2026年10月18日虚拟电厂行业早报：一边把自备电厂拉进来，一边让光伏退出公网

📑 时间范围：2026年10月16日午后 — 10月18日 02:00（凌晨）。

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• 开场｜一个矛盾：一手往里拉，一手往外推
• 一、今日行业政策动态
  • 1. 山西：自备电厂可以“整体”进虚拟电厂
  • 2. 辽宁：现货连跑之后，五份细则一起改
  • 3. 云南：集中报价被套上240万千瓦的上限
  • 4. 能源局答复：分布式光伏能自己调，也能被聚合着调
  • 🔧 行业视角（政策）
• 二、虚拟电厂调度软件/平台系统相关新闻
  • 1. 中节能的11亿千瓦时：聚合完，开始卖电
  • 2. 青岛地铁：用户自己注册成了运营商
  • 3. 芜湖：虚拟电厂公司先进了“能源托管”的联合体
  • 4. 德国让光伏退出公网，荷兰数出8547个暴露口
  • 🔧 行业视角（软件与平台）
• 三、市场与竞品最新动态
  • 1. 同样是400MW/800MWh，两个省差了1.99亿元
  • 2. Brattle给“4%”算了一笔账：10GW到35GW
  • 3. PJM：35GW闲置备电，被紧急令叫起来
  • 🔧 行业视角（市场与竞品）
• 四、简短小结
• 五、行业观察：聚合的边界，正从“接得进”移到“关得上”

开场｜一个矛盾：一手往里拉，一手往外推

这两天，两份文件的方向正好相反。

一份在山西。10月16日，省能源局、省发改委、省工信厅等六个部门印发《关于促进非化石能源电力消费的若干措施》。

文件里有一句：鼓励拥有燃煤自备电厂的用户，整合自备发电和用电负荷，通过建设虚拟电厂整体参与系统调峰。

“整体”两个字值得停一下。过去聚合的多是负荷，这一次，自备机组的发电能力也被装进同一个单元。

另一份在德国。10月13日，德国联邦信息安全办公室发布BSI-CS 154技术警示。

它要求光伏、风电、水电、沼气、垃圾发电等电站的运营商，把控制系统从公网上摘下来。点名的设备包括逆变器、监控网关、SCADA和远程监控平台。

这几样东西，恰好是虚拟电厂“看得见、调得动”的那一层。

一头把更多资源接进一张网，一头要求这张网从公网退出。

表面看是两件事。往深一层看，是同一件事的两面。

虚拟电厂能做买卖，前提是能远程看到、远程动作。而远程通道越集中，一次失手的代价就越大。

德国这份警示没有否定聚合。它给出的做法很朴素：控制面不直连互联网，远程访问走VPN，加多因素认证，资产要盘清，包括安装商和服务商留下的那几条远程维护链路。

山西那份文件也没有放松。它先给自备电厂加了一道约束：年利用小时原则上不超过全省火电机组平均水平，超出的部分要等额购买绿色电力。

然后才把出路指给虚拟电厂。

一边在扩边界，一边在收入口，指向的是同一件事：聚合的资格，正在从“能接多少”变成“接进来之后管不管得住”。

一、今日行业政策动态

1. 山西：自备电厂可以“整体”进虚拟电厂

山西这份文件，主线是“十五五”碳达峰碳中和综合评价考核。虚拟电厂在里面出现了两次，但位置很关键。

第一次在储能。文件提出，未中标一次调频、二次调频辅助服务的独立储能电站，可在新能源午间大发、弃电突出的时段充电。

补偿机制也改了：分类分档、梯次激励，鼓励优先布局长时储能。

第二次在自备电厂。文件把四件事写在同一段里。

还有两条配套。一条是煤电机组在新能源大发时段，按改造后的出力下限运行，严格执行现货出清指令。另一条是绿电直连项目配套的储能，用电量全部计入非化石能源消费。

这两条合起来看，山西在做一件事：把“发电侧的身份”重新排一遍。

自备电厂过去是企业的成本中心。用得多，省得多。现在年利用小时被压到全省平均线附近，多发要买绿电，账就变了。

自备电厂从“被考核的对象”，变成了“可以聚合的资产”。

这个转变不小。负荷型虚拟电厂调的是别人的生产线，响应快、持续时间短。自备电厂带着机组，能连续出力，调节的“深度”不一样。

同一份文件里，山西还留了一个细节：为绿电直连配套的储能，用电量全部计入非化石能源消费。这句话对园区型项目很实在——储能的充放电损耗，不再白算。

山西是电力现货市场较早的试点省份之一，新能源装机占比高，午间弃电并不罕见。这份文件把储能、煤电、自备电厂、绿电直连放进同一张纸，逻辑很清楚：能灵活的先灵活起来，不能灵活的让出空间。

