电力灵活性范式跃迁：从宏观资产到分布式智能层

撰文：Benji Siem @IOSG

引言

本研究始于一个朴素的观察：电力系统正在被要求完成一项它从未被设计来执行的任务。

随着可再生能源渗透率的加速提升、电气化进程的全面推进，以及 AI 驱动的数据中心需求激增，传统的「建设更多发电和输电设施以满足峰值负荷」的模式正在瓦解。基础设施建设周期过长，并网排队积压严重，资本密集度居高不下。

在这一背景下，灵活性（Flexibility）——即实时动态调节供需的能力——已从辅助功能跃升为电网可靠性的核心支柱。过去主要依赖大型工业负荷和调峰电厂的灵活性供给，正在演变为一个复杂的多层级市场，分布式能源资源（DER）、软件平台和聚合商协调数百万资产以维持系统平衡。

我们正处于一个结构性拐点。这场转型的赢家不会是掌控发电资产的玩家，而是构建连接层与编排层、大规模释放灵活性的参与者。新兴的加密原生协调模型和基于代币的激励机制可能进一步加速这一转变，通过实现去中心化参与、透明结算和灵活性服务的全球流动性。

正如本文将深入探讨的，灵活性不再仅仅是一种技术能力；它正在成为一种新兴的经济基础设施——通过在容量市场、辅助服务、需求响应和本地市场之间进行收益叠加（Revenue Stacking），创造新的价值池，重塑能源的交易、管理和货币化方式。

核心论点

电力灵活性市场正处于拐点。可再生能源渗透率上升、数据中心需求增长以及监管推动，正在制造灵活性服务的结构性供需失衡。

为 AI 和应用开发提供电力的需求正迅速超过电网的可用供给能力，主要驱动因素包括：

全球数据中心电力消耗预计到 2030 年将翻倍至约 945 TWh，略高于日本目前的总电力消耗。AI 是这一增长的最重要驱动力，同时其他数字服务的需求也在持续攀升。值得注意的是，灵活性的缺乏也可能成为 AI 增长的制约因素。

电力市场亟需运营效率与灵活性以缓解风险。在基础设施建设滞后的背景下，灵活性服务的需求和必要性显著提升。

许多地区的电网已承受巨大压力：据估计，除非解决容量风险，约 20% 的计划数据中心项目可能面临延期。
美国目前因电网运营商应对并网拥堵困难，约有 10,300 个电力项目排队等待，总容量达 2,300 GW——相当于美国现有发电总装机容量的两倍。

聚合与连接基础设施的中间层将成为最大赢家。它在供给侧（拥有闲置容量的用户）与需求侧（承压的电网运营商）之间搭建了关键桥梁。

以软件为核心、聚合并优化分布式能源资源（DER）的平台，将在市场从 2025 年约 982 亿美元扩展至 2034 年约 2,936 亿美元的过程中（2025-2034 年 CAGR 为 12.94%），获取不成比例的价值份额。

灵活性市场概览

什么是能源市场中的灵活性？

在电力系统中，灵活性 = 系统快速调整发电和/或需求的能力，以响应信号（电价、电网拥堵、频率等），保持供需平衡并避免停电。

历史上，灵活性几乎完全来自灵活发电机组（燃气调峰电厂、水电）。随着可再生能源和电气化的规模扩大，系统运营商现在也从以下渠道采购灵活性：

需求响应（Demand Response）：可削减或时移的负荷
储能：电池、电动汽车、热储能
分布式发电：屋顶光伏、小型热电联产等

「灵活性市场」是灵活性被买卖的市场和合约集合，包括批发市场、平衡/辅助服务产品、容量市场，以及本地配电系统运营商（DSO）灵活性平台。聚合商作为中间人，提供平台使电网运营商能够从终端用户处采购灵活性，形成了关键的基础设施层（详见"灵活性的交易与定价"章节）。结算由输电系统运营商（TSO）处理，TSO 向聚合商支付费用，聚合商扣除佣金后再向客户付款。

灵活性的交付有两种方式：

隐式灵活性（Implicit Flexibility）：通过静态价格信号自动实现，如分时电价。例如，智能 EV 充电器自动延迟到夜间低电价时段充电。价格信号驱动行为。
显式灵活性（Explicit Flexibility）：涉及对电网运营商特定请求的主动响应。这些行为是有意识执行的，并通过市场平台协调获得直接补偿。

详细示例

第一步：客户注册

聚合商（如 CPower）签约一家制造企业，安装监测设备（智能电表、控制器）并接入其楼宇管理系统。客户同意在被调用时削减 2 MW 负荷。

第二步：向电网运营商注册

聚合商将这 2 MW（连同数千个其他站点）作为「需求响应资源」注册至 ISO。聚合商必须证明该资源确实能够交付，包括基线计算、计量协议，有时还需要测试调度。

第三步：市场参与

聚合商将聚合容量投标至各类市场：

容量市场（年度/多年期）：「我承诺在夏季用电高峰期间保持 500 MW 可用」
日前能量市场：「我可以在明天 16:00-20:00 削减 200 MW 负荷」
实时辅助服务：「我可以在 10 分钟内响应频率偏差」

