电力资源进行聚合调控，实现“聚沙成塔”的电网辅助服务功能。此次投运的江苏虚拟电厂集群，采用“统一平台、分级调控”的架构，搭建了省级虚拟电厂管理平台，接入资源涵盖三类核心类型：一是分布式光伏、分散式风电等新能源发电单元，总装机容量180万千瓦；二是用户侧储能电站与工业可中断负荷，可调节容量80万千瓦；三是电动汽车充电桩等柔性负荷，可调节容量40万千瓦。
在实际运行中，该集群可根据电网运行状态，通过平台向各类资源主体下达实时调控指令。在电网用电高峰时段，集群可快速调动储能电站放电、工业企业削减非核心生产负荷、充电桩错峰充电，为电网提供调峰服务，缓解供电压力；在电网低谷时段，则引导分布式新能源发电单元优先为储能电站充电，提升新能源消纳效率，同时降低用户用电成本。据江苏省电力调度中心数据显示，该集群投运首月，已累计为电网提供调峰服务26次，单次最大调峰容量达220万千瓦，减少电网峰谷电价差损失超1200万元。同时，集群内分布式光伏的消纳率从90.5%提升至98.3%，有效解决了分布式新能源“并网难、消纳难”的行业痛点。
相较于传统抽水蓄能电站等调峰设施，虚拟电厂具有建设周期短、投资成本低、灵活性高的显著优势。据测算，江苏虚拟电厂集群的建设成本仅为同等容量抽水蓄能电站的1/3，建设周期缩短至1年以内，且可根据电网需求动态扩容。此外，虚拟电厂还能为参与主体带来可观的经济收益，工业企业通过削减负荷参与调峰，每千瓦可获得200-300元/年的辅助服务补偿；储能电站通过“峰充谷放”与辅助服务叠加，投资回报周期可缩短至5年以内。
从行业发展意义来看，省级虚拟电厂集群的投运，是破解新能源消纳难题、提升电网灵活调节能力的关键举措。随着我国新能源装机规模的持续扩大，电网对调峰调频资源的需求日益迫切，虚拟电厂作为新型电力系统的核心组成部分，未来发展空间广阔。目前，山东、广东、浙江等多个省份已启动虚拟电厂试点规划，预计2027年前将实现全国重点省份虚拟电厂全覆盖。
江苏省电力有限公司相关负责人表示，下一步将持续优化虚拟电厂管理平台功能，扩大资源接入范围，逐步将分布式燃气轮机、氢能储能等新型资源纳入集群调控，同时完善市场化交易机制，推动虚拟电厂参与电力现货市场、辅助服务市场交易，实现资源价值最大化。
结语：全国首个省级虚拟电厂集群的商业化运行，是我国电力行业数字化转型与市场化改革深度融合的重要里程碑。随着技术的不断成熟与政策的持续完善，虚拟电厂将在保障电力供应安全、推动新能源消纳、促进能源低碳转型中发挥越来越重要的作用，为新型电力系统建设注入强劲动力。
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