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　　新能源全面入市，一方面影响的是上网部分分布式光伏的结算电价；另一方面，与集中式光伏电站类似，机制电价虽给了保底，但未来

　　行业从业者从上到下——无论是大型头部平台企业，还是中小型EPC、贸易、运维企业，都在寻找新方向。

　　虚拟电厂，恰好是被寄予厚望的那个答案，各地关于虚拟电厂资质的公示规模足以证明这一点。但从实操来看，虚拟电厂并非传统分布式光伏商业模式的“救赎”，而是其升级版的发展方向。

　　实际上，分布式光伏聚合进入虚拟电厂，能否在电价上获得助益，这一问题可以分两个角度来看待。

　　一方面，这个答案并非全国通用。以山东为例，作为光伏装机占比超过35%的省份之一，山东走在了发电类虚拟电厂探索的前列。这主要缘于其拥有庞大的分布式光伏电站，亟待为这些分散的光伏电站安排一个入市路径。

　　但在山东市场，分布式光伏通过虚拟电厂聚合入市获取超额电价的难度非常大。一方面，从形式上看，分布式光伏通过虚拟电厂进入电力市场，由于聚合规模远大于单体体量，使其在电力交易中拥有一定话语权。

　　但另一方面，即使是聚合交易，分布式光伏也难以摆脱固定的出力曲线，其本质上是一个场址分散的集中式光伏电站，与后者一样，都难以在电力市场中获得较高的电能量价格。

　　但另一方面，相比于被动接受现货电价，聚合入市仍是一种寻优的选择。以江苏为例，光伏的现货电价一般在0.22元/度，而聚合商给到分布式投资业主的保底价基本在0.32元/度，电价相对可观。

　　但实际上，江苏虚拟电厂聚合交易的目标并非传统电力交易品种，而是绿电交易，这需要有强大的绿电需求市场来支撑。目前江苏市场中长期绿电交易价格在0.38~0.41元/度，现货价格约0.2元/度以上，仍存在0.15~0.2元/度的套利空间。

　　同样是负荷大省，也是分布式光伏投资的优质区域，在广东市场，发电类虚拟电厂的推进并没有如政策般火热。根据多家广东本地分布式光伏投资企业介绍，目前聚合分布式光伏进入虚拟电厂交易的项目寥寥，大多都在试验阶段，“四可改造，包括各地市的运行规则等尚未明确，发电侧虚拟电厂还不具备规模化的条件。”

　　可以看到，在不同省份，发电类虚拟电厂聚合分布式光伏交易，相对可以获得比被动接受电价更高的溢价，但这与所在区域市场息息相关。换句话说，如果在一个限电严重、电价低迷的市场，即使是分布式光伏聚合交易，也很难把一个濒临破产的项目拉回收益率范围内。

　　更为实际的是，对于分布式光伏与虚拟电厂的连接关系，还存在诸多现实痛点。譬如，分布式光伏单体量小、位置分散，虚拟电厂的聚合成本（通信、计量、平台）能否覆盖增量收益。山东在今年5月重启虚拟电厂运行，但对于虚拟电厂运营商而言，一方面要在硬件改造上投入成本，另一方面，在聚合分布式光伏的过程中也面临着若干现实问题。

　　“譬如，山东虚拟电厂要求单个聚合单元以220千伏为节点，且总容量不低于1兆瓦，但大量分布式光伏分散在不同节点上，实际上难以被聚合为虚拟电厂资源。另一方面，盈利模式尚未跑通，在没有配储的情况下，单纯的分布式光伏聚合并未改变其可参与的交易品种，在日前市场交易风险较大、中长期与现货价格收敛的背景下，叠加偏差考核等，发电类虚拟电厂聚合分布式光伏的盈利空间有限。”

