虚拟电厂从技术实践迈向商业实践的跨越，本质上是将分布式能源的 “碎片化资源” 转化为 “规模化价值” 的过程。这一过程需要突破技术、市场、政策三重壁垒，通过 “技术创新 - 模式验证 - 生态构建” 的螺旋式发展，最终实现从实验室到市场的闭环。以下结合国内外实践经验，从关键路径、核心模式、挑战突破三个维度展开分析：
在技术实践初期，政策引导是关键推手。例如，山西省 2022 年出台全国首个省级虚拟电厂实施方案，通过 “分时电价 + 红利分享” 机制，将充电桩、工业负荷等资源纳入智慧能源网络，形成 “数字电厂矩阵”。其核心逻辑是通过政府背书降低市场主体的参与风险，同时通过试点项目验证技术可行性。山西风行测控作为首批试点企业，通过聚合 6 家工业用户和 2 座储能电站，在现货市场中实现单日最大调节负荷 11.72 万千瓦，验证了 “报量报价” 模式的有效性。
当技术成熟度达到阈值后，需通过市场化机制激活商业价值。山东省的做法具有代表性：2024 年出台《山东电力市场规则》，赋予虚拟电厂独立市场主体地位，允许其参与电能量、辅助服务和需求响应市场。通过建立 “基线 + 浮动” 收益核算机制，用户调节收益透明度提升，华能山东公司采用 1:9 分成模式，带动民企参与比例提升至 35%。这种 “取消补贴、依靠市场造血” 的路径，使虚拟电厂从政策依赖转向自我可持续发展。
商业实践的终极目标是构建开放生态。德国 Next Kraftwerke 的商业模式提供了范本：通过聚合 1.5 万个分布式能源单元，其年交易电量占德国现货市场 5.8%，核心在于将虚拟电厂定位为 “数字化能源服务商”，通过 NEMOCS 平台提供 VPP-as-a-Service，并依托壳牌的资金与渠道拓展国际市场。国内如深圳虚拟电厂管理云平台接入 90 余家运营商，容量超 250 万千瓦，通过 “电网 - 政府 - 企业” 三方协同，实现从负荷响应到辅助服务的全场景覆盖。
当前虚拟电厂面临 “设备协议碎片化” 问题，不同厂商的逆变器、储能系统接口不兼容。解决方案包括：
• 标准先行：山西、山东等地已制定《虚拟电厂建设运营标准》，明确数据交互格式和接入流程；
• 平台整合：山东省虚拟电厂运营服务平台贯通营销、调度、交易系统，实现资源聚合的 “一站式管理”。
• 用户激励设计：山东试点 “基线 + 浮动” 收益核算，用户可清晰看到调节贡献与收益的关系，参与意愿提升 30%。
• 政策精准发力：国家《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确 2027 年调节能力突破 2000 万千瓦的目标，并要求扩大现货市场限价区间，通过价格信号引导资源优化配置；
虚拟电厂的商业实践本质上是一场 “能源民主化” 革命 —— 它打破了传统电力系统的集中式垄断，让每个用户都能成为能源生产者和交易者。这一跨越不仅需要技术的突破，更需要政策制定者、电网企业、能源服务商、终端用户的共同参与。当技术创新与制度创新形成共振，虚拟电厂将真正成为新型电力系统的 “数字基石”，推动能源革命从愿景走向现实。
辰峰储能项目的储能不仅是虚拟电厂的 “技术核心”（解决调度灵活性、资源可控性问题），更是其 “商业基石”（拓宽收益来源、增强盈利性）。未来随着储能成本下降（2024 年国内磷酸铁锂储能电池成本已降至 0.5 元 / Wh 以下）与电力市场机制完善（辅助服务、现货市场逐步开放），储能在虚拟电厂中的 “价值权重” 将进一步提升，成为推动虚拟电厂规模化商业落地的 “关键变量”。