第四步：调度

当电网需要灵活性时，TSO 向聚合商发送信号。聚合商的软件平台随即执行：向注册客户发送通知（短信、邮件、自动控制信号）；激活预编程的负荷削减（如调高温控设定值、调暗照明、暂停工业流程）；实时监控执行表现。

第五步：结算

事件结束后，ISO 测量实际交付量与承诺量之差，资金流向为：ISO → 聚合商 → 客户（扣除聚合商佣金）。

关键参与者

交易所——市场平台

灵活性的交易场所，这些平台撮合买方（DSO/TSO）与卖方（聚合商、DER 所有者）。快速频率储备市场也提供了另一个交易平台。

代表项目

EPEX SPOT、Nord Pool、Piclo Flex、NODES、GOPACS、Enera

商业模式

已清算交易的手续费（通常为交易金额的 0.5-2% 或 €0.01-0.05/MWh）
市场准入的订阅/会员费（参与者年费）
部分平台作为受监管的公用事业运营（通过电网资费成本回收），其余为商业化运营

定价

平台不设定价格，而是通过拍卖促进价格发现（按出价支付或统一清算）
本地灵活性平台（Piclo、NODES）的拥堵管理价格通常为 €50-200/MWh
批发平衡市场在稀缺事件中可飙升至 €1,000+/MWh
经典批发市场（如 EPEX）的价格可能为负值，其效果等同于在专用灵活性市场中主动采购灵活性

聚合商 / 虚拟电厂（VPP）

控制灵活资产集群，其收入取决于赢得合约并正确调度负荷/储能。

代表企业

Enel X、CPower、Voltus、Next Kraftwerke、Flexitricity、Limejump

商业模式

与资产所有者的收入分成：聚合商保留市场收入的 20-50%，其余支付给客户
部分向资产所有者收取前期注册费或月度 SaaS 费
可能从公用事业获得超额调度目标的绩效奖

定价

容量付费：$30-150/kW·年（因市场和产品而异）
能量付费：市场价格的传递（扣除聚合商利润）
典型客户收益：工商业（C&I）负荷 $50-200/kW·年，住宅电池 $100-400/年

分布式能源资源管理系统（DERMS）/ 优化软件

实现预测、控制、投标和合规的软件，是整个体系的智能层。可内嵌于聚合商平台。

代表企业

AutoGrid（Uplight）、Enbala（Generac）、Opus One、Smarter Grid Solutions、GE GridOS、Siemens EnergyIP

商业模式

企业级 SaaS 许可：基于管理 MW 数或控制资产数量的年度合约
实施/集成费用：公用事业部署的一次性项目费（$50 万 - $500 万+）
托管服务：基于绩效的持续优化即服务

定价

软件许可通常为 $2-10/kW·年（因功能和规模而异）
大型公用事业 DERMS 部署的总合同价值可达 $500-2,000 万+（5 年以上）
部分供应商提供收入分成模式（增量价值的 5-15%）

资产端

物理供给方：电动汽车、电池、温控器、热泵、工业负荷等。

电网买方

需求方：采购灵活性以管理拥堵、平衡和峰值负荷的公用事业和系统运营商，包括 DSO、TSO、供应商和市政公用事业。

代表机构

PJM、CAISO、National Grid ESO、TenneT、UK Power Networks、E.ON、Con Edison

商业模式

受监管实体，成本通过电网资费或容量费用向用户回收
当灵活性比基础设施替代方案更便宜时采购（「非线路替代方案」）
部分垂直一体化的公用事业运营内部 DR 项目，其余外包给聚合商

采购定价

容量采购：$20-330/MW·日（PJM 2026-27 拍卖达到 $329/MW·日）
辅助服务：$5-50/MW·小时（频率响应、旋转备用）
DSO 本地灵活性：€50-300/MWh（通常为按出价支付的拍卖）
经验法则：灵活性必须比电网加固更便宜（目标节省约 30-40%）

图 1：机制示意图

配电系统运营商（DSO）：管理本地电力网络（配电线路、变电站）的公司，负责将电力从主输电线路输送到家庭和企业。
输电系统运营商（TSO）：管理和维护高压网络（电网和天然气管道）的关键实体，负责将能源从生产者长距离输送至本地分销商或大型用户。

各参与者收入规模估算

行业现状

电力系统面临发电容量和电网基础设施的结构性供需失衡。这一矛盾体现在两个相互关联的问题上：前所未有的并网排队积压和来自电气化及数据中心的需求激增。

并网排队积压

截至 2024 年末，仅在美国就有超过 2,300 GW 的发电和储能容量正在寻求并网——超过现有电力装机总容量（1,280 GW）的两倍。这一积压已成为清洁能源部署的主要瓶颈。