　　在今年上半年山东电力市场中长期与现货价格频繁倒挂的背景下，虚拟电厂聚合分布式光伏参与电力市场更难获得通畅的盈利路径。

　　而在江苏，分布式光伏的聚合成本约0.33-0.35元/度，存在一定聚合空间，但问题在于“量少”——由于江苏工商业光伏项目自发自用比例较高，聚合电量规模占总发电量的比例太低，导致对项目本身的收益贡献绝对值有限。这也就意味着，虚拟电厂聚合分布式光伏只能作为盈利的补充，而非主力。

　　另一方面，即使是在绿电市场——江苏尤其是苏南地区的绿电需求旺盛——但通过虚拟电厂聚合分布式光伏进行绿电交易时，面临的一个问题是，其背后是数百甚至上千个项目的绿证，“买方一般不太愿意接受这种零散绿证，导致聚合的工商业光伏在做绿电交易时也比较难找到合适的买方”。

　　政策碎片化、交易规则不明确也是当前虚拟电厂聚合分布式光伏的一大难点。对于拥有庞大存量规模的户用光伏，仍未有明确的聚合规则来指导这一模式入市，在失去机制电价兜底之后，传统的户用光伏租赁模式将难以为继。

　　在这些行业政策与规则之外的隐忧是数据与信任。虚拟电厂需要实时采集光伏出力、负荷曲线、储能状态等数据，数据确权、隐私保护、平台安全成为新的博弈点。“虚拟电厂正是提高负荷匹配度的工具之一，但前提是数据采集与共享机制跑通。”

　　实际上，虚拟电厂并非天生为发电侧而设。从定义来看，虚拟电厂（VPP）的底层逻辑不是建一座电厂，而是通过数字化手段聚合分散的分布式电源、储能、可控负荷，形成可调度、可交易、可响应的“云端电厂”，其在电力市场中的关键能力在于削峰填谷、需求响应、辅助服务和现货交易。

　　这也是2026年虚拟电厂在国家及省级层面获得越来越多政策支持的原因之一——随着新能源装机占比快速增长，电网调度压力骤增，需要虚拟电厂这种云端聚合形式来辅助。

　　但要清楚地认识到，在所有品类的虚拟电厂中，发电侧是最为弱势的，或者说，不具备调节能力的发电侧聚合，在虚拟电厂的规则下难以获得较高收益，因为其实际上并不能承担起上述的关键能力。

　　在光伏們启动的分布式光伏典型省份调研中，多家虚拟电厂运营商提到，“仅将分布式光伏聚合为虚拟电厂，并非一条可持续的发展路径，调节能力才是核心。上网比例较高的分布式光伏，仍建议配建储能参与其中”。

　　“分布式光伏+储能联合参与虚拟电厂，一方面可以辅助分布式光伏捕获更高的现货电价，另一方面按照部分省份规则，也可以获得容量补偿，这些将共同推高分布式光伏储能项目的整体收益”。

　　实际上，虚拟电厂模式的核心竞争力在于将光伏、储能、可控负荷打包为一个整体参与电网调度。一方面发挥调节能力在电力市场中的响应价值，另一方面释放分布式光伏、储能在辅助服务市场（调频、备用）中的增量收益。

　　不过，对于既有的分布式光伏电站的开发投资企业而言，聚合上述提到的零散资源，与原有的项目开发渠道拓展是一脉相承的，这也是吸引分布式光伏相关企业跨界做虚拟电厂运营的关键一点。但另一方面，从电站的开发建设方转型为聚合运营商，商业模式、盈利路径甚至收益确定性，均与此前不尽相同，考验当前的分布式光伏投资方的是需要具备持续的专业能力和服务能力，缺一不可。

　　但可以明确的一点是，在市场化时代，分布式光伏的竞争力归根结底取决于两个因素——能否找到真实的用电负荷，能否满足真实的绿电需求。虚拟电厂并不能成为决定分布式光伏投决的“救世主”，但如果分布式光伏的相关从业者想要在新规则下持续开拓业务并活下去，虚拟电厂是未来融合发电、售电、负荷、储能等多种业务方向不可或缺的工具。返回搜狐，查看更多