通信站点储能入局电力市场，解锁全新增长赛道——虚拟电厂发展现状与趋势分析

        虚拟电厂概念于1997年首次提出，2012年在欧洲开启商业试点，2022年欧洲能源危机进一步催生行业热度。随着风光电源大规模并网，电网供电波动性加剧，亟需更多的灵活性资源，而用电侧海量分布式储能、可调负荷等资源因单点容量小、分散孤立，无法单独参与电网调度，虚拟电厂是唯一规模化聚合解决方案。通信行业拥有规模庞大、广泛分布的基站锂电池资源，且仅承担备电功能，导致大量电池资产闲置，研究虚拟电厂应用对通信锂电的价值挖掘具有重要借鉴意义。

        虚拟电厂依托数字化系统聚合储能等分布式资源，是分布式资源业务创新的重要形式。本文通过分析虚拟电厂海内外发展现状与发展趋势，为运营商发展虚拟电厂提供建议。

虚拟电厂发展现状

        区别于传统实体电厂，虚拟电厂基于数字技术聚合分布式零散资源，实现电力资源的统一调度、市场化交易。虚拟电厂是智能电网建设的重要组成部分，是分布式资源所有者进行业务创新的重要形式。

        国际电工委员会（IEC）于2023年9月发布的IEC TS 63189-1技术规范，为虚拟电厂（virtual power plant，VPP）的架构设计和功能要求建立了首个国际标准化框架。根据其定义，虚拟电厂是实现分布式发电、储能设备和可控负载的聚合、优化和控制的主体或系统（见图1）。

海外虚拟电厂发展现状

        在电力市场机制完善的国家，虚拟电厂业务正快速发展，欧盟区的虚拟电厂业务品种多样，是跨区协同典范，本节重点介绍欧盟市场虚拟电厂发展现状。

• 欧盟虚拟电厂市场政策
  
  

        欧盟于1993年开始规划建设统一电力市场，已形成7大电力交易所和4大平衡服务交易平台，是全球虚拟电厂的发源地与领跑者。2012年实现虚拟电厂商业化运营，2019年通过立法（《第三能源法案》《能效指令》《电力市场改革》等）确立虚拟电厂独立市场主体地位，2024年后随着能源危机与新能源高渗透，虚拟电厂被赋予法定灵活性资源角色，成为电网调峰、调频、阻塞管理与惯量支撑的关键支柱，具有稳定收益渠道。

• 欧盟虚拟电厂市场交易品种与规模
  
  

        虚拟电厂既可以参加电量市场，也可以参加以辅助服务为主的平衡市场。辅助服务包含有功服务、无功服务（AVC、调相等）和应急恢复（黑启动等）。其中有功服务分为一次调频FCR、二次调频aFRR和三次调频mFRR（见图2）。

        欧盟辅助服务市场以有功频率控制为绝对核心（≈55%），其中aFRR、FCR、mFRR构成虚拟电厂的主战场，贡献70%~80%的收益。虚拟电厂资源结构呈现“储能第一（35%~45%）、光伏第二（25%~35%）、负荷第三（15%~25%）”的特征。

        通信运营商利用基站备电储能，也在积极探索虚拟电厂业务创新。在海外，中兴通讯与芬兰Elisa、意大利WT、奥地利H3A等运营商已在合作推进虚拟电厂应用落地。

• 标准发展现状
  
  

        欧洲虚拟电网标准已形成“1个核心系列（IEC 63189）+3大配套体系（并网/通信/安全）+欧盟市场规则”的完整框架。

        其中63189-1《架构与功能要求》，定义辅助服务的分级和性能要求（响应时间、调整速率、调节精度）。63189-2《用例》，包括峰谷套利和调频应用。IEC 63189-3/-4/-5将陆续发布，涉及VPP测试、FCR/aFRR专项标准补齐。

中国虚拟电厂发展现状

        中国虚拟电厂自2015开始试点，2022年明确虚拟电厂运营商市场主体地位，收益模式不断丰富。能源局357号文件明确2030年市场目标，加速推进虚拟电厂技术准入标准和商业化落地。

        357号文件即2025年3月份发布的《国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，是中国虚拟电厂的纲领性文件。明确符合条件即可作为独立主体注册，参与全品类电力市场：中长期/现货电力交易、辅助服务、需求响应。

• 市场品种与市场规模
  
  

        实践中，虚拟电厂运营商的主要获利方式来自峰谷套利，需求响应的调度频次具有不确定性，聚合商参与辅助服务，仍处于技术验证阶段。

        根据国家能源局统计数据，截至2025年底，全国在运、具备电网实测调度能力的虚拟电厂最大可调容量16.85GW，在运营项目470个，同比增长70%。

        目前国内铁塔、运营商均已开展峰谷套利的基站储能业务创新试点，部分省份实现规模应用。如湖北国网联合湖北铁塔进行调频辅助服务应用、上海铁塔通过FCU+电源调控电池参加调频测试。

