电力调节资源应用 - 多地采用虚拟电厂及抽水蓄能等电力调节资源实现"削峰填谷"以保障电网稳定运行和电力有序供应 [1] - 四川首个"有序充放电"居民小区虚拟电厂投入运行 通过低谷充电、高峰放电模式为车主提供免费充电优惠 [3] - 四川全省已建成虚拟电厂30座、储能项目295个 可调能力超100万千瓦 [4] 虚拟电厂运营效果 - 四川某小区新能源汽车单日放电量可满足2~3户家庭全天用电 若30辆车参与反向放电可覆盖小区商业变压器总负荷 [4] - 武汉虚拟电厂管理平台在3个高负荷区域开展4次精准响应 某纺织企业通过高峰停工2小时获4万元补贴 [4] - 武汉虚拟电厂实际响应量达目标2倍 预计发放精准响应补贴51.7万元 [6] 抽水蓄能电站贡献 - 粤港澳大湾区6座抽水蓄能电站提供1936万千瓦调节能力 相当于电网增加超10%调节能力 [6] - 惠州抽水蓄能电站机组7月启动超1500次 同比增长55% [6] - 大湾区31台机组单日最大调节电量突破1亿千瓦时 相当于1660万居民用户日用电需求 [8] 区域电力负荷情况 - 四川8月3日电网负荷因空调用电激增急速攀升 [3] - 武汉电网最大用电负荷刷新历史纪录达1786.81万千瓦 [4] - 广东7月电力负荷三创历史新高 最大负荷达1.64亿千瓦 [6]

电力市场改革进展 - 山东现货市场通过价格限值和容量补偿机制验证保供能力 高峰电价激励煤电增发270万千瓦 独立储能释放顶峰放电能力 用户侧移峰电量达200万千瓦 [1] - 广东2025年电力交易规模预计达6500亿千瓦时 其中年度交易3800亿千瓦时 采用"基准价+上下浮动20%"定价机制 [1] - 湖北 浙江工商业储能项目静态回收期有望缩短至5-6年 分布式储能在工业园区 数据中心等高耗能场景将爆发式增长 [1] - 西北地区储能项目可通过省间通道向东部缺电省份放电 优化资源配置 [1] - 2025年国内新型储能装机规模将突破80GW 现货市场建设带动万亿级投资涌入储能 电力IT 智能电网等领域 [1] 市场主体转型 - 发电侧从计划电量转向市场博弈 用户侧从被动接受转向主动决策 新兴主体如虚拟电厂 储能享受制度红利 [2] - 上海某虚拟电厂平台接入1.2GW可调资源 通过参与实时市场实现年收益超5000万元 [2] - 发电企业从产量思维转向报价策略 用户企业从成本中心转向价值创造 储能企业从政策套利转向技术驱动 [3] 区域市场建设进度 - 湖北 浙江作为先行示范区 要求2025年6月底前转入正式运行 [4] - 福建 四川 辽宁等16省需在2025年底前启动连续结算试运行 [4] - 京津冀 南方区域市场需创造条件启动模拟试运行 为跨省交易铺路 [4] 细分市场机会 - 新能源企业配套储能可平滑现货电价波动风险 提升绿电消纳能力 广东某光伏电站配建10%容量储能后现货收益提升18% [5] - 虚拟电厂通过聚合分布式资源参与市场赚取需求响应收益 [5] - 电力交易服务商因现货市场对功率预测 交易策略需求激增 第三方技术服务市场将快速扩容 [5] - 煤电面临中长期合约比例强制约束(需达90%以上) 但可通过现货市场峰谷价差获取超额收益 [5] - 新能源需全部进入市场 2025年6月前投产项目可延续部分保障性电量 之后项目需通过竞价确定机制电价 [5] - 储能可作为独立主体参与现货申报 湖北某储能电站测算显示现货价差达0.4元/千瓦时年收益率可超12% [5] - 工商业用户年用电量500万千瓦时以上需直接入市 广东某制造业企业测算参与现货交易可降低用电成本8%-15% [5] - 售电公司需承担批零电量匹配考核 浙江某售电公司开发AI算法将预测偏差率控制在3%以内 [5] - 山东实践显示现货价格信号可引导用户侧移峰200万千瓦 相当于减少3台百万千瓦煤电机组投资 [5] - 浙江2025年上半年绿证交易规模达1683万张 企业购买绿证后产品出口竞争力提升15%-20% [5] - 高耗能企业可通过需求响应获取补贴 江苏某钢铁企业参与调峰年收益超2000万元 [5] - 出口型企业绑定绿电交易提升产品溢价 浙江某纺织企业绿电使用比例达60%后欧盟订单增长30% [5] 行业培训动态 - 2024年电力交易员(中级)专项培训班将于2025年6月10-13日在北京举办 完成培训可获北极星结业证书和中电联职业能力证书 [6]