对聚合商来说，这意味着可谈的资源变多了。自备电厂、绿电直连配套储能、以及被压减出力的煤电机组，都可能成为聚合单元里的一块。

2. 辽宁：现货连跑之后，五份细则一起改

10月16日14时02分，辽宁省工业和信息化厅发布通知，就电力市场五份配套细则的5.0版征求意见，反馈截止11月15日。

五份细则分别是中长期交易衔接、现货电能量市场交易、电力辅助服务（调频）市场、市场注册管理、零售市场。

通知给出的理由只有一句：结合辽宁电力现货市场连续结算试运行的实际情况。

这句话的信息量在这里——“连续结算”。现货从“试运行”走到“连续结算”，规则里的假设就变了。原来按天算的偏差，现在要按每个结算周期算；原来能手工兜的，现在要靠系统。

具体条款在五份PDF附件里，公开页面只给了名单与期限。能确认的是修订范围：交易怎么衔接、电怎么出清、调频怎么补、主体怎么注册、零售怎么签。

这五份文件里，最容易被聚合商忽略的是“注册管理”。

现货、调频、零售，讲的都是“怎么交易”。注册管理讲的是“谁有资格交易”。

一个聚合主体，资源在用户侧，报价在交易中心，结算在电网。这三件事分别落在三份细则里。任何一份改了，接入流程就要重走一遍。

辽宁是东北负荷中心，也是风电大省。现货连续结算之后，日内价格的波动会更频繁。对虚拟电厂来说，这意味着调节的“窗口”变多了，但每一次窗口的报价，都要能对得上结算规则。

提醒一句：这五份还是征求意见稿。距离11月15日还有一个月，条款可能还会调。对准备入市的主体，比较稳妥的做法是先把技术条件对齐，别急着按某一版细则把系统写死。

3. 云南：集中报价被套上240万千瓦的上限

10月17日，昆明电力交易中心的一批修订文件被行业媒体披露，一共七份。

分别是：中长期市场实施细则修编条款、市场注册管理实施细则、规则制定修订管理实施细则、集中式新能源发电企业集中报价工作指引、异常行为监测与处置实施细则、用户侧试点现货节点电价实施方案、计量与结算实施细则。

七份一起改，指向的是同一件事：报价的组织方式。

集中报价这份指引写了两条硬约束。

一是群组条件：区域一致、同一集团、市场注册、装机规模、报价场所。

二是规模上限：集中报价群组的总装机，不超过云南省内单个最大燃煤发电厂的装机规模（不含特高压配套电源），即240万千瓦。

另一条在长效机制里：自2027年起，同一集团的发电企业和售电公司，双边协商交易电量原则上不超过该集团上一年度省内市场总交易电量的20%。

还有一份值得看：用户侧试点现货节点电价。110千伏及以上的新增用户，可以按月申请参与现货价格结算试点，每月20日前提交次月的调整申请。

如果是零售用户，要先和售电公司解约，再按批发方式参与。

这条对虚拟电厂是个提醒：用户侧的价格信号，正在从“全省一个价”变成“一个节点一个价”。

节点电价一开，聚合商报的就不是一个平均数，而是一组位置。资源在哪个节点，值多少钱，要分开算。

这也会改变聚合的经济模型。过去按全省均价估算收益，差一点也能抹平。节点价差拉开之后，选错位置就是实亏。

4. 能源局答复：分布式光伏能自己调，也能被聚合着调

10月16日，国家能源局一份关于分布式光伏参与市场化交易的答复对外公开。

答复里有一段，把分布式光伏参与调度的路径写清楚了：可以独立参与，也可以通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与。

同时对电网企业提了要求：调度要做到公开、公平、公正，加强有源配电网的规划、设计、运行研究，明确“可观、可测、可调、可控”的技术要求，建立相应的调度运行机制。

配储这件事也表了态。2025年1月的发改价格〔2025〕136号文已经明确，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件。答复补了一句：支持项目根据参与市场交易、提升消纳能力、满足系统调节需求等情况，自主投资决策。

虚拟电厂参与市场，答复给了一个进度判断：多数地区已实现虚拟电厂公平参与电力中长期、现货、辅助服务市场。

依据是2026年2月国务院办公厅印发的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），其中明确在确保安全前提下，推动虚拟电厂等新型经营主体灵活参与电力市场。

还有一组数字：所有省份都已建立工商业用户峰谷分时电价机制，2025年有10个省份调整了峰谷时段划分和价格浮动幅度。

这份答复的价值，不在于新政策，而在于把三条既有路径摆到了一起：独立参与、聚合参与、配储自主。

对聚合商来说，这意味着“我代理的分布式光伏能不能被调度”这个问题，已经有官方答案。剩下的是技术问题：数据怎么接、指令怎么落、效果怎么算。

🔧 行业视角（政策）：政策的手在两头使劲。一头把资源往聚合单元里装，山西装的是自备电厂；一头把聚合单元往规则里装，云南装的是报价规模，辽宁装的是注册入口。三条线合起来，未来一两年，聚合商要同时管资产、管报价、管注册，缺一环就进不去。