需求侧压力

数据中心：全球电力需求预计到 2030 年翻倍至 1,000-1,200 TWh（相当于日本的总电力消耗）
PJM 容量市场：价格从 $28.92/MW·日（2024-25）飙升至 $329.17/MW·日（2026-27），涨幅超过 10 倍，主要受数据中心承诺驱动
美国电网规划者的 5 年需求预测几乎翻倍；AI 数据中心要求 99.999% 的正常运行时间和巨大的电力消耗
电网升级成本：欧盟到 2040 年需要 €7,300 亿配电投资 + €4,770 亿输电投资；灵活性可提供相比基础设施建设 30-40% 的成本节省

灵活性的交易与定价

电网运营商（如 PJM、ERCOT、CAISO 等 ISO/RTO）需要实时平衡供需，但它们无法直接与数百万分布式资产（温控器、电池、工业负荷）通信。因此，聚合商充当中间人。

我们分析的聚合商（Enel X、CPower、Voltus）位于两方之间：

需要灵活容量的电网运营商/公用事业
拥有灵活负荷或资产的终端客户

聚合商将数千个小型分布式资源打包成单个「虚拟电厂」，以传统电厂的身份参与批发市场投标。

结算机制

与发电（计量 MWh 产出）不同，需求响应计量的是未消耗的 MWh。这需要建立「基线」——即在没有 DR 事件的情况下客户本应消耗的电量。常见基线方法包括：

10-of-10 法：取过去 10 个类似日同一时段的平均消耗
天气调整法：根据温差调整基线
事前/事中计量法：比较事件前和事件期间的消耗

结算示例：

聚合商随后根据合同向客户支付（通常为总收入的 50-80%），余额为聚合商收入。

灵活性通过多种市场机制实现货币化，每种机制具有不同的时间框架、产品形态和定价结构。供应商可跨多个市场进行"收益叠加"（Revenue Stacking），以最大化资产回报。

此外，能源社区（Energy Communities）——由欧盟政策赋能的本地化公民和小企业合作组织——正在成为灵活性聚合的重要力量。欧盟范围内约有 9,000 个社区，代表约 150 万参与者。

通过汇集表后资产（如光伏、电池和可控负荷），这些社区克服了通常阻止个体家庭获取多重灵活性收入流的规模和协调障碍。
这与研究发现直接吻合：灵活性供应商可以在容量市场、辅助服务、能量套利、需求响应和本地 DSO 市场之间"叠加"价值。能源社区创造了跨市场可靠参与所需的组织和运营框架，将分散的 DER 转化为协调的投资组合，实现灵活性收入的民主化，同时支持电网脱碳和韧性。

灵活性为何重要

灵活性服务提供了比新建发电和输电设施更快、更便宜的替代方案。虚拟电厂的"建设"速度等同于客户注册的速度——无需并网排队。Brattle Group 估计，VPP 调峰容量比燃气调峰电厂或公用事业级电池便宜 40-60%。ENTSO-E 估计，仅在欧盟，灵活性每年就可节省 €50 亿的发电成本。

对电网运营商：实时平衡供需；减少对昂贵调峰电厂和输电升级的依赖；改善可再生能源整合；增强极端天气下的电网韧性。

对资产所有者：从现有资产（电池、EV、HVAC、工业负荷）获得新收入流；多服务叠加可提高回报 30-50%；参与对运营的干扰极小。

对消费者：通过需求响应激励降低电费；因推迟基础设施投资而避免的成本；改善可靠性，减少停电。

对能源转型：在不弃风弃光的情况下实现更高的可再生能源渗透率；脱碳电网服务（替代燃气调峰电厂）；相比基础设施受限的替代方案加速部署。

结构性顺风

监管动能：FERC Orders 2222/2023（美国）、欧盟需求响应网络法规（2027）、英国 BSC P483 使 34.5 万户家庭参与。全球 45+ 个国家正在引入灵活性市场。
电网投资浪潮：美国公用事业预计到 2029 年电网投资达 $1.1 万亿。欧盟到 2040 年需 €7,300 亿配电 + €4,770 亿输电升级。灵活性是更经济的替代方案。
数据中心需求：全球数据中心电力消耗到 2030 年翻倍至 1,000-1,200 TWh。PJM 容量价格上涨 10 倍（2024→2027）。同时创造灵活性需求（电网压力）和供给。
DER 增殖：400 万+ 美国住宅光伏系统；24 万+ 家用电池；2023 年 100 万+ EV 销量。临界规模已到，赋能聚合商和 DER 经济性。

需关注的关键风险

2030 年后的供过于求：大规模电池储能投资可能压缩灵活性市场利润率。部分市场抽水蓄能复兴。
网络安全：数百万分布式资产扩大了攻击面。欧盟 AI 法案将电网运营归类为"高风险"。NFPA 855 使城市电池储能成本增加 15-25%。

聚合商商业模式

收入来源

容量付费（$/MW·年或 $/MW·日）：最大且最可预测的收入流。客户因可用性获得报酬，即使从未被调度。例：PJM 容量价格在 2026-27 拍卖中达到 $329/MW·日。
能量付费（$/MWh）：事件期间实际负荷削减的付费。波动性更大，取决于调度频率和市场价格。
辅助服务（$/MW + $/MWh）：频率调节、旋转备用等。价值更高但要求更快响应（秒至分钟级）。Voltus 率先开拓了这些更高利润率产品的准入。

