技术层⾯ 虚拟电⼚运营需具备聚合调控、交易执⾏和 实时控制等核⼼能⼒，并建⽴安全可靠的技 术平台。 市场⽅⾯ 虚拟电⼚作为独⽴主体进⼊电⼒现货、辅助 服务和需求响应市场，盈利模式涵盖市场交 易收益和政策补贴等。 虚拟电⼚作为新型电⼒系统的重要组成，正在中国迎来快速发展。本⽂对我国虚拟电⼚的发展现状、政策环境、核⼼技术能⼒、市场机制、典型案例及未 来趋势进⾏了系统研究。本⽂还⽐较了国内外实 后的公平和履约可靠性。 运营模式与盈利路径 综合能源服务模式 多元收益，服务增值 市场交易商模式 价格套利，服务收益 需求响应聚合商模式 响应补贴为主 虚拟电⼚的商业模式尚在探索完善中，⽬前主要的运营模式可以概括为三类： 需求响应聚合商模式：虚拟电⼚运营商作为负荷聚合商，与电⽹或政府签订需求侧响应协议，在电⽹⾼峰紧张时组织⽤⼾降低负荷，并获得补偿收益。这是当前国内最主要的模式，许多虚拟电⼚业 务以邀 利空间有限。 1. 市场交易商模式：虚拟电⼚聚合分布式发电和可调负荷后，直接以市场主体⾝份参与电能量交易和辅助服务交易，通过价格套利或服务收益获利。这包括像售电公司⼀样在中⻓期和现货市场低买⾼ 卖电量差价获利，或像发电⼚⼀样通过出清电⼒市场获得发电收益。同时在辅助服务市场提供调峰、调频等服务获取补偿，也是重要收⼊来源。随着各地电⼒现货、绿电交易和辅助服务市场逐步开 放，虚拟电⼚未来可以全⾯

年，电池储能系统 0.5 万元 / 年，充电桩系统 0.2 万元 / 年。该项目 具体建设成本占比和运营成本占比情况见图 2.1。 图 2.1：西电宝鸡电气园区多能互补示范项目成本及收益分析 项目的实际收益情况如下：发电上网电价 0.3545 元 / 千瓦时，峰谷价差 0.6 元 / 千瓦时，平均用电成本 0.7 元 / 千瓦时，使用年限均按 15 年计。年发电上网量 650 万千瓦时，售电 瓦时，日放电 95 千瓦时，年收益 2 万元；在充电桩及电车收益上，按每辆电车每日盈利 10 元计算（电车主要用于接送员工上下班，每日盈利来源于员工所付的车费），共 9 辆 6 陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 电车，工作 330 天，年收益 3 万元。年总收益 248.6 万元，年维护费 16.4 万元，总投 资回收期 11.8 年，15 年总收益 3483 万元。供暖采用太阳能供暖年节约供暖费 深谷 � � 与冻结情景相比，动态情景下，由于陕西省分时电价政策调整和储能系统更新成本 下降，进一步提升了项目经济性，项目净现值增加了 66.8 万元，动态投资回收期缩短了 0.70 年，内部收益率提升了 0.56 个百分点。 7 陕西省微电网发展研究—基于典型示范项目的调查 表 2.3：微电网项目经济效益评价 冻结情景 冻结情景 动态情景 动态情景 项目 项目 成本（万元） 成本（万元）

� 35 07 新能源市场化交易规模增加，“报量报价”电量继续走低，新能源项目收益 在现有市场规则设计下有保障，但长期面临市场化程度更高的价格冲击 � � � 37 08 分布式光伏超预期发展，投资主体需密切关注电网接入与上网价格政策变化 41 09 独立储能探索电力市场参与模式，电能量市场收益将愈发重要 � � � � � � � � � � 44 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25 图表16 广东电力市场售电公司售电价格和度电收益情况 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25 图表17 第二、第三监管周期各省级电网需量电价比容量电价系数汇总 东电力现货市场率先转入正式运行，开启了全 国电力现货市场建设运行的新篇章。 煤电容量电价机制建立，探索面向能源转型的价格体系。2023年11月，煤电容量电价机制建立，自2024年起，煤电 机组收益由单一电量电价转变为“电量电价+容量电价”的两部制机制，适应并进一步推动煤电功能由提供电能量 向提供支撑调节能力转型。 建立健全辅助服务市场价格机制，提升电力系统调节能力。2024年2月，国家发展改革委和国家能源局就建立健全