二、虚拟电厂调度软件/平台系统相关新闻

1. 中节能的11亿千瓦时：聚合完，开始卖电

10月16日，中国节能环保集团官网发布一条业务动态：10月10日，中节能虚拟电厂推介会暨客户签约仪式在乌兰察布举行。

签约主体是风电内蒙区域公司所属的虚拟电厂项目建设平台——节能恒润公司。它与19家企业达成意向签约电量11亿千瓦时。

签约企业覆盖的行业很杂：新材料、铁合金、炭素、冶金、新能源、建材、风电、通信、水务、农业、酒店餐饮、商业管理。

聚合的资源也很杂：园区的分布式光伏、储能、可调负荷、充电桩、自备电源。

这条动态里，“下一步”三个字最值得看。

平台建好，聚合完成，接下来是叠加购售电资质，统一参与中长期交易和现货交易。

也就是说，虚拟电厂平台正在往前走到售电的位置。原来它帮用户“省调节的钱”，现在它要帮用户“买电”。

这一步并不轻松。按湖南等地已公布的规则，在中长期与现货市场开展购售电业务，须具备售电公司资质。资质意味着注册资本、人员、履约保函，还有结算责任。

平台做聚合，签的是服务合同；平台做售电，签的是购售电合同。后者的风险敞口大得多——电价涨了要自己兜，用户欠费也要自己追。

聚合是入口，售电是出口。中间那段，才是真正难的部分。

乌兰察布是国家“东数西算”枢纽节点，风光资源富集，算力负荷、工业园区负荷都在那儿。这类地方的共同点是：负荷集中、可调空间大、对电价敏感。

11亿千瓦时是意向，不是合同。但从业务动作看，路径已经清楚了：先聚资源，再拿资质，然后用电量去谈价格。

对平台方来说，这是一次角色变化。调度系统不再只是“接收指令、分解执行”的工具，它要开始承担交易决策：什么时候买、买多少、在哪个市场买。

2. 青岛地铁：用户自己注册成了运营商

10月17日，国网青岛供电公司的一篇报道披露了一个细节：青岛地铁以自有主体身份完成了虚拟电厂运营商注册公示，具备电力交易能力。

据该报道，这是轨道交通行业里以自有主体完成这一步的企业。

资源从哪来？报道列了三类。

一是上百座车站与场段的屋顶分布式光伏。二是列车制动能量回收形成的飞轮储能。三是车站照明与环控系统这类柔性负荷。

这三类资源有个共同点：本来就存在，只是过去没被当成“可调能力”。

机制上，国网青岛供电公司推行“项目长”服务，一家拟入市运营商配一名项目长，从政策宣贯、技术支撑到资源对接全程跟进。

这套做法的价值，在“谁先动”。企业不懂规则，往往卡在第一步：不知道要交什么、找谁交。项目长把这一步接了过去。

青岛本地还在往场景里走。零碳园区方向，海尔新能源的虚拟电厂已入市，并完成了午间光伏大发场景的填谷测试；车网互动方向，特来电的虚拟电厂把充电负荷与电网协同；港口方向，青岛港在摸排港区分布式光伏、储能、换电站和生产辅助负荷。

大用户不再只是买电的人，开始自己当聚合商。

这个变化对第三方聚合商是个压力测试。轨道交通、港口、机场、水务这类主体，场地是自己的，负荷是自己的，电费也是自己付。它们做聚合，动力最足，阻力最小。

第三方聚合商能拿到的，往往是那些“自己不愿干、也干不好”的中小用户。这部分用户数量多、单体小、场景杂，恰好是最难标准化的一段。

这并不是坏事。大用户自己做聚合，会把行业里最肥的一块拿走；剩下的一块更碎，但也更需要平台化的工具。

真正的问题在另一边：当客户自己成了运营商，平台卖给谁？答案可能是那些既没有场地、也没有电力团队，但又必须参与市场的园区和企业。它们的诉求更简单——别让我自己去注册、去报价、去挨考核。

3. 芜湖：虚拟电厂公司先进了“能源托管”的联合体

10月16日，芜湖市湾沚区一份成交结果公告挂了出来。

项目是“一体推进公共机构领域合同能源管理项目联合体成员单位遴选”，成交供应商是中建四局芜湖建设投资有限公司，联合体成员包括芜湖市虚拟电厂有限责任公司和无锡锐泰节能系统科学有限公司。

