“2030年，若风光新能源与负荷侧资源不参与电力平衡，江苏电力供应用电晚高峰期或将面临1750万千瓦左右的供电缺口；春秋季节及节假日等时段新能源消纳尤其困难，填谷需求预计将大于削峰需求。”在近日召开的苏州“未来能源大会”上，一组关于江苏电力供需的预测数据引发行业关注。

　　作为我国经济大省与能源消费大省，江苏当前正陷入高负荷与高比例新能源并存的困境，新型电力系统建设遭遇电力保供和新能源消纳的双重难题。

　　据与会嘉宾介绍，2025 年江苏夏季最高用电负荷已突破 1.55 亿千瓦；风光发电装机达1.1 亿千瓦，占比超45%。新能源发电的间歇性、波动性，使其实际发电量难以稳定满足用电高峰负荷需求，也对电网调度和消纳能力提出更高要求。

　　此一背景下，江苏将目光投向需求侧，通过培育虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体，推动工业负荷、电动汽车等资源向市场化可调节资源转化。

　　据与会专家介绍，长三角的三省一市积极开展虚拟电厂建设和激励需求侧资源的探索，比如在激励方面设定了需求响应补贴，削峰响应的基本标准在3-4元/千瓦时，且响应时间越短，能获得的补偿资金越高。上海对于虚拟电厂还给予了单个平台每年最高补贴150万元。

　　“虚拟电厂通过智能化技术，将海量、分散的空调、电动车、工商业可调负荷等资源聚合起来，形成一个可控整体，就像是一台台‘绿色调节器’，精准削峰填谷，直接缓解用电极端压力，并极大提升电网对风光的消纳能力。”自然资源保护协会中国区副主任游梦娜在会上强调，构建以风光为主体的未来能源体系，不仅取决于增加风光装机，更取决于赋能负荷端，让需求侧资源更加可调节、可响应、可互动。

　　据自然资源保护协会等机构通过梳理典型省份的需求响应补贴测算，需求侧资源常态化利用的总体成本在1.5-5元/千瓦时，建设成本在 200-400 元/千瓦，通过虚拟电厂实现聚合开发，其建设、运营、激励等环节的投资仅为建设传统电厂的10%-20%，也远低于国内抽蓄电站 5000-6000 元/千瓦投资水平。

　　在虚拟电厂建设方面，江苏已取得阶段性突破。截至今年7月1日，全省已有14批次25家虚拟电厂通过公示进入电力市场，正式参与电网调节与电力交易。为实现高效管理，江苏建立了“省级-市级-聚合商”三级调度体系和“供电公司-运营商-用户”三方协作机制，实现资源分层管理和协同调度。

　　不过，与会嘉宾指出，目前需求侧资源规模化常态化开发利用仍存挑战。首先是资源潜力挖掘与聚合难度大，由于需求侧资源分散、规模小、个性化，其精准调控难度远高于供电侧，优化调度、运行控制等技术手段有待提升；其次，激励措施力度不足，企业担忧参与调节可能影响正常生产或商业利润，现有奖补难以覆盖用户损失及设备改造投入，且激励资金来源缺乏长期稳定性，影响用户积极性。

　　此外，市场机制尚不健全，现有电力市场缺乏针对不同灵活性资源的有效价格机制，虚拟电厂等新型经营主体参与市场的机制不完善、参与程度不足。

　　“在原有电力管理体制中，负荷和电源都有成熟的管理体系，虚拟电厂到底是负荷还是电源，是当前很多问题的症结，亟需完善现有政策和市场环境。”东南大学电力经济技术研究所所长高赐威强调，虚拟电厂是对闲置资源的充分利用，通过规模效应和精细化调控挖掘价值增量，它存在的目的是拉低而非推高市场价格。

　　对于虚拟电厂的常态化发展，专家们建议虚拟电厂在充分了解自身资源位置、性能指标、可聚合范围的基础上，强化数智化赋能，实现需求侧资源的“可观可测可调可控”。同时，完善多类型电力市场交易规则，比如在省内实施节点电价来反映不同节点的资源价值，在区域内协调各省，确定跨省容量需求等，通过完善的市场传递出合理价格信号，从而引导社会投资建设虚拟电厂，为其提供可预期的收益渠道。