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卖电，正在成为高速公路行业的集体动作。
2025年，山东电力交易中心公示第十三批虚拟电厂注册名单，山东高速集团旗下能源发展公司的虚拟电厂通过注册，成为国内首个高速公路领域的发电类虚拟电厂。项目从济青中线沿线选出3个光储站点，合计11.07兆瓦，以分布式电源侧机组的身份入市，投运后预计年收益约302万元。
同一家集团，2025年全年做了46.5万张绿证交易，绿电收入8113.6万元。
这两笔钱，放在高速公路过去几十年的账本里，几乎等于零。
而山东并不是孤例。据统计，到2026年8月，已有12个省份的交通投资集团在高速公路沿线布局光伏发电和电力交易。
卖电，正在成为高速公路行业的集体动作。
过去，高速公路是个纯粹的用电方。照明、监控、隧道通风、服务区运营，电费一分不少交给电网。沿线铺光伏、建储能、装充电桩，发出来的电优先自用，动机主要是节能降碳——算的是降碳账，不是经济账。
虚拟电厂把这本账改写了。
说白了，它就是一套数字化调度系统：靠通信技术和软件平台，把分散在高速沿线的光伏电站、储能设备、充电桩，连同服务区空调、隧道风机这些可调负荷拢到一起，统一调控，作为一个整体去参与电力市场交易，赚电价差和辅助服务的钱。
山东高速集团这个虚拟电厂，用自研管理平台加边缘智能控制器，能双向调节——既可作为电源向电网放电，也可作为负荷从电网取电。正午光伏大发、电网消纳吃紧，储能把余电囤住；晚间用电高峰、电价走高，再把电放出来。一吞一吐，赚的是峰谷差价。
过去光伏自发自用，用不完就浪费；现在每一度电都能进电力市场，找到自己最合适的定价节点。
路企愿意认真算这笔电的账，背后还有一层绕不开的财务现实：过路费这门生意，增长到头了。
高速公路行业早从增量时代走进存量时代，而能源服务设施正是通行费之外“第二营收曲线”的抓手。
政策端同样在加码，连续出多份文件。
2025年3月，交通运输部等十部门印发《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》。2026年4月，交通运输部印发《关于科学开展国家高速公路扩能更新改造的实施意见》，首次把"交能融合"写进国家高速公路存量改造框架，明确在确保安全和效益的前提下，因地制宜在边坡、服务区、收费站等区域布设分布式光伏。
2026年5月，交通运输部、国家发展改革委等11部门印发《推动新能源重卡规模化应用实施方案》，围绕国家高速公路网点路段建设零碳公路运输通道3万公里，支持并引导建设重卡充换电站3000个左右，引导在重点场景科学布局加氢站、绿色燃料加注站。
能源设施正在变成新建和改扩建高速的标配，卖电这件事，对路企不再只是可选项。
同样是“在路边做能源”，不同企业的路数并不相同，大致可以归为四类。
其一，往电力市场深处走，将虚拟电厂注册成发电类主体，再把绿证、绿电交易做成常规动作。最有代表性的是山东高速集团，手握超9000公里路网，截至2025年底路域光伏装机80.6万千瓦，居全国交通行业首位。
此外，陕西交控拿到了省级虚拟电厂运营资质，走"售电+虚拟电厂"双轮的路子；云南交投的虚拟电厂通过省级认定；湖北交投也取得了电力市场化交易运营资质。
其二，把能源链条拉长。江西交投布的是风、光、电、气、氢、储、碳一整条链。山西交控没有照搬"发电—卖电"的模型，转身押注"光储充重卡"生态——发的电优先喂给路上的电动重卡，发电、建桩、补能一把抓，看中的是干线物流这块稳定现金流。河南交投推进"源网荷储直供"，本质上也是想在自家体系内把电的产、供、用打通，少过一道电网的中间环节。