公告写清了合作期限：能源费用托管10年，光伏发电20年，都从项目整体验收合格后的次月1日起算。

采购方式是竞争性磋商，代理服务费3000元。

这份公告小，但结构值得看。

虚拟电厂公司在这里不是“卖调节服务”的角色，而是联合体成员，参与的是一个能源费用托管项目。它拿到的是账单，不是指令。

城投系的虚拟电厂公司，先拿到的是托管合同，后面才谈调节收益。

这个顺序有讲究。公共机构的能源费用托管，逻辑是“我包你的账单，省下来的归我”。要包得住账单，就得知道每一度电花在哪、什么时候花、能不能挪。

这套数据，恰好是聚合的地基。

10年托管是个长周期。服务方要同时承担设备老化、电价波动、用能增长三重风险。算错一笔，十年的账都要重算。

反过来说，能算清这笔账的公司，对每一度电的去向都心里有数。这种“心里有数”，正是聚合最缺的东西。

所以这类公司的发展路径可能是：先做托管，把计量、账单、设备接进来；再做聚合，把可调能力卖到市场；最后做交易，把电量和调节一起报价。

顺序反过来，很难。没有账单数据，聚合就是盲调。

4. 德国让光伏退出公网，荷兰数出8547个暴露口

再回到德国那份警示。

10月13日，德国联邦信息安全办公室发布BSI-CS 154，适用范围列得很宽：各种规模的光伏电站，以及风电、水电、沼气、垃圾发电和食品制冷系统。

涉及的设备包括工业控制器、通信设备、监控网关、逆变器、SCADA系统和远程监控平台。

要求也不复杂：

• 控制系统不再从互联网直接可达；
• 必须远程访问时，至少走VPN，配强口令，尽可能加多因素认证；
• 及时安装软件与固件更新，范围包括路由器、防火墙、控制器、逆变器、通信网关；
• 定期检查哪些设备在互联网上可见，建立完整的资产与通信接口清单；
• 清单要包含安装商、服务商设置的远程维护链路，包括运营商自己都不知道的独立移动数据连接；
• 办公网与生产网分离，远程访问只开给获批人员和服务商；
• 评估“长期连接厂商云”是否真的是日常运行所必需，能本地运行就本地运行。

最后一条最扎眼。光伏逆变器连厂商云，是这个行业的默认设置。德国这份文件在问：这个默认，是否必要。

同期还有两组数字。

一组来自荷兰。10月初，荷兰Modat公司与荷兰国家网络安全中心的一项扫描发现，欧洲光伏与风电场上，有8547个不应公开可达的系统暴露在互联网上。其中7942个位于34个国家的光伏站点，相当一部分在西班牙、德国、希腊和意大利。

另一组来自德国媒体。据《时代周报》10月报道，一名安全研究员在某逆变器厂商的云平台上发现一个没有口令的管理员账号，可访问欧洲约47万套光伏系统，其中约25万套在德国，对应装机约17吉瓦。厂商否认可通过该账号更改逆变器设置，并表示已做热修复。

同一周，安全公司披露了该云平台的一个登录缺陷。厂商回应称，8月25日已完成修复，距收到报告三天，未发现被利用的迹象。

荷兰的DIVD与ENCS两家机构给出的数字更直接：他们为Sungrow、Mennekes、Huawei、SolarEdge、Growatt等厂商累计提交了100多个CVE；其中一个被发现的太阳能控制面板，管理着10吉瓦容量、100万用户，登录绕过的方式简单到“把登录类型设成5”。

ENCS在会上的现场演示更能说明问题：一台被攻陷的家用扫地机器人，通过家庭网络里的Modbus协议，关掉了相连的电池储能系统。Modbus是上世纪七十年代的明文协议，没有认证。

这些数字都来自境外机构与媒体，口径不一，不能直接相加。

但对国内做聚合的人，这几件事仍然值得对照。

国内虚拟电厂的资源接入，同样高度依赖厂商云、网关和安装商的远程维护。区别在于，很多项目在验收时只看“能不能调”，不看“谁能调”。

验收单上通常有几项：接入点位、通信规约、指令响应时间、调节精度。很少有一项叫“暴露面清单”。

这不是技术能力问题，是流程设计问题。清单可以补，但要有人要求。

但它们指向同一个事实：聚合平台的资产表，就是攻击者的目标清单。

虚拟电厂的安全边界，不在自己的机房。它在几万个屋顶的逆变器上，在安装商留下的那条远程维护链路上，在一个没有口令的管理员账号里。

🔧 行业视角（软件与平台）：平台竞争的第一道门槛，正在变成“可审计”。谁能说清资源在哪、谁在维护、通道怎么走、断网之后怎么办，谁才有资格把几万千瓦的调节能力报给调度。这不是合规成本，是入场成本。

三、市场与竞品最新动态

1. 同样是400MW/800MWh，两个省差了1.99亿元

10月17日，两组储能EPC的报价被披露。

山西应县马邑科技400MW/800MWh独立储能项目，三名中标候选人报价分别是9.99亿元、9.997亿元和9.987亿元。第一名是恒上建设联合体，报价9.99亿元。报价最低的那家，少了30万元，排在后面。