成本结构

单位经济模型示例（C&I 客户）

收益叠加：聚合商如何最大化价值

最成熟的聚合商从同一资产"叠加"多重收入流：

示例：PJM 中 10 MW 的工业负荷

这正是 Enel 的 DER.OS 和 Tesla 的 Autobidder 强调「协同优化」的原因——其 AI 在每个时刻判断参与哪个市场以最大化总回报。

聚合商层关键玩家深度分析

Enel X —— 全球市场龙头

公司概况

Enel X 是全球最大的公用事业公司之一 Enel 集团（年收入超 €860 亿）旗下的需求响应和分布式能源业务部门。公司渊源可追溯至 EnerNOC——2001 年成立的需求响应先驱，2017 年被 Enel 收购。如今，Enel X 运营着全球最大的工商业虚拟电厂，在 18 个国家拥有超过 9 GW 的需求响应容量和 110+ 个活跃项目。

规模与覆盖

全球容量：9+ GW 管理规模（2025 年 Q1），目标达到 13 GW
北美：~5 GW，覆盖美国 31 个州和加拿大 2 个省的 10,000+ 个站点
项目：80+ 个需求响应项目，30+ 个公用事业合作伙伴关系（11 个独家双边协议）
客户支付：自 2011 年以来向 DR 参与者分配近 $20 亿
技术投资：平台开发投入超 $2 亿

战略合作伙伴关系

2024 年 9 月，Enel X 与 Google 达成合作，聚合来自数据中心的 1 GW 灵活负荷——全球最大的企业 VPP。这一合作展示了数据中心需求增长与灵活性供给的融合：驱动电网压力的超大规模云服务商，同时可以通过其 UPS 电池和负荷转移能力成为需求侧灵活性的重要提供者。

技术平台：DER.OS

Enel X 的 DER.OS 平台采用机器学习驱动的调度优化，据内部审计，相比基于规则的策略，可将盈利能力提高 12%。该平台从 16,000+ 个企业站点流式传输数据，并运营 24/7/365 网络运营中心进行实时调度管理和监控。

核心客户：工商业（C&I）设施

这些是拥有可中断负荷的大型电力消费者——可临时削减而不造成重大中断的流程：

关键洞察

这些客户已经拥有「资产」（其电力负荷）。Enel X 只是帮助他们将自己不知道存在的灵活性变现。Enel X 明确定位于需求侧且资产轻量化，不建设或拥有发电资产。削减需求在电网效果上等同于增加供给。

Google 合作伙伴关系的深层含义

2024 年 9 月的 Google 交易值得关注，因为它颠覆了传统模式：

传统模式：Enel X 招募设施 → 聚合成 VPP → 卖给电网
Google 模式：Google 数据中心成为灵活资产 → Enel X 运营 VPP → 电网运营商购买灵活性

Google 数据中心拥有大规模 UPS 电池组（通常用于备份）、灵活的冷却负荷以及部分工作负载调度灵活性。Google 不再消耗电网灵活性，而是在提供灵活性——Enel X 是编排层。这正是"数据中心即电网资产"论点的现实演绎。

收入模式拆解

竞争地位

优势：最大的全球规模、深厚的公用事业关系、整合的清洁能源生态（11 GW 可再生能源 + 1 GW 储能）、成熟平台、Enel 集团的财务支撑
劣势：传统企业销售模式、相比纯创业公司创新周期较慢、企业管理费用较高
战略：聚焦 C&I 细分市场、公用事业级可再生能源整合、数据中心灵活性合作

Voltus —— 软件优先的挑战者

公司概况

Voltus 由前 EnerNOC 高管 Gregg Dixon 和 Matt Plante 于 2016 年创立，定位为传统需求响应提供商的技术优先替代方案。公司论点是：卓越的软件和更广泛的市场覆盖可以克服规模劣势。截至 2025 年 9 月，Voltus 连续第三年在 Wood Mackenzie 的北美 VPP 报告中位列管理 GW 数第一。

规模与融资

容量：7.5+ GW 管理规模（2025 年 9 月），较 2021 年的 2 GW 大幅增长
市场覆盖：活跃于美国全部 9 个批发电力市场和加拿大——纯创业聚合商中地理覆盖最广
融资：累计融资 $1.21 亿（投资者包括 Equinor Ventures、Activate Capital、Prelude Ventures）
SPAC 尝试：2021 年 12 月宣布 $13 亿 SPAC 合并（估值 $13 亿），交易未完成

差异化战略

Voltus 在三个维度上差异化：（1）率先创新——公司在多个电网运营商中率先开拓了运营储备项目准入；（2）最广泛的市场覆盖——活跃在竞争对手因复杂性而回避的项目中；（3）DER 合作伙伴关系——不与设备制造商竞争，而是与 Resideo 和 Carrier 等 OEM 合作，将其安装基础聚合为 VPP。

