中國儲能網(wǎng)訊：近日[1]，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于完善發(fā)電側容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號），通過明確對獨立儲能的容量補償，增強了社會資本對相關投資的信心，同時也通過提出“加快建立可靠容量補償機制”，為推動多種資源在電力市場中“各展所長、百家爭鳴”奠定了重要基礎。在這種發(fā)展趨勢下，虛擬電廠作為聚合分布式電源、儲能和需求響應的重要載體，在系統(tǒng)靈活性、保障電力安全供應和促進新能源消納方面也將釋放更大的潛能。沿著這一改革方向，下一步亟需思考的是：在容量電價機制不斷演進的同時，如何通過完善電能量市場，特別是現(xiàn)貨市場和中長期市場的價格機制與合約設計，進一步為虛擬電廠構建可持續(xù)的商業(yè)模式——而這在很大程度上取決于各類市場能否準確反映并合理補償虛擬電廠所提供的系統(tǒng)價值。
現(xiàn)階段，虛擬電廠最穩(wěn)定、最普遍的收入來源仍是各地組織的需求響應（邀約或競價）補償，通過削峰填谷、應急調(diào)節(jié)獲得容量或電量補貼。隨著各地電力市場和規(guī)則的逐漸完善，部分地區(qū)開始推動虛擬電廠更深度參與輔助服務市場（調(diào)峰、調(diào)頻、備用/爬坡等），通過“可用容量+性能考核”的方式獲得更具市場化的收益。容量補償方面，一些地區(qū)以備用容量補貼/可調(diào)能力補貼等方式支持虛擬電廠，但整體仍處于初級階段。中長期市場方面，雖然國家在制度層面認可了其可行性，也有部分省級細則出臺，但虛擬電廠參與中長期市場仍是少數(shù)。隨著市場化進程繼續(xù)深入，現(xiàn)貨市場對于虛擬電廠的規(guī)模化發(fā)展和收益結構重塑將起到越來越重要的作用，也是虛擬電廠發(fā)揮其靈活響應能力的重要媒介。
然而，在實際運行中，電力市場，尤其是現(xiàn)貨與中長期市場的價格約束與合約安排，往往削弱了價格信號的傳導效果，使虛擬電廠的靈活性價值難以得到體現(xiàn)，在一定程度上壓縮了其收益空間。為促進虛擬電廠健康發(fā)展并提升電力系統(tǒng)整體效率，本文擬從放寬現(xiàn)貨市場價格限制、優(yōu)化燃煤發(fā)電基準電價機制、推動中長期合同轉型，以及為包括虛擬電廠在內(nèi)的多元資源創(chuàng)造公平競爭環(huán)境等方面提出政策建議，為完善現(xiàn)有制度設計提供參考。
現(xiàn)貨市場：進一步加大價格限制放寬力度
近一年來，從中央到地方都在相關文件中強調(diào)了要“放寬現(xiàn)貨市場價格限制”的改革趨勢。國家發(fā)展改革委、國家能源局在2025年2月聯(lián)合發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），明確提出“適當放寬現(xiàn)貨市場限價”，為擴大現(xiàn)貨價格浮動空間、探索負電價提供了政策基礎。各省區(qū)也在各自的“136號文”配套實施方案中同步提出要“適當放寬現(xiàn)貨市場限價、研究調(diào)整價格上下限水平”。其中，四川省下發(fā)的《虛擬電廠建設與運營管理實施方案（征求意見稿）》中特別提出，“適當放寬虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場申報和出清限價，激發(fā)虛擬電廠調(diào)節(jié)能力。”