山西榆社经济技术开发区400MW/800MWh储能项目，第一名是湖南建工联合体，报价7.9984亿元。三家的报价从7.9896亿元到7.9984亿元，最高与最低差88万元。

同一个省，同样的规模，一个9.99亿元，一个8.00亿元，差1.99亿元。

先看扶余。控制价10.4亿元，中标10.10亿元，下浮2.86%。工期180天，其中设计45天。

180天建成1000兆瓦时的电站，这个节奏不轻松。设计、采购、施工、调试、并网，每一环都要卡住。

再看应县。三家的报价差30万元，占总投资约0.03%。最低价没排第一。

为什么会这样？公开信息只给了报价和名次，没有评标办法、评分明细，也没有技术方案。能确定的是，EPC是交钥匙：设计、设备采购与监造、土建安装、调试、试运行、移交验收、质保期服务，还包括电网要求的涉网试验和并网后性能试验。

30万元的差价，买不到365天里“按时并网”的确定性。

榆社的单价为什么低？8亿元的总投资，折算下来约2.00元/瓦、1000元/千瓦时。公告里提到，招标范围包含勘测设计、采购施工、征租地、手续办理、验收、移交。

征租地这一项，在不同项目里的口径差别很大。有的含在总价里，有的业主自理。横向比单价，很容易比错。

还有志丹那个单子。200MW/600MWh构网型项目，4.62亿元中标的是储能系统设备加升压站设备，不是全口径EPC。土建、安装、并网这些还在别的标段里。

把它按容量折算成0.77元/Wh，只能说明设备这一层的价格水平，不能当成电站造价。

储能单价已经不是区分度最高的指标。真正拉开差距的是三件事：工期能不能兜住，范围含不含征租地与涉网试验，构网型等性能要求写不写在技术条款里。看单价之前，先看这三行。

2. Brattle给“4%”算了一笔账：10GW到35GW

10月13日，咨询机构Brattle发布一份报告，委托方是聚合商Everyday Electric（原Renew Home）。

报告设了一个情景：如果美国每一家公用事业公司，都能把系统峰值负荷的4%通过住宅虚拟电厂削减下来。

4%不高。报告说，美国需求响应项目里排名前10%的，已经做到这个水平。

按这个情景测算：全美住宅虚拟电厂的可调能力，会从约10吉瓦升到35吉瓦；每年产生40亿到70亿美元的收益。

钱怎么分？大约18亿到55亿美元，通过容量与输配电成本的分摊，惠及全体电价用户；约19亿美元，直接付给参与的家庭。

报告还给了一个更容易感知的说法：这笔收益足以把未来五年平均家庭电费涨幅砍掉一半以上。

口径要说清楚。这份报告由聚合商委托，35吉瓦是“全部达标”的情景，不是预测。前10%与中位数之间的差距，恰恰是报告假设掉的那部分。

4%这个数字的价值，是它可测。

对一家公用事业公司来说，系统峰值是多少、4%是多少兆瓦、现有项目覆盖了多少，三个数一除，缺口就出来了。这比“潜力巨大”有用得多。

对国内的虚拟电厂来说，这个算法可以借用，但分母要换。这里的分母不是系统峰值，而是年度最大负荷、调节容量需求、或者某个时段的缺口。

换分母之后，还有一件事要跟着换：统计口径。住宅侧的空调、热水器、充电桩，和工业侧的生产线、储能，响应特性完全不同，不能放进同一个分子里。

把口径分清楚，4%才有意义。分不清楚，就只是一个好听的比例。

3. PJM：35GW闲置备电，被紧急令叫起来

美国那边，10月13日到16日，PJM经历了一轮紧张。

能源部签发202(c)紧急命令，允许PJM在环保许可限制之外运行机组，并在必要时调用备用发电资源。

命令的覆盖范围写得很宽：辅助、备用、直连和电池储能资源，不论是否与大宗电力系统同步；明确考虑到数据中心等大型负荷自备的发电机组。医院、911中心、水务、国防设施被排除在外。