文章核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，为虚拟电厂规范化、规模化、市场化、常态化发展提供指导，虽虚拟电厂建设处于起步阶段面临挑战，但《意见》带来商业化落地新机遇 [1][5] 虚拟电厂定义与作用 - 虚拟电厂不建厂房、不冒烟，能聚合各类分散资源，协同参与电力系统优化和电力市场交易，是实现智能配电网的重要技术之一 [1] - 虚拟电厂本质是聚合与协调平台，通过先进技术将分散资源“打包”，实现统一调度与优化运行 [2] - 虚拟电厂能挖掘需求侧灵活调节资源，提升系统调节能力，增强电力保供，促进新能源消纳和系统实时平衡 [2] - 虚拟电厂能提升系统灵活性、增强用户侧响应能力，为不同主体参与电力市场提供路径 [2] - 虚拟电厂大规模应用后，普通家庭用电成本有望下降、可靠性提升，还能参与绿色能源生产，推动能源体系向低碳转型 [2] 虚拟电厂建设现状 - 相关支持政策陆续出台，如《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027 年）》《2025 年能源工作指导意见》 [3] - 地方实践“多点开花”，深圳、山东、山西等地有相关进展，山西虚拟电厂聚合用户、容量等有增长，入市交易有结算电量和红利 [3][4] - 虚拟电厂建设仍处于起步阶段，面临标准、技术、商业模式等多重挑战 [4][5] 《意见》带来的机遇 - 《意见》为虚拟电厂发展提供新机遇，明确到 2027 年调节能力达 2000 万千瓦以上，到 2030 年达 5000 万千瓦以上 [5] - 《意见》要求各地制定发展方案，培育主体，拓宽收益渠道，有助于加速商业化落地，创造多元化盈利路径 [5] - 《意见》支持民营企业参与，有利于打破传统电力投资壁垒，推动能源投资格局多元化 [5] 虚拟电厂未来突破方向 - 技术上依托人工智能和物联网实现秒级响应与精准调度，推动资源深度聚合 [6] - 场景上从工商业扩展至新领域，形成“源网荷储”一体化协同 [6] - 机制上通过区块链技术搭建去中心化交易平台，创新多元商业模式，构建能源互联网生态 [6]

项目概况 - 新型电力系统智能储能与调度优化示范工程（虚拟电厂建设项目）已获第一师发展和改革委员会批准，项目资金来源于政府，招标人为南疆能源（集团）有限责任公司[3] - 项目实施地区为新疆生产建设兵团·一师，建设地点为阿拉尔市[4] - 储能电站本期建设规模为200MW/800MWh，由40个5MW/20.06MWh储能单元并联组成[5] - 新建一座220kV升压站，容量为240MVA，采用户外式GIS和线变组接线，35kV段采用单母线接线方式[5] - 储能电站以220千伏电压等级接入梨花镇220千伏变电站，线路长度为0.6千米，采用JL/G1A-300/40导线[5] 技术应用 - 项目将利用大数据、云计算、物联网、人工智能等先进技术构建数字化平台[5] - 建设内容包括私有云虚拟化轻量云平台、虚拟电厂、智能调度系统[5] 招标范围 - 本次招标共划分为1个标段，涵盖新型电力系统智能储能与调度优化示范工程（虚拟电厂建设项目）必需的工程施工和相关服务[6] - 供货期为365天[7] 投标人资格要求 - 投标人需为中华人民共和国境内的独立法人或其他组织，具备技术服务、技术开发等技术实力[7] - 单位负责人为同一人或存在控股、管理关系的不同单位不得在同一标段投标[7] - 投标单位需提供近3年至少1项虚拟电厂、发电厂等保2级或以上网络安全、智慧能源或源网荷储、储能EMS系统相关业绩[7] - 投标人财务状况良好，需提供2021年-2023年经审计的财务审计报告[8] - 投标人不得被列为失信被执行人，且在近3年内不存在骗取中标、严重违约等情形[8] - 本次招标不接受联合体投标[8] 招标流程 - 投标单位须办理CA（标证通）证书并通过兵团公共资源交易系统填报入库信息[9] - 招标文件领取时间为2025年04月26日至2025年05月06日，通过新疆生产建设兵团公共资源交易信息网自行下载[9] - 投标文件递交截止时间为2025年05月16日11时，需上传加密的电子投标文件[10] - 开标时间为2025年05月16日11时，地点为兵团公共资源交易平台兵团第一师阿拉尔市不见面开标大厅[11] - 本项目采用远程不见面开标，投标供应商无需递交纸质文件[11]