雖然總體來看，國家和地方都在推進價格限制的放寬。但與歐美國家一些更為成熟的電力市場比起來，目前我國各個現(xiàn)行現(xiàn)貨市場的價格限制依然很緊。歐美國家的現(xiàn)貨市場普遍基本不對價格下限作限制，且設置了很高的上限，例如，歐洲日前市場的統(tǒng)一出清價格上限（SDAC Harmonised maximum clearing price）為4000歐元/MWh（約32000元/MWh），且曾在2022年因電力短缺短暫上調(diào)至5000歐元/MWh[2]。 美國PJM區(qū)域為現(xiàn)貨市場設定了1000美元/MWh（約7000元/MWh）的上限，超過這個上限的申報價格需根據(jù)成本單獨核定，但最終不得超過2000美元/MWh （約14000元/MWh）[3]。在美國西部，F(xiàn)ERC對WECC現(xiàn)貨交易設置了1000美元/MWh的“軟上限”（允許超過，但要求提交合理性說明并可能觸發(fā)事后處理）。加州ISO也存在類似的軟性報價上限安排，并通過成本核驗等機制管理高價報價。為了給包括虛擬電廠在內(nèi)的靈活性資源創(chuàng)造更有利的價格環(huán)境，應在加強競爭監(jiān)管的前提下，通過適度放寬價格上下限和引入負電價，更充分發(fā)揮現(xiàn)貨價格在反映供需、激勵靈活性資源和新能源消納方面的作用。
價格上限可以在供需緊張、阻塞嚴重和競爭不足導致的電價不合理飆升時保護用戶利益，但是價格上限太緊會帶來靈活性資源投資被抑制、用電高峰時部分發(fā)電資源無法被充分利用。在用電凈負荷高峰期，較低的價格上限壓低了包括儲能、需求響應等資源的盈利預期，這將直接影響對虛擬電廠的收益預期和投資激勵，也進而抑制了電廠對虛擬提升系統(tǒng)靈活性方面的作用。
價格下限對于現(xiàn)貨市場價格信號的傳導以及對虛擬電廠等需求側資源的調(diào)動也造成了阻礙。現(xiàn)貨市場中過緊的價格下限使得現(xiàn)貨市場不能出現(xiàn)極低價格或負價，削弱了通過價格信號鼓勵需求側資源利用電氣化或需求響應等方式“填谷”的作用，也限制了虛擬電廠在凈負荷波谷時段的調(diào)節(jié)能力[4]。同時，價格下限的設置使得許多低于這一水平的報價難以反映在市場中，從而模糊了資源調(diào)度的“優(yōu)先順序”，可能導致一些高效、低成本的可再生能源資源和虛擬電廠等資源無法充分發(fā)揮優(yōu)勢，從而影響電力系統(tǒng)的最優(yōu)配置。此外，現(xiàn)貨市場價格上下限過緊會導致峰谷電價差過小，降低虛擬電廠中儲能系統(tǒng)的運行激勵。這樣既限制了虛擬電廠在負荷平衡方面的作用，也限制了儲能的利用率和虛擬電廠的整體收益。
因此，應放寬現(xiàn)貨市場價格限制，確保虛擬電廠得到合理和公平的經(jīng)濟價值補償，激發(fā)虛擬電廠靈活性調(diào)節(jié)的潛力。一方面，在確保供給側競爭充分和市場力監(jiān)管足夠的前提下，放寬現(xiàn)貨市場價格上限，允許“稀缺性定價”釋放價格信號，鼓勵虛擬電廠在凈負荷高峰調(diào)節(jié)電網(wǎng)壓力，引導對虛擬電廠和需求側響應的進一步投資[5]。另一方面，通過放寬市場價格下限來鼓勵虛擬電廠等需求側靈活性資源利用低電價，也有利于在新能源高發(fā)、凈負荷較低期間促進新能源的消納。
當然要強調(diào)的是，放開現(xiàn)貨市場價格限制還有一個前提，即要首先采取措施來監(jiān)測和規(guī)避市場操控的行為，避免因濫用市場力造成的價格波動。這樣才能促進價格信號有效傳遞并反映真實供需情況與電力價值，確保價格波動是市場運行的正常結果而非由人為市場操控造成的?？梢越梃b國際經(jīng)驗，建立健全市場力篩選和緩解機制，推動形成公平、高效、健康的市場環(huán)境。
中長期市場：堅持推進量價管制放開，持續(xù)推廣金融差價合約
國家發(fā)展改革委、國家能源局在2025年12月印發(fā)的《電力中長期市場基本規(guī)則》中，明確了虛擬電廠可以作為資源聚合類的新型經(jīng)營主體參與中長期市場，也有一些省區(qū)發(fā)布了參與細則，但目前參與中長期市場并不是虛擬電廠的主要盈利方式。雖然如此，虛擬電廠的收益結構仍不可避免地受到中長期市場規(guī)則的影響。