命令也划了边界：只在PJM认为必要的时间和参数下运行，须尽可能符合环保要求，接受每日报告与记录；到期后恢复正常法律状态。

最关键的一条：这份命令不把这些资源变成容量市场参与者。

它是应急工具，不是常设的分布式资源计划。

能源部自己在公告里给了一个数：全美有超过35吉瓦的备用发电处于闲置状态，可以当作可靠性储备。

这个数字和Brattle那份报告放在一起看，有点意思。同样是35吉瓦上下，一边是“闲置的备电”，一边是“可以登记、计量、调度的住宅可调能力”。

差别在于有没有程序。有程序，就是容量；没有程序，只能等命令。

国内这几年走的是另一条路。浙江、山东、河北的削峰与填谷，已经按市场规则出清，价格、考核、结算都写在细则里。这条路慢，但每一步都留了记录。

两条路的差别，不在技术，在账本。前者调用完就结束，后者调用完要结算，还要接受下一次的能力核验。

PJM在这个窗口里实际调用了多少兆瓦、性能如何，公开信息里没有。写到这里只能停在“定性”：命令发了，资源叫了，数据没公布。

🔧 行业视角（市场与竞品）：储能单价已经不是区分度最高的指标。真正拉开差距的是三件事：工期能不能兜住，范围含不含征租地与涉网试验，构网型等性能要求写不写在技术条款里。海外那两条线补了另一半：虚拟电厂的价值不是“有多少资源”，而是“有多少资源被写进了可以反复调用的程序”。紧急令能解决问题，但它是所有调用方式里最贵的一种。

四、简短小结

1. 山西把自备电厂装进聚合单元，聚合对象从“负荷”扩到“发电＋用电”。
2. 辽宁五份细则同批修订，云南七份同批修订，注册、报价、结算开始一起动。
3. 中节能11亿千瓦时意向签约，平台从“接资源”走向“卖电量”。
4. 德国要求光伏控制面退出公网，荷兰数出8547个暴露系统。
5. 储能EPC单价0.77到1.25元/Wh，差在工期、范围与性能条款，不在电池。

五、行业观察：聚合的边界，正从“接得进”移到“关得上”

过去两年，行业比的是接入规模。多少万千瓦、多少户、多少个聚合单元。

这套指标还会继续用，但它的含义变了。

一个176万千瓦的资源池，只要有一个网关是弱口令，池子的可信度就要重算。这不是假设，欧洲那8547个暴露系统就是现成的例子。

更麻烦的是，这些暴露点大多不在运营商的机房里。它们在屋顶上，在安装商留下的远程维护链路上，在一条没人记得的移动数据连接里。

聚合商签下资源的时候，签的是一份“我能调”的承诺。但承诺的兑现，依赖一条它并不完全掌控的链路。

这就带出三个具体问题。

第一，资产台账要能对到人。不是“某园区5兆瓦”，而是哪台设备、哪个网关、谁在维护、最后一次改配置是什么时候。

第二，通道要能断。断网之后，资源还能不能按预案动作，这是能力测试里最容易被跳过的一项。

第三，退出要能记。每一次退出、恢复、参数变更，都要留痕。将来结算有争议，靠的是这些记录。

这三件事做不做，决定了聚合商是“资源整合方”，还是“风险的转手方”。

还有一层。当规则开始要求“可观、可测、可调、可控”，这四个词里，前两个讲的是看得见，后两个讲的是动得了。而“看得见”这件事，本身就是最大的攻击面。

所以安全不是附在平台上的一个模块。它是平台能不能被信任的前提。

政策在往里装资源，监管在往外收入口。这两件事同时发生，说明行业进入了一个新阶段：规模不再是全部答案，可控才是。

再往前看一步。

如果“可控”成为核心指标，行业的分工也会变。

过去，聚合商的核心能力是渠道：谁能更快签下用户，谁就能做大。

接下来，核心能力会往两端走。一端是资产侧：能不能把设备、网关、维护方的关系理清楚，能不能在断网时保住基本调节能力。另一端是市场侧：能不能把不同节点的价格、不同品种的收益算明白，能不能在规则变动时快速改报价。