• 标准发展现状
  
  

        2024年已发布两项国标：GB/T44241《虚拟电厂管理规范》和GB/T44260《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》。虚拟电厂的标准体系已完成规划，将有序推出。

        中国辅助服务市场将K值（调节速率、响应速度、调节精度）作为技术准入和收入结算的重要参考指标。其中调节速率（爬坡速度）权重最高，磷酸铁锂电池具备快速响应和快速调节的能力，在辅助服务市场具有技术优势。

虚拟电厂发展趋势

        风光为主的新能源规模持续扩大、锂电池技术进步、大模型和AI技术高速发展，这三大因素促进虚拟电厂发展，虚拟电厂系统能效和收益能力不断提升。

        根据彭博新能源财经、MarketsandMarkets等机构预测，2030年虚拟电厂市场规模将达数百亿美元，5年CAGR达20%~40%。根据357号文件规划，中国市场虚拟电厂规模到2027和2030年分别超过20GW和50GW。

业务融合发展趋势

        各国持续完善虚拟电厂电力市场准入和交易规则，行业规范化发展提速；虚拟电厂从工业领域向全场景渗透，通信站点储能、工商业园区、民用分布式光伏储能全面入局，商业模式从单一套利向“综合能源服务+电力交易+电网服务”多元变现升级。随着市场纵深发展，业主或虚拟电厂运营商必然寻求更多的收益模式和更高的收入。电力市场内联合出清、电力市场外与碳市场综合寻优，实现利益最大化，是虚拟电厂业务发展的趋势。

技术发展趋势

        业务融合推动虚拟电厂核心技术迭代：从单一负荷聚合向“储能+负荷+新能源”多资源融合升级，从被动响应电网调度向主动预判、智能优化演进。同时，网络安全的需求与日俱增。

• 网络安全要求提升
  
  

        重要汇聚点成为网络攻击关键；数据成为资产，数据安全重要度提升；满足欧盟CRA2.0技术要求成为必选。

• 聚合资源，快速响应
  
  

        参与辅助服务的容量门槛可能逐步提升，对聚合规模及聚合响应速度提出更高要求。

• AI自智，快速寻优
  
  

        SOX估算优化，最大化储能容量应用；多能调度，通过停电规律、光伏发电预测及负荷预测，实现实时多能调度策略寻优，最大化绿能发电，或最优经济收益；现货交易价格预测，优化充放电深度、频次，实现最优经济效益；碳排放交易价格预测，引入碳排放因子后预测最优收益。

通信运营商虚拟电厂业务拓展建议

        虚拟电厂可助力电网消纳新能源、平抑峰谷差，同时盘活通信基站闲置储能资源，为运营商带来电费节约、辅助服务等多重收益。通信运营商及铁塔运营商具有发展虚拟电厂的天然优势：海量分布式资源——260多万5G基站可控空调/负载、千万级备电锂电（备电电池年均利用率不足5%）；天然通信与数据底座，遥测遥控基础坚实。同时也存在发展短板：电力市场资质缺失、平台与算法不足（缺VPP调度EMS、AI预测算法和交易结算系统），并面临安全与合规压力。

        对于具备一定峰谷价差（≥0.6元/kWh）或具有潜在需求响应和辅助服务电力市场政策的国家、区域，通信运营商可以逐步推进备储一体化应用。运营商可通过两步走的方式，先完成基站锂电双向改造、开展区域试点；再根据实际情况自建或合作建设虚拟电厂能力平台，拓展IDC、充电桩等多元调节资源，深度挖掘综合能源变现空间。

• 资源池化、区域试点
  
  

        资源池化主要包括基站储能改造和边缘智能网关部署。基站储能，将铅酸电池升级为磷酸铁锂，后者支持双向充放电、远程控制；边缘智能网关集成5G/4G、电力协议，实现秒级响应、精准调节、数据加密上链。

        完成基础设施改造后，可自主或联合能源运营商开展试点，验证收入稳定性（电费节省+辅助服务收益+政府补贴）。

• 自主/合作建设虚拟电厂能力平台
  
  

        在商业收入稳定的市场，运营商可自建平台、获取电力交易资格，实现能源业务拓展；存在能源商机的市场，运营商聚焦通信主业的同时，可与能源运营商合作，由后者提供平台和运营服务，坐享基站能源降费收益。虚拟电厂运营平台具备资源管理、预测调度、交易申报、结算对账、安全监控等功能。

        通过对欧盟、中国的虚拟电厂现状回顾、虚拟电厂业务和技术趋势分析，结合通信运营商能源设施的优劣势分析，我们看到虚拟电厂为通信运营商或铁塔运营商盘活储能资产、拓展能源收入提供了可选路径。