数据中心聚焦

2025 年，Voltus 推出「自带容量」（Bring Your Own Capacity, BYOC）产品，专为数据中心和超大规模云服务商设计。BYOC 允许数据中心开发商在项目建设的同时部署 VPP 驱动的电网灵活性，通过从 Voltus 分布式网络采购灵活性来抵消容量需求，从而缩短通电时间。合作伙伴包括 Cloverleaf Infrastructure。

核心客户：C&I 设施（与 Enel X 类似）

#OEM 合作伙伴关系

为何 OEM 模式重要

客户获取成本（CAC）是聚合商最大的支出。通过 OEM 合作：

OEM 负责客户关系
Voltus 提供软件和市场准入
收入在 OEM、Voltus 和终端客户之间分配
CAC 大幅低于直接企业销售

收入来源差异：Voltus vs Enel X

Enel X：以容量市场为主

可预测（年度拍卖）
单位 $/kW 较低但量大
需要大规模 MW 承诺

Voltus：刻意追求竞争对手回避的辅助服务项目

为何选择辅助服务？

单位 $/kW 更高（容量市场的 2-3 倍）；竞争者更少（复杂性构成壁垒）；需要精密软件（Voltus 的优势所在）；但要求更快响应的资产。

竞争地位

优势：技术精密度、最广泛的市场覆盖、监管影响力（前 FERC 主席 Jon Wellinghoff 担任首席监管官）、OEM 合作伙伴战略、数据中心定位
劣势：规模小于 Enel X、无公用事业级资产基础、风险投资支持的烧钱率、SPAC 失败
战略：第三方 DER 的软件货币化、辅助服务先发优势、数据中心合作伙伴关系

VPP/聚合商投资评估标准

欧盟 vs 美国市场

凭借完善的支持性监管和高度互联的基础设施，欧盟在全系统灵活性扩展上的推进速度已领先于美国。Eurelectric 指出，自由化的欧盟市场有效激励了生产者和消费者共同参与，持续提升灵活性供给；与此同时，智能电表的大规模普及推动了分时电价落地，为需求侧转移奠定了基础。

市场设计：自由化市场机制驱动供需两侧主动参与，智能电表配合分时电价实现负荷时移
互联电网：欧盟稳健的跨国互联电网显著降低了停电频率与时长，为工业用户提供了稳定可靠的供电保障

美国拥有巨大的客户侧灵活性潜力尚待开发，研究表明可在对用户影响极小的前提下实现大规模负荷削减（如 100 GW）。

网格边缘焦点：分布式能源资源（DER）的快速增殖，使"电网边缘"的灵活性管理对美国公用事业日益关键

「电网固有的脆弱性要求我们审慎对待每一个接入资产，确保可靠供给与预测需求相匹配。间歇性电源（供给不稳）的快速增长与电气化浪潮（需求尖峰化）同步涌现，正在给电力系统带来严峻挑战。」 —— a16z

结论

迄今为止，灵活性一直由「宏观灵活性（Macro-Flexibilities）」主导——即连接在输电或高压配电层面的大型工业级资产（>200 kW）。这些资产因其易于识别、签约和调度而具有吸引力。但这一模式正在触及结构性瓶颈。宏观灵活性已不再充足，导致电力供给不足及连锁问题，如并网延迟。这增加了系统脆弱性，并正在成为 AI 驱动负荷增长的关键瓶颈。

因此，下一个前沿不可避免：微观灵活性（Micro-Flexibilities）。这是指连接在中低压电网上的 1-10 kW 范围的小型表后资产，包括 EV 充电器、热泵、HVAC 系统、电池和家用电器。这些资产在聚合后代表着比宏观来源高出数个数量级的容量，但获取难度显著更大。

当前获取这些灵活性的方法大多留下了大量未捕获的价值，为灵活性所有者填补这一空白并参与生态系统创造了机会。一个直接触达临界规模的所有者、独立于供应商或设备品牌的聚合商，能够创造强大的拉动效应。一旦用户被水平聚合，能源公司和 OEM 都将受到经济激励而主动参与，而非试图从一开始就控制客户关系。

在这一切的核心，我相信 DePIN 拥有颠覆这一领域并通过加密原生基础设施和激励机制创造长期价值的最大机会。通过增加容量和开辟获取灵活性的新途径，这一细分领域将革新当前的电力市场，使 AI 能够在无约束的条件下持续重塑世界。

撰文：Benji Siem @IOSG

引言

本研究始于一个朴素的观察：电力系统正在被要求完成一项它从未被设计来执行的任务。

核心论点

电力灵活性市场正处于拐点。可再生能源渗透率上升、数据中心需求增长以及监管推动，正在制造灵活性服务的结构性供需失衡。

为 AI 和应用开发提供电力的需求正迅速超过电网的可用供给能力，主要驱动因素包括：

全球数据中心电力消耗预计到 2030 年将翻倍至约 945 TWh，略高于日本目前的总电力消耗。AI 是这一增长的最重要驱动力，同时其他数字服务的需求也在持续攀升。值得注意的是，灵活性的缺乏也可能成为 AI 增长的制约因素。