其三，借别人的力，补自己的短板。辽宁交投拉上国家电投合资，直接把央企多年攒下的电力运营经验搬进路网；河北冀交能源"自主投资+招商"两条腿走路，看得准的项目自己投，把握不大的引外部资本进来分担；中交光伏作为央企平台，自有高速分布式光伏开发里程5000公里、覆盖10省市，跨省作业的能力是地方交投比不了的。江苏交控则选了集中铺开的打法，40兆瓦交能融合项目集中启动，用规模摊薄成本。
其四，贴着自家禀赋做差异化。广西交投面对的是山地多、桥隧占比高的路网，平整场地稀缺，能开发的站点先天受限，只能先摸清资源家底，再挑条件好的站点逐个突破。福建高速对外讲的是"轻量化、高附加值"，不在规模上跟人硬拼，专挑单位效益高的场景下手。还有两家把能源和交通场景揉在一起做：浙江把杭绍甬智慧高速接进虚拟电厂调度体系，能源管控和智慧交通、自动驾驶在同一条路上叠加；广东立足大湾区试"高速+储能+车网互动"，让电动车谷时充电、峰时反向送电——车流本身，就成了可以调度的资源。
为什么偏偏是高速公路能把这门生意做起来？答案不在技术上，在资源禀赋上。
先看产权。工业园区的麻烦在于企业多，各家用电时段、负荷曲线差别大，资源散，统筹成本高；工厂的可调负荷虽然稳定，但规模有限，而且基本只有“用电”这一头，凑不成能源闭环。
高速公路完全是另一回事：服务区屋顶、路基边坡、匝道空地，是现成的光伏场地；收费站、隧道、服务区的照明通风设备，是稳定可控的负荷；再加上遍布路网的充电桩和储能——源、网、荷、储四样凑齐，产权还统一在一家人手里，调度起来不用看任何一方的脸色。
再看覆盖面。高速路网贯穿全省、全国，路域储能和可调负荷可以在电网高峰时主动放电、低谷时吸纳电力，直接参与区域电网削峰填谷。碰上极端天气或电网故障，这些设备还能当应急电源用——外部一断电，服务区、隧道、收费站靠自己的电照样运转。这个特性，是写字楼、园区给不了的。
体量也够大。截至2025年底，全国高速公路通车总里程已近20万公里，沿线边坡护面、互通圈空地、服务区屋顶、隧道出入口，累计沉淀出数千万平方米的闲置空间。
各地试点做得热闹，真要变成稳定运转的生意，问题同样扎手。
首先是技术层面，高速的资源体量集中、产权统一，可设施是沿着路网线性摊开的：服务区、隧道、收费站、沿线光储站点数量多、跨度大。把这么多独立节点接进同一套调度平台，做到实时数据采集、分钟级负荷响应，对硬件可靠性、通信链路和调度算法的要求都极高。线路越长、现场工况越复杂，协调成本涨得越快。
其次是专业人才的问题，交通运营企业管了多年路网和通行服务，对电力市场的交易规则、竞价策略、风险管控基本是外行，专业人才稀缺。项目一头连着交通，一头连着电网和能源，两边监管要求、办事流程都不一样，部门对接处处是堵点。
最后一道是规则。顶层政策有了，各省落地细则还在陆续出台，具体项目仍得以属地最新要求为准。主体注册只是第一步，并网、计量这些手续办完，才谈得上后续交易。更麻烦的是收益分配：路企有地、电网管接入、运营商有流量，三方的账怎么分，目前没有标准答案。山东高速集团当初能跑通，一个重要前提是虚拟电厂、绿证、路域光伏都装在自家体系里，肥水不流外人田；换成多方合资的项目，利益怎么切，考验才刚刚开始。
试点离生意还有距离。几道坎跨不过去，卖电就只能停在示范项目的光环里。
对高速公路来说，做虚拟电厂、卖电，短期内多赚的那点电价差其实不是重点。重点是路域资产被重新定义了：过去睡在路网里的能源资源被盘活，交通行业的转型多了一条新路。
从“过路经济”到“驻留经济”，把路产资源变成能源资产——当近20万公里路网被光伏和数字化重新过了一遍，高速公路的商业模式，确实和从前不一样了。
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丸子
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