9月3日，安徽省能源局正式发函，同意国网安徽省电力有限公司依托国网安徽电力营销服务中心，设立安徽省虚拟电厂运营管理中心。这一正式授牌，让安徽虚拟电厂产业真正迈入了标准化实体运作、市场化深度落地的全新阶段。

数据显示，截至目前，安徽全省已接入虚拟电厂28家，签约需求响应规模超过180万千瓦。聚合的资源里，既有工商业可调负荷、用户侧储能，也有充换电设施、数据中心和分布式电源。

未来，随着全域资源接入规模的持续扩容，以及电力交易机制不断完善，车网互动、储能调峰、柔性负荷调节这些业态的持续普及之下，充电站如何解锁“隐藏菜单”，拿到增长新空间？这一问题，值得大家持续关注。

对于“虚拟电厂”，这四个字多少有点迷惑性。实际上，虚拟电厂并非传统意义上的发电厂，而是一套依托物联网、大数据与智能调度算法等搭建的新型电力资源整合体系。

它的核心逻辑是将全省散落各处的分布式光伏、储能设备、工商业可调用电负荷，以及电动汽车充换电设施等碎片化电力资源，统一聚合、精准优化、智能调度，最终汇聚成具备规模化调峰能力的“虚拟电力集群”。因此，这套体系也能够深度参与电网削峰填谷、新能源消纳与电力市场化交易。

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一座充电站本身是电力消费终端，但当大量充电站通过虚拟电厂平台聚合后，其充电时序可以统一优化，即在电网负荷高峰时主动降低充电功率或暂停部分充电，在低谷时集中充电。更进一步，如果充电桩具备V2G（车辆到电网）双向充放电能力，电动汽车本身就可以成为移动储能单元，在电网需要时反向送电。

在安徽省能源局印发的《安徽省虚拟电厂建设运营管理实施方案》中就已明确，对充换电设施等“负荷型”资源建立用电交易单元，让充电设施成为虚拟电厂资源池中的标准成员。而通过政策层面的铺垫，安徽省在虚拟电厂领域的引导体系也形成了完整的闭环。

2026年7月，安徽省能源局印发上述方案，自8月1日起执行，其中构建了“省级统筹、市县级管理、园区（企业）服务”三级运营体系。方案从各方职责要求、建设及接入管理、注册及变更管理、交易及结算管理、运行及安全管理、评价及退出管理、信息披露、工作要求等8个方面，系统规范了虚拟电厂建设运营管理全过程。

8月初，国网安徽省电力公司正式印发《服务虚拟电厂建设发展十项举措》及《安徽省虚拟电厂建设运营管理工作指引》，内容覆盖接入服务、资源聚合、市场参与、数据共享、标准完善、创新应用等全业务流程，补齐了产业落地的实操短板。再加上地方标准《虚拟电厂建设规范》（DB34/T5306-2025）的落地，安徽省已然打通了虚拟电厂的落地路径。

过去，虚拟电厂参与电网调节，行政指令色彩偏重，用户更多是被动响应，调用频次也偏低。如今，由省电力负荷管理中心统一负责资质认定，省级平台统一提供接入服务，以此实现“进一扇门、办所有事”。

更重要的是，虚拟电厂可以作为独立经营主体参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场交易和需求响应。政策闭环走通的同时，市场闭环随之也接上了。

对补能行业来说，安徽省虚拟电厂运营管理中心的成立，再次强调了充电站的角色不仅仅是补能终端，还是电网调度体系里一块可以随时调用、参与收益的灵活资源。

根据官方信息，目前安徽省级虚拟电厂管理平台已完成接入27家虚拟电厂，聚合代理用户2394户，签约需求响应规模171.87万千瓦，充换电站赫然在列。

这一趋势，也意味着虚拟电厂能在一定程度上帮助充电站从单一的充电服务费盈利，进化为具备基础补能、储能调峰、电网服务以及市场交易等多元增值能力，运营商的盈利模式也将进一步拓宽。具体到落地场景来看，从当前安徽的落地规划来看，我们可以拆解出几个核心点：

其一，有序充电将实现规模化普及，平台可根据区域电网负荷动态调控居民区、商圈、高速服务区的充电桩运行节奏，有效缓解高峰时段电网过载压力，大幅提升配网适配能力。

其二，储能资源的价值将被充分激活，光储充一体化场站、换电站储能系统，可常态化参与电网调峰、调频辅助服务，让闲置储能资源持续产生收益。

其三，车网互动商业化进程将持续提速，海量新能源车的柔性负荷被聚合整合，深度参与电力现货交易与需求响应，场站运营商与普通车主都能共享电网调节红利。

因此，充电站运营商也需要重点关注自身场站的可调节能力有多少？如何实现与虚拟电厂平台的高效对接？以及如何在保障正常充电服务的前提下最大化参与市场交易的收益？

与此同时，一个不可避免的现实情况是，伴随着标准化的接入规范、透明的交易机制，一些设备老旧、运营零散、不合规的小型场站，其被市场“边缘化”的速度也会被进一步加快。

虚拟电厂规模化落地的进程中，在充换电产业链上游，有部分企业早已提前布局，推出智能微电网、源网荷储一体化系统、智慧能源管理平台等核心产品。这些前置的布局，恰好也与虚拟电厂的全域发展需求精准契合，可以助力行业形成技术、场景、市场多向赋能的生态。

按照规划，到2027年底，安徽省接入省级平台的虚拟电厂将不少于40家，签约调节规模达到200万千瓦，其中快速、实时调节资源规模达50万千瓦；到2030年，虚拟电厂应用场景将全面拓展，调节能力达到200万千瓦以上。

在此背景下，随着充换电设施的进一步增长，充电站作为分布广泛、响应灵活的可调负荷资源，其在虚拟电厂体系中的价值，还将进一步凸显。

对充电站运营商而言，这既是一个需要主动适应的新规则，也是一条值得深入挖掘的增量收益通道。

在虚拟电厂与车网互动加速落地的背景下，充电站正从单一补能节点进化为可调度、可交易、可增值的灵活资源。对于希望把握这一增量机会的运营商与平台方而言，选择一家懂电力交易、懂负荷调度、懂场景运营的智慧充电综合管理平台尤为关键。优秀的智慧充电综合管理平台不仅能够完成充电桩接入、用户端小程序与支付闭环等基础能力搭建，更能围绕虚拟电厂接入、有序充电策略、V2G双向互动、光储充协同等进阶需求，提供从硬件选型、协议对接到平台聚合的一站式支撑。当行业从“建桩卖电”走向“能源运营”，一套具备调度算法与数据运营能力的充电系统，将成为场站获取辅助服务收益、参与电力市场化交易、实现长期差异化竞争的核心底座。