电力市场亟需运营效率与灵活性以缓解风险。在基础设施建设滞后的背景下，灵活性服务的需求和必要性显著提升。

许多地区的电网已承受巨大压力：据估计，除非解决容量风险，约 20% 的计划数据中心项目可能面临延期。
美国目前因电网运营商应对并网拥堵困难，约有 10,300 个电力项目排队等待，总容量达 2,300 GW——相当于美国现有发电总装机容量的两倍。

聚合与连接基础设施的中间层将成为最大赢家。它在供给侧（拥有闲置容量的用户）与需求侧（承压的电网运营商）之间搭建了关键桥梁。

以软件为核心、聚合并优化分布式能源资源（DER）的平台，将在市场从 2025 年约 982 亿美元扩展至 2034 年约 2,936 亿美元的过程中（2025-2034 年 CAGR 为 12.94%），获取不成比例的价值份额。

灵活性市场概览

什么是能源市场中的灵活性？

在电力系统中，灵活性 = 系统快速调整发电和/或需求的能力，以响应信号（电价、电网拥堵、频率等），保持供需平衡并避免停电。

需求响应（Demand Response）：可削减或时移的负荷
储能：电池、电动汽车、热储能
分布式发电：屋顶光伏、小型热电联产等

灵活性的交付有两种方式：

隐式灵活性（Implicit Flexibility）：通过静态价格信号自动实现，如分时电价。例如，智能 EV 充电器自动延迟到夜间低电价时段充电。价格信号驱动行为。
显式灵活性（Explicit Flexibility）：涉及对电网运营商特定请求的主动响应。这些行为是有意识执行的，并通过市场平台协调获得直接补偿。

详细示例

第一步：客户注册

聚合商（如 CPower）签约一家制造企业，安装监测设备（智能电表、控制器）并接入其楼宇管理系统。客户同意在被调用时削减 2 MW 负荷。

第二步：向电网运营商注册

第三步：市场参与

聚合商将聚合容量投标至各类市场：

容量市场（年度/多年期）：「我承诺在夏季用电高峰期间保持 500 MW 可用」
日前能量市场：「我可以在明天 16:00-20:00 削减 200 MW 负荷」
实时辅助服务：「我可以在 10 分钟内响应频率偏差」

第四步：调度

第五步：结算

事件结束后，ISO 测量实际交付量与承诺量之差，资金流向为：ISO → 聚合商 → 客户（扣除聚合商佣金）。

关键参与者

交易所——市场平台

灵活性的交易场所，这些平台撮合买方（DSO/TSO）与卖方（聚合商、DER 所有者）。快速频率储备市场也提供了另一个交易平台。

代表项目

EPEX SPOT、Nord Pool、Piclo Flex、NODES、GOPACS、Enera

商业模式

已清算交易的手续费（通常为交易金额的 0.5-2% 或 €0.01-0.05/MWh）
市场准入的订阅/会员费（参与者年费）
部分平台作为受监管的公用事业运营（通过电网资费成本回收），其余为商业化运营

定价

平台不设定价格，而是通过拍卖促进价格发现（按出价支付或统一清算）
本地灵活性平台（Piclo、NODES）的拥堵管理价格通常为 €50-200/MWh
批发平衡市场在稀缺事件中可飙升至 €1,000+/MWh
经典批发市场（如 EPEX）的价格可能为负值，其效果等同于在专用灵活性市场中主动采购灵活性

聚合商 / 虚拟电厂（VPP）

控制灵活资产集群，其收入取决于赢得合约并正确调度负荷/储能。

代表企业

Enel X、CPower、Voltus、Next Kraftwerke、Flexitricity、Limejump

商业模式

与资产所有者的收入分成：聚合商保留市场收入的 20-50%，其余支付给客户
部分向资产所有者收取前期注册费或月度 SaaS 费
可能从公用事业获得超额调度目标的绩效奖

定价

容量付费：$30-150/kW·年（因市场和产品而异）
能量付费：市场价格的传递（扣除聚合商利润）
典型客户收益：工商业（C&I）负荷 $50-200/kW·年，住宅电池 $100-400/年

分布式能源资源管理系统（DERMS）/ 优化软件

实现预测、控制、投标和合规的软件，是整个体系的智能层。可内嵌于聚合商平台。

代表企业

AutoGrid（Uplight）、Enbala（Generac）、Opus One、Smarter Grid Solutions、GE GridOS、Siemens EnergyIP

商业模式

企业级 SaaS 许可：基于管理 MW 数或控制资产数量的年度合约
实施/集成费用：公用事业部署的一次性项目费（$50 万 - $500 万+）
托管服务：基于绩效的持续优化即服务

定价

软件许可通常为 $2-10/kW·年（因功能和规模而异）
大型公用事业 DERMS 部署的总合同价值可达 $500-2,000 万+（5 年以上）
部分供应商提供收入分成模式（增量价值的 5-15%）