中间那段“只做连接”的空间，会被压薄。

这不是坏消息。它意味着行业开始分层：有人做资产，有人做交易，有人做平台。每一层都能活，但每一层的要求不一样。

真正难的是同时握住两端的那批公司。

它们既要懂逆变器的通信协议，也要懂现货的报价曲线。这两件事，过去不在同一个部门里。

所以接下来的竞争，不太可能靠一次发布会决定。它会在一次次能力测试、一次次结算争议、一次次断网演练里慢慢分出高下。

慧知开源虚拟电厂平台：把充电桩等分布式资源的可调节能力聚合成虚拟电厂，闭环完成事件申报、调度分配、执行监测、效果评估与结算。

特点：聚合可调资源、闭环调度结算、支持二开部署。

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信息来源

• 山西省《关于促进非化石能源电力消费的若干措施》（山西省能源局、省发展和改革委员会、省工业和信息化厅、省统计局、国家能源局山西监管办公室、国网山西省电力公司等六部门印发，据国际能源网、我的钢铁网2026年10月16日至17日报道）——推动新型储能充分参与调峰，未中标一次调频、二次调频辅助服务的独立储能电站可在新能源午间大发、弃电突出时段充电；优化储能参与调峰补偿机制，采取分类分档梯次激励机制，鼓励优先布局长时储能；推动新能源场站配建储能，绿电直连项目配套储能用电量全部计入非化石能源消费；强化燃煤自备电厂管理，年利用小时原则上不超过全省火电机组平均水平，超出部分等额购买绿色电力；鼓励拥有燃煤自备电厂的用户整合自备发电和用电负荷，通过建设虚拟电厂整体参与系统调峰；推动符合关停条件的燃煤自备电厂依法依规有序淘汰；煤电机组在新能源大发时段按改造后出力下限运行，严格执行现货市场出清指令（官方文件与媒体转载口径，具体条款以文件原文为准）
• 辽宁省电力市场五份配套实施细则（试行5.0版）征求意见（辽宁省工业和信息化厅2026年10月16日14时02分发布，反馈截止2026年11月15日）——修订范围为《辽宁省电力市场中长期交易衔接实施细则》《辽宁省现货电能量市场交易实施细则》《辽宁省电力辅助服务（调频）市场实施细则》《辽宁省电力市场注册管理实施细则》《辽宁电力零售市场实施细则》，修订背景为结合辽宁电力现货市场连续结算试运行实际情况，具体条款见五份征求意见稿附件（官方发布口径，条款内容以附件原文为准）
• 云南电力市场七份实施细则及方案修订（昆明电力交易中心印发，据行业媒体2026年10月17日报道）——包括《云南电力中长期市场实施细则修编条款（审定稿）》《云南电力市场注册管理实施细则（审定稿）》《云南电力市场规则制定、修订管理实施细则（审定稿）》《云南电力市场集中式新能源发电企业集中报价工作指引（试行）（审定稿）》《云南电力市场异常行为监测与处置实施细则（审定稿）》《用户侧试点现货节点电价促进供需协同交易实施方案（试行）（审定稿）》《云南电力市场计量与结算实施细则（审定稿）》；集中报价群组须满足区域一致、同一集团、市场注册、装机规模、报价场所等条件，总装机规模上限为云南省电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压配套电源）即240万千瓦；自2027年起同一集团发电企业与售电公司双边协商交易电量原则上不超过该集团上一年度省内市场总交易电量的20%；110千伏及以上电压等级新增用户可按月申请参与现货价格结算试点，每月20日前提交次月市场调整申请，零售用户须先与售电公司解约（交易机构文件与行业媒体转载口径，以文件原文为准）
• 国家能源局关于分布式光伏参与市场化交易的答复（2026年10月16日公开，据新浪财经转载）——分布式光伏发电可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，电网企业及其调度机构调度应公开、公平、公正，并明确“可观、可测、可调、可控”技术要求、建立相应调度运行机制；发改价格〔2025〕136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件，支持项目自主投资决策配置储能；2026年2月国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）明确推动虚拟电厂等新型经营主体灵活参与电力市场；多数地区已实现虚拟电厂公平参与中长期、现货、辅助服务市场交易；所有省份均已建立工商业用户峰谷分时电价机制，2025年有10个省份调整了峰谷时段划分和价格浮动幅度（官方答复与媒体转载口径）
• 中节能虚拟电厂推介会暨客户签约（中国节能环保集团官网2026年10月16日发布，签约活动于10月10日在乌兰察布举行）——风电内蒙区域公司所属虚拟电厂项目建设平台节能恒润公司与19家企业达成意向签约电量11亿千瓦时，签约企业涵盖新材料、铁合金、炭素、冶金、新能源、建材、风电、通信、水务、农业、酒店餐饮、商业管理等领域；以数字化、网络化模式聚合园区分布式光伏、储能、可调负荷、充电桩、自备电源；下一步虚拟电厂平台叠加购售电资质后统一参与电力中长期交易、现货交易（企业披露口径，意向签约不等于正式合同）