一代数智化技术，通过全面感知、高效协同、自主学习和数据 追溯的能力，成为应对这些挑战的核心工具。 在未来电力系统的运行中，电力AI大模型、电力智能物联 （AIoT）技术等数字化智能技术不仅能提升清洁能源的发电效 率和收益水平，还将促进多元化储能设施的发展，为系统提供 灵活调节资源，并提供更优的协同调度方案，以提升电力配送 的效率与可靠性，为电力用户带来更灵活经济的用能方案。更 关键的是，数字化智能化技术深度耦合碳流、数据流和电力 等分布式供能、储能设施被广泛部署，这类设施不再是单纯的 能源消费属性，也同样具备为电网反向供电的能力。传统的 电力消费者能够在数字化技术的支持下主动进行用能管理， 控制用能成本，并随着电力市场化机制的发展成熟，参与市 场互动获取收益，使电力的清洁转型惠及每一个用户。 源：产销一体，数助运赢 未来的新型电力系统中，电源侧将呈现风光领跑，多能互补， 集中式与分布式并举的格局，电力生产端也随之迎来向产销一 体化运行模式的全面变革。 进计划，为管理维护环节提供支持；电站运行中对设备的实时 控制从目前的启停和故障复位，转变为基于设备健康度的生产 风险预控；在交易环节通过功率预测与价格预测做好智能排程 与风光储协同控制，充分挖掘风光场站的出力灵活性潜力，实 现收益提升。 11 数字驱动、智慧引领：迈向未来的新型电力系统 | 正当其时——数智技术赋能新型电力系统 储：多维调度，数创新态 未来储能设施将广泛存在于电力系统中各个环节。在发电侧，

一代数智化技术，通过全面感知、高效协同、自主学习和数据 追溯的能力，成为应对这些挑战的核心工具。 在未来电力系统的运行中，电力AI大模型、电力智能物联 （AIoT）技术等数字化智能技术不仅能提升清洁能源的发电效 率和收益水平，还将促进多元化储能设施的发展，为系统提供 灵活调节资源，并提供更优的协同调度方案，以提升电力配送 的效率与可靠性，为电力用户带来更灵活经济的用能方案。更 关键的是，数字化智能化技术深度耦合碳流、数据流和电力 等分布式供能、储能设施被广泛部署，这类设施不再是单纯的 能源消费属性，也同样具备为电网反向供电的能力。传统的 电力消费者能够在数字化技术的支持下主动进行用能管理， 控制用能成本，并随着电力市场化机制的发展成熟，参与市 场互动获取收益，使电力的清洁转型惠及每一个用户。 源：产销一体，数助运赢 未来的新型电力系统中，电源侧将呈现风光领跑，多能互补， 集中式与分布式并举的格局，电力生产端也随之迎来向产销一 体化运行模式的全面变革。 进计划，为管理维护环节提供支持；电站运行中对设备的实时 控制从目前的启停和故障复位，转变为基于设备健康度的生产 风险预控；在交易环节通过功率预测与价格预测做好智能排程 与风光储协同控制，充分挖掘风光场站的出力灵活性潜力，实 现收益提升。 11 数字驱动、智慧引领：迈向未来的新型电力系统 | 正当其时——数智技术赋能新型电力系统 储：多维调度，数创新态 未来储能设施将广泛存在于电力系统中各个环节。在发电侧，

...................... 25 08 省间与区域现货市场初见雏形，有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒 ... 27 09 储能迈出参与现货市场第一步，但其收益恐难达到理论预期水平.. ......................... 28 目录 rmi.org / 5 2023电力市场化改革洞察：面向市场参与者的20大趋势 第四章 零售市场 . 07 现货市场限价将逐步放松，但其对中长期价格传导作用仍然受限 08 省间与区域现货市场初见雏形，有望进一步促进可再生消纳并逐步打通省间价格壁垒 09 储能迈出参与现货市场第一步，但其收益恐难达到理论预期水平 零售市场 10 随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出，售电公司将迎来更大市场 11 售电公司“洗牌”持续，短期内发售一体企业优势维持，长期看风控和客户服务是核心竞 电方（电网支付给发电 厂）的上网电价和面向用电方（电网向用户收取）的目录电价。2015年开始，在“管住中间、放开两头”的理念下， 国家分三批逐步推动核定省级输配电价（图表1），按“准许成本+合理收益+税金”的形式确定输配电价，形成“ 上网电价+输配电价+政府性基金及附加=销售电价”的工商业电价顺价模式（图表2），为推动电力市场化改革、 推动发电厂与用户直接交易打下了基础。此外，本轮电改针对

本的能力，而超过三分之一的企业重视资产收益能力。由此可见，能源系统的经济性是用能企业 普遍关注的问题，能否通过低碳能源转型实现降本增效，是决定用能企业是否采用低碳能源的最 重要的决定因素之一。 在评估企业投资项目的经济价值时，净现值（NPV）模型是我们最常用的一个工具。其公 式如下： （1） 其中，C 0表示初始投资成本，C t表示第t期的投资成本，R t表示第t期的收益，（R t-C t）及为 第t期的现金流，r代表折现率。净现值反映了在考虑时间价值后，投资的预期收益与成本之间的 差异。若净现值为正，说明投资项目有利可图；反之则不值得投入资金。我们从净现值公式中的 影响NPV大小的因素为切入点，来探讨光伏和储能经济性的主要变量。 3.1 影响用能企业转型经济性的主要变量 从目前来看，用能企业转型的投入主要包括设备的节能改造或者替换，新能源发电能力建 设，储能设施建设和数字化运 等）的不同而不同。随着光伏装机的逐渐饱和，光伏行业越来越需要在运维阶段寻找新的增长 点。 光伏项目的收益（Rt）主要来源是电力销售收入和政府补贴。运行时，外生决定的电价、利 28 拥抱能源产消一体化 用小时数和电量消纳方式会直接影响电力销售收入。优先采用光伏电量就地消纳的方式，可有效 提升光伏项目收益。技术方面则主要包括光伏及配套产品的研发，在保证稳定的基础上提升光能 利用率（如趋光面板）和