资产端

物理供给方：电动汽车、电池、温控器、热泵、工业负荷等。

电网买方

需求方：采购灵活性以管理拥堵、平衡和峰值负荷的公用事业和系统运营商，包括 DSO、TSO、供应商和市政公用事业。

代表机构

PJM、CAISO、National Grid ESO、TenneT、UK Power Networks、E.ON、Con Edison

商业模式

受监管实体，成本通过电网资费或容量费用向用户回收
当灵活性比基础设施替代方案更便宜时采购（「非线路替代方案」）
部分垂直一体化的公用事业运营内部 DR 项目，其余外包给聚合商

采购定价

容量采购：$20-330/MW·日（PJM 2026-27 拍卖达到 $329/MW·日）
辅助服务：$5-50/MW·小时（频率响应、旋转备用）
DSO 本地灵活性：€50-300/MWh（通常为按出价支付的拍卖）
经验法则：灵活性必须比电网加固更便宜（目标节省约 30-40%）

图 1：机制示意图

配电系统运营商（DSO）：管理本地电力网络（配电线路、变电站）的公司，负责将电力从主输电线路输送到家庭和企业。
输电系统运营商（TSO）：管理和维护高压网络（电网和天然气管道）的关键实体，负责将能源从生产者长距离输送至本地分销商或大型用户。

各参与者收入规模估算

行业现状

并网排队积压

需求侧压力

数据中心：全球电力需求预计到 2030 年翻倍至 1,000-1,200 TWh（相当于日本的总电力消耗）
PJM 容量市场：价格从 $28.92/MW·日（2024-25）飙升至 $329.17/MW·日（2026-27），涨幅超过 10 倍，主要受数据中心承诺驱动
美国电网规划者的 5 年需求预测几乎翻倍；AI 数据中心要求 99.999% 的正常运行时间和巨大的电力消耗
电网升级成本：欧盟到 2040 年需要 €7,300 亿配电投资 + €4,770 亿输电投资；灵活性可提供相比基础设施建设 30-40% 的成本节省

灵活性的交易与定价

我们分析的聚合商（Enel X、CPower、Voltus）位于两方之间：

需要灵活容量的电网运营商/公用事业
拥有灵活负荷或资产的终端客户

聚合商将数千个小型分布式资源打包成单个「虚拟电厂」，以传统电厂的身份参与批发市场投标。

结算机制

10-of-10 法：取过去 10 个类似日同一时段的平均消耗
天气调整法：根据温差调整基线
事前/事中计量法：比较事件前和事件期间的消耗

结算示例：

聚合商随后根据合同向客户支付（通常为总收入的 50-80%），余额为聚合商收入。

通过汇集表后资产（如光伏、电池和可控负荷），这些社区克服了通常阻止个体家庭获取多重灵活性收入流的规模和协调障碍。
这与研究发现直接吻合：灵活性供应商可以在容量市场、辅助服务、能量套利、需求响应和本地 DSO 市场之间"叠加"价值。能源社区创造了跨市场可靠参与所需的组织和运营框架，将分散的 DER 转化为协调的投资组合，实现灵活性收入的民主化，同时支持电网脱碳和韧性。

灵活性为何重要

对电网运营商：实时平衡供需；减少对昂贵调峰电厂和输电升级的依赖；改善可再生能源整合；增强极端天气下的电网韧性。

对资产所有者：从现有资产（电池、EV、HVAC、工业负荷）获得新收入流；多服务叠加可提高回报 30-50%；参与对运营的干扰极小。

对消费者：通过需求响应激励降低电费；因推迟基础设施投资而避免的成本；改善可靠性，减少停电。

对能源转型：在不弃风弃光的情况下实现更高的可再生能源渗透率；脱碳电网服务（替代燃气调峰电厂）；相比基础设施受限的替代方案加速部署。

结构性顺风

监管动能：FERC Orders 2222/2023（美国）、欧盟需求响应网络法规（2027）、英国 BSC P483 使 34.5 万户家庭参与。全球 45+ 个国家正在引入灵活性市场。
电网投资浪潮：美国公用事业预计到 2029 年电网投资达 $1.1 万亿。欧盟到 2040 年需 €7,300 亿配电 + €4,770 亿输电升级。灵活性是更经济的替代方案。
数据中心需求：全球数据中心电力消耗到 2030 年翻倍至 1,000-1,200 TWh。PJM 容量价格上涨 10 倍（2024→2027）。同时创造灵活性需求（电网压力）和供给。
DER 增殖：400 万+ 美国住宅光伏系统；24 万+ 家用电池；2023 年 100 万+ EV 销量。临界规模已到，赋能聚合商和 DER 经济性。

需关注的关键风险

2030 年后的供过于求：大规模电池储能投资可能压缩灵活性市场利润率。部分市场抽水蓄能复兴。
网络安全：数百万分布式资产扩大了攻击面。欧盟 AI 法案将电网运营归类为"高风险"。NFPA 855 使城市电池储能成本增加 15-25%。

