如果你关注四川的能源新闻，可能会发现一个现象：几乎每个月都能看到“某市虚拟电厂正式上线”的消息。成都、广安、宜宾、泸州、资阳、巴中……全省十多个市州都在建。2026年6月初，资阳市虚拟电厂正式接入省级平台，这已经是四川第好几个接入省级平台的城市了。但与此同时，另一个声音也在出现——很多虚拟电厂运营商说“不赚钱”。一边是热火朝天地建，一边是冷冷清清地赚。这种反差，到底怎么回事？

先说四川在虚拟电厂上到底做了哪些事。2025年6月，四川省发改委、能源局发布了《四川省虚拟电厂建设运营管理实施方案》，核心是搭建一个省级虚拟电厂运营管理平台，各市州建自己的平台，分批接入，参与电力市场交易和需求响应。目标很明确：2025年全省可调节能力达到100万千瓦，2026年力争达到200万千瓦，相当于四川电网最大用电负荷的3%左右。

各市州落地速度很快。成都是全省第一个上线的，2024年6月启动，接入5个子虚拟电厂，全域可调容量超40万千瓦。广安已进入商用运营，聚合了177家客户，可调节近117兆瓦。宜宾2024年4月试运行，接入170多户工业企业。巴中走的是另一条路，整合了机关单位、分布式光伏、充电站共880户。全省注册的虚拟电厂运营商有28家。单看数字，声势不小。

那问题出在哪？3个原因。

第一，市场收益的“天花板”太低。四川是水电大省，全年电力供需相对宽松。需求响应只有在迎峰度夏、极端寒潮等少数时段才会启动，运营商能拿到收益的窗口期很短。今年6月发布的《2026年电力需求侧市场化响应实施方案》中，削峰备用容量价格上限仅5元每千瓦每月，日前削峰响应价格上限3元每千瓦时。收益天花板本就不高，再加上调用次数有限，算下来覆盖不了前期的平台开发、设备改造等一次性投入。对运营商而言，这点收益远远覆盖不了平台建设、设备接入和日常运营的成本。还有一个风险：现货偏差考核。光伏、柔性负荷的出力预测很难做到百分之百准确，实际与申报不符就会产生考核罚金。

第二，资源“聚起来了，但调不动”。虚拟电厂的逻辑是把分散的资源聚合起来统一调度。但实际操作中，聚是聚了，调不一定调得动。工商业用户配合意愿低——生产线、冷链、中央空调削减负荷，直接影响产能和经营，现有的补贴金额不足以弥补停产损失。很多企业只愿意“纸面上参与”，不配合自动远程调控，可调容量就成了“纸面数据”。还有一个结构性问题：同一资源不能同时被两个以上运营商聚合，运营商之间争抢同一批工商业资源，只能靠让利来留住客户，利润空间被进一步压缩。

第三，业态割裂，没有形成“组合拳”。虚拟电厂的价值本可以和节能改造、光伏托管、储能租赁、绿证交易结合起来。但现实是，很多运营商只做单一的负荷聚合，没有打包其他服务。碳电协同机制也没打通。虚拟电厂调节资源产生的减排量怎么确权、怎么交易，四川还没有明确的规则，“电力调节加碳资产”的双收益模式仍停留在纸面上。彩弘锦等企业已尝试将虚拟电厂与能效管理、电力交易等多产品协同，来摊薄单一产品的盈利压力，这种模式在广东、重庆等地已开始验证。

这个局面，是四川独有的吗？不是。目前，全国虚拟电厂项目已达470个，经测试的最大调节能力达1685万千瓦。但“试点潮”之后，整个行业都在思考几个问题：商业模式能不能跑通？聚合规模能不能兑现成调节能力？

目前，不同省份走出了不同的路。广东市场化程度最高，虚拟电厂已可“报量报价”参与电力现货市场。江苏重规划、设门槛。上海精细化管理楼宇资源。四川的“1+N”体系有自己的特点，但盈利模式还在摸索中。值得思考的是：虚拟电厂的价值不在于“建了多少个”，而在于“能不能在市场上活下来”。政策可以催生供给，但只有市场才能检验价值。

2025年3月发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，提出到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。2026年2月，国家能源局公布首批新型电力系统试点，13个虚拟电厂项目入选。政策在推，方向在走。但从“政策驱动”到“市场驱动”，显然还有一段路要走。虚拟电厂的下一个关口在哪里？这个问题，不只四川要回答，整个行业都在找答案