• 青岛虚拟电厂与青岛地铁相关情况（据国网青岛供电公司2026年10月17日发布、新浪财经转载）——青岛地铁以自有主体身份完成虚拟电厂运营商注册公示，具备电力交易能力，可调资源包括上百座车站与场段屋顶分布式光伏、列车制动能量回收形成的飞轮储能、车站照明与环控系统等柔性负荷；国网青岛供电公司推行虚拟电厂专属“项目长”服务机制，为每家拟入市运营商配备项目长，贯通政策宣贯、技术支撑、资源对接；零碳园区方向海尔新能源虚拟电厂已入市并完成午间光伏大发场景填谷测试，车网互动方向特来电虚拟电厂以V2G技术实现充电负荷与电网协同，港口物流方向青岛港正在摸排整合港区分布式光伏、储能、换电站及生产、辅助生产负荷（企业披露与媒体报道口径，非官方统计）
• 芜湖市湾沚区一体推进公共机构领域合同能源管理项目联合体成员单位遴选成交结果公告（芜湖市湾沚区人民政府网站2026年10月16日发布，项目编号JJZX-FW-2026145）——成交供应商为中建四局芜湖建设投资有限公司，联合体成员为芜湖市虚拟电厂有限责任公司、无锡锐泰节能系统科学有限公司；能源费用托管合作期限10年、光伏发电合作期限20年，均自项目整体通过验收合格后的次月1日起同时计算；采购方式为竞争性磋商，代理服务费3000元（政府网站公告口径）
• 德国联邦信息安全办公室BSI-CS 154技术警示（2026年10月13日发布，据公开报道）——建议光伏（各种规模）、风电、水电、沼气、垃圾发电及食品制冷系统的运营商，将控制系统与互联网的直接连接移除；涉及工业控制器、通信设备、监控网关、逆变器、SCADA系统与远程监控平台；远程访问至少经VPN、使用强口令并尽可能启用多因素认证；及时安装软件与固件更新（含路由器、防火墙、控制器、逆变器、通信网关）；定期检查设备在互联网上的可见性，建立联网资产与通信接口清单，清单须包含安装商或服务商设置的远程维护链路（含独立移动数据连接）；办公网与生产网分离，远程访问仅限获批人员与服务商；评估与厂商云的长期连接是否为日常运行所必需（境外监管机构文件与公开报道口径）
• 欧洲光伏与风电场暴露面扫描（荷兰Modat公司与荷兰国家网络安全中心，2026年10月初，据公开报道）——发现8547个不应公开可达的互联网暴露系统，其中7942个位于34个国家与地区的光伏站点，相当比例分布于西班牙、德国、希腊与意大利（第三方机构扫描口径，非官方统计）
• 逆变器厂商云平台安全事件（据德国《时代周报》2026年10月报道及厂商回应）——安全研究员发现某逆变器厂商云平台存在无口令管理员账号，可访问欧洲约47万套光伏系统、其中约25万套位于德国，对应装机约17吉瓦；厂商否认可通过该账号更改逆变器设置，并表示已完成热修复；同期另有安全公司披露该平台登录缺陷，厂商称已于8月25日完成修复（距收到报告三天），未发现被利用迹象（境外媒体与厂商回应口径，双方表述存在差异，以官方通报为准）
• 荷兰DIVD与ENCS披露及演示（据2026年10月欧洲网格安全论坛公开信息）——两家机构称已为Sungrow、Mennekes、Huawei、SolarEdge、Growatt等厂商累计提交100多个CVE；一个被发现的太阳能控制面板管理约10吉瓦容量、100万用户，存在登录绕过；现场演示以被攻陷的家用设备经Modbus协议关停相连的电池储能系统，Modbus为无认证的明文协议（机构公开披露口径）
• 储能项目中标与报价信息（据第三方媒体2026年10月17日报道及公共资源交易平台公告）——吉林扶余250MW/1000MWh独立储能电站EPC，控制价10.4亿元，中标价1,010,271,440.07元，工期180日历天（含设计45天），折合约1.01元/Wh；山西应县马邑科技400MW/800MWh独立储能项目EPC，三名候选人报价分别为9.99亿元、9.997亿元、9.987亿元，第一名报价9.99亿元，占地约80亩，工期365天，折合约1.25元/Wh；山西榆社经济技术开发区400MW/800MWh储能项目EPC，第一名报价799,840,000元，占地80亩，总投资8亿元，折合约1.00元/Wh、约2.00元/W；陕西志丹200MW/600MWh构网型独立储能项目储能系统设备及升压站设备，联合体中标价4.62亿元，折合约0.77元/Wh（招标公告与媒体转载口径，单价为按容量折算的近似值，各项目招标范围不同，不可直接横向比较）
• Brattle住宅虚拟电厂测算报告（2026年10月13日发布，委托方Everyday Electric，据Utility Dive等公开报道）——情景假设全美公用事业公司均实现系统峰值4%的住宅虚拟电厂削减（该水平为现有需求响应项目前10%的水平），全美住宅虚拟电厂可调能力由约10吉瓦升至35吉瓦，年收益40亿至70亿美元，其中约18亿至55亿美元通过成本分摊惠及全体电价用户、约19亿美元直接支付给参与家庭，可使未来五年平均家庭电费涨幅减少一半以上（第三方咨询机构测算，委托方为聚合商，35吉瓦为全部达标情景而非预测）
• 美国能源部202(c)紧急命令与PJM运行情况（据公开报道与监管文件，2026年10月13日至16日）——命令覆盖辅助、备用、直连与电池储能资源，不论是否与大宗电力系统同步，并明确考虑数据中心等大型负荷自备发电机组；医院、911中心、水务与国防设施不在覆盖范围；资源仅在PJM认为必要的时间与参数下运行，须尽可能符合环保要求并接受每日报告与记录，命令到期后恢复正常法律状态；该命令不使相关资源成为容量市场参与者；美国能源部称全美有超过35吉瓦备用发电处于闲置状态；PJM未公布该窗口内实际调用的需求响应兆瓦数与性能结果；同期PJM肩季检修容量约61,000兆瓦、预测负荷113,312兆瓦（公开报道与监管文件口径，第三方汇总数据，非官方统计）

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