聚合商商业模式

收入来源

容量付费（$/MW·年或 $/MW·日）：最大且最可预测的收入流。客户因可用性获得报酬，即使从未被调度。例：PJM 容量价格在 2026-27 拍卖中达到 $329/MW·日。
能量付费（$/MWh）：事件期间实际负荷削减的付费。波动性更大，取决于调度频率和市场价格。
辅助服务（$/MW + $/MWh）：频率调节、旋转备用等。价值更高但要求更快响应（秒至分钟级）。Voltus 率先开拓了这些更高利润率产品的准入。

成本结构

单位经济模型示例（C&I 客户）

收益叠加：聚合商如何最大化价值

最成熟的聚合商从同一资产"叠加"多重收入流：

示例：PJM 中 10 MW 的工业负荷

这正是 Enel 的 DER.OS 和 Tesla 的 Autobidder 强调「协同优化」的原因——其 AI 在每个时刻判断参与哪个市场以最大化总回报。

聚合商层关键玩家深度分析

Enel X —— 全球市场龙头

公司概况

规模与覆盖

全球容量：9+ GW 管理规模（2025 年 Q1），目标达到 13 GW
北美：~5 GW，覆盖美国 31 个州和加拿大 2 个省的 10,000+ 个站点
项目：80+ 个需求响应项目，30+ 个公用事业合作伙伴关系（11 个独家双边协议）
客户支付：自 2011 年以来向 DR 参与者分配近 $20 亿
技术投资：平台开发投入超 $2 亿

战略合作伙伴关系

技术平台：DER.OS

核心客户：工商业（C&I）设施

这些是拥有可中断负荷的大型电力消费者——可临时削减而不造成重大中断的流程：

关键洞察

Google 合作伙伴关系的深层含义

2024 年 9 月的 Google 交易值得关注，因为它颠覆了传统模式：

传统模式：Enel X 招募设施 → 聚合成 VPP → 卖给电网
Google 模式：Google 数据中心成为灵活资产 → Enel X 运营 VPP → 电网运营商购买灵活性

收入模式拆解

竞争地位

优势：最大的全球规模、深厚的公用事业关系、整合的清洁能源生态（11 GW 可再生能源 + 1 GW 储能）、成熟平台、Enel 集团的财务支撑
劣势：传统企业销售模式、相比纯创业公司创新周期较慢、企业管理费用较高
战略：聚焦 C&I 细分市场、公用事业级可再生能源整合、数据中心灵活性合作

Voltus —— 软件优先的挑战者

公司概况

规模与融资

容量：7.5+ GW 管理规模（2025 年 9 月），较 2021 年的 2 GW 大幅增长
市场覆盖：活跃于美国全部 9 个批发电力市场和加拿大——纯创业聚合商中地理覆盖最广
融资：累计融资 $1.21 亿（投资者包括 Equinor Ventures、Activate Capital、Prelude Ventures）
SPAC 尝试：2021 年 12 月宣布 $13 亿 SPAC 合并（估值 $13 亿），交易未完成

差异化战略

数据中心聚焦

核心客户：C&I 设施（与 Enel X 类似）

#OEM 合作伙伴关系

为何 OEM 模式重要

客户获取成本（CAC）是聚合商最大的支出。通过 OEM 合作：

OEM 负责客户关系
Voltus 提供软件和市场准入
收入在 OEM、Voltus 和终端客户之间分配
CAC 大幅低于直接企业销售

收入来源差异：Voltus vs Enel X

Enel X：以容量市场为主

可预测（年度拍卖）
单位 $/kW 较低但量大
需要大规模 MW 承诺

Voltus：刻意追求竞争对手回避的辅助服务项目

为何选择辅助服务？

单位 $/kW 更高（容量市场的 2-3 倍）；竞争者更少（复杂性构成壁垒）；需要精密软件（Voltus 的优势所在）；但要求更快响应的资产。

竞争地位

优势：技术精密度、最广泛的市场覆盖、监管影响力（前 FERC 主席 Jon Wellinghoff 担任首席监管官）、OEM 合作伙伴战略、数据中心定位
劣势：规模小于 Enel X、无公用事业级资产基础、风险投资支持的烧钱率、SPAC 失败
战略：第三方 DER 的软件货币化、辅助服务先发优势、数据中心合作伙伴关系

VPP/聚合商投资评估标准

欧盟 vs 美国市场

市场设计：自由化市场机制驱动供需两侧主动参与，智能电表配合分时电价实现负荷时移
互联电网：欧盟稳健的跨国互联电网显著降低了停电频率与时长，为工业用户提供了稳定可靠的供电保障

美国拥有巨大的客户侧灵活性潜力尚待开发，研究表明可在对用户影响极小的前提下实现大规模负荷削减（如 100 GW）。

网格边缘焦点：分布式能源资源（DER）的快速增殖，使"电网边缘"的灵活性管理对美国公用事业日益关键

结论