盈利模式。以独立储能为例，根据各地政策差异，其盈利模式略有区别： [6] 租赁价格参照政策指导价或当地容量租赁中标价设定；租赁比例据不同省份市场供需情况存在差异；2024年不同地区租赁市 场价格存在差异，已做相应调整；收益模型系理想化情况下的盈利预测，仅作学习交流，不构成任何投资建议。 6 据EESA测算 ，在2小时储能系统EPC单价为1.2元/Wh，储能系统单价0.6元/Wh，电池单价0.35元 /Wh，初始容 地区独立储能可实现不同程度盈利。此 外，产业链降本给储能项目带来了更大的盈利空间，在EPC单价降低0.2元/Wh的情况下，项目IRR可 提高约2%。 图14 2024年部分地区独立储能项目内部收益率 数据来源：EESA数据库 2025 中国新型储能行业发展白皮书 此外，随着2025年初136号文的发布，强制配储模式退出历史舞台，储能行业也将迎来深刻而长 远的变革，从“政策驱动”迈向 点配置储能延缓电网升级投资也是电网侧储能需求的另一驱动。综合以上场景，EESA预计2025年源 网侧储能新增装机量约为132.3GWh，同比增长34%。此外，未来新能源全面入市的背景下，其项目 收益不确定性增加，新能源装机可能不达预期，导致储能市场需求下跌，因此保守情况下预计2025源 网侧储能新增装机106.4GWh，同比增长8%。另外，2025年作为“十四五”规划的收官之年，风光大基

1. 商业楼宇推广形态资本金财务内部收益率 10.80% 若光伏电价提升 10%，V2G 与储能峰谷价差提高 10%，可调负荷削峰响应次数提升 10%， 资本金内部收益率可达 16.39%。 2. 生态公园推广形态资本金财务内部收益率 9.70% 若光、风电价提升 10%，储能峰谷价差提高 10%，可调负荷削峰响应次数提升 10%，资本 金内部收益率可达 19.37%。 3. 工业用户推广形态资本金财务内部收益率 工业用户推广形态资本金财务内部收益率 10.47% 若光伏电价提升 10%，储能峰谷价差提高 10%，可调负荷削峰响应次数提升 10%，资本金 内部收益率可达 13.73%。 4. 美丽乡村推广形态资本金财务内部收益率 9.88%。 7 碳中和·零碳中国 8 零碳案例篇 申报单位 ◆ 中海油能源发展股份有限公司清洁能源分公司综合能源服务分公司 清洁能源公司是致力于服务中国海油“碳 项目效益概况 经济效益：本项目装机容量 799.7kW，拟安装 550Wp 单晶单面组件 1454 块。本项目资本 金全部自筹，无银行融资。 本项目投资约 210 万元。经投资测算，本项目年收益约为 65 万元。 本项目在生产全过程中不产生或排出有害废气、废渣、废液，系无三废工业生产项目，不 会造成环境污染，太阳能电站的建设将会给该地带来良好的社会效益。 洛克美森智慧工厂案例图片 洛克美森智慧工厂案例图片

1，规范统一的市场规则将因势利导各省 级电力市场制定实施细则，并为多区域、多层次参与 市场的经营主体提供确定性。如何设计市场机制与 规则，充分发挥市场的灵活性和自调节能力，促进可 再生能源更好地消纳，保障可再生能源合理收益，成 为可再生能源高质量发展的现实关切。 鉴于此，绿 色 和平与清华四川能 源 互联网研 究院开展深入研究合作，旨在重点梳理中国典型省 （市、地区）电力市场建设的共性趋势与关键差异， 以期 问题三： 参与市场的多重 营收风险 长期稳定性收益 不足，影响可再生 能源盈利 差价合约机制 以政府为保障方，为可再生能源项目提供价格确定性以促进长期投资，并通过 引入拍卖竞争机制，推动可再生能源项目提升发电效率降低成本。 长期购电协议 以电力用户为保障方，买卖双方以更灵活的方式商议市场化交易的风险分配 机制，为可再生能源发电项目提供长期稳定的收益预期。 问题四： 环境价值的体现 绿色与环境价值 ● 省内用电负荷与联络线外送计划全电量竞价，促进新能源省内省间协同消纳 蒙西 ● 推动几乎所有集中式新能源项目都参与市场，放开新能源交易比例限制 ● 通过新能源风险防范机制缓解入市收益风险 ● 推动新能源中长期交易全部以绿电交易方式开展 浙江 ● 鼓励分布式项目以聚合形式参与绿电交易 ● 试点政府授权差价合约模式，引导集中式项目脱保入市 江苏 ● 降低保障小时数以加速新能源入市