2021年10月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，規(guī)定煤電中長期市場交易價格在燃煤基準電價的基礎上正負浮動均不超過20%；同時，中長期市場規(guī)則對批發(fā)側買方主體年度簽約比例也有較高的要求，這在一定程度上推高了煤電合同價格。然而在這種情況下，用戶側仍然在高比例簽約煤電，并沒有通過與其他資源（例如更便宜的電源類型，或虛擬電廠這類聚合資源組合）簽約獲得更有競爭力的價格與靈活性。這其中的原因可能一方面是中長期市場的分時曲線和電量分解等技術要求不利于可再生能源和虛擬電廠等新興市場主體；另一方面可能是燃煤發(fā)電仍然是中長期市場交易絕對主體，部分地區(qū)也可能存在對用戶簽約對象/簽約比例的行政性要求或強制性安排。此外，由于虛擬電廠和可再生能源比較難以滿足中長期合約分時曲線和電量分解的要求，也使得這些資源難以大量簽約。從結果看，用戶側只能高比例簽約煤電，缺乏在其他市場尋求包括虛擬電廠等其他資源組合的空間，也承擔了更高的電量成本。
但我們也看到國家對于中長期年度簽約比例和價格的限制都有逐漸放寬的趨勢。國家發(fā)展改革委、國家能源在2025年底發(fā)布的《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》中要求，各地省內(nèi)市場燃煤發(fā)電企業(yè)年度電力中長期合同總簽約電量應不低于上一年實際上網(wǎng)電量的70%（2025年為80%），并通過后續(xù)合同簽訂，保障每月月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預計市場化上網(wǎng)電量的80%（2025年為70%），且允許各地可在確保電力電量平衡的情況下，隨煤電容量電價標準提高適當放寬燃煤發(fā)電企業(yè)年度電力中長期合同簽約比例要求，但原則上不低于60%。前不久剛發(fā)布的“114號文”也明確，各地在煤電容量電價機制完善后，可不再統(tǒng)一執(zhí)行基準價下浮20%的下限，而是由各地根據(jù)電力市場供需、參與市場的所有機組變動成本等情況合理確定下限，促進各類機組公平競爭。
其實早在新要求出臺前，一些省區(qū)在實踐中已經(jīng)在不同程度上放寬了中長期市場的簽約電量與交易價格限制。比如，甘肅不對簽約電量比例做要求；蒙西集中交易上限為20%，但下限完全放開；山東分時段中長期交易和甘肅中長期交易則執(zhí)行其現(xiàn)貨市場交易價格上下限規(guī)定；山西、蒙西中長期雙邊協(xié)商交易不設置價格上下限[6]。
中長期市場的另一個問題是，合同的處理方式也不符合虛擬電廠參與系統(tǒng)靈活運行的需要，影響了現(xiàn)貨市場中價格信號的有效傳遞，壓縮了其通過峰谷價差、波動性與調(diào)節(jié)價值實現(xiàn)收益的空間。目前中長期市場不僅設定了關于煤電交易電量比例的要求，也設計了相當嚴格的偏差處理機制。由于煤電企業(yè)在中長期市場以較高的價格鎖定了大部分電量，再加上大部分地區(qū)仍然采取偏物理執(zhí)行的中長期合約形式，煤電企業(yè)在現(xiàn)貨市場則可能會為獲得出清資格而壓低報價，使得更高效、更清潔的資源（如可再生能源、虛擬電廠等靈活性資源）無法被調(diào)度。而當系統(tǒng)遭遇極端天氣、可再生出力波動或輸電阻塞等情形時，虛擬電廠難以依據(jù)真實稀缺性與波動性價格快速組織聚合資源進行調(diào)節(jié)，從而削弱其在保供、削峰填谷與促進新能源消納方面的系統(tǒng)價值發(fā)揮。
因此，面向虛擬電廠等靈活性資源的中長期市場改革，應將中長期市場的性質逐漸從保障煤電固定成本回收向抵御現(xiàn)貨市場價格風險為主旨的方向轉變，這可以圍繞價格機制、競爭機制和合約設計等方面統(tǒng)籌推進。一方面，在延續(xù)既有電價改革方向的基礎上，加快放開燃煤發(fā)電基準電價機制，適度擴大中長期市場交易電價的上下浮動空間，使中長期價格更加緊扣現(xiàn)貨價格和系統(tǒng)邊際成本變化，為虛擬電廠等靈活性資源提供足夠的價差信號和風險溢價基礎。另一方面，在市場準入和規(guī)則設計中堅持資源中立和技術中立原則，不再將煤電視為“默認主體”，為可再生能源、儲能、需求響應、虛擬電廠等資源創(chuàng)造公平參與各個市場的空間，引導用戶側從“高比例鎖定煤電”逐步轉向可在多元清潔、靈活資源組合中進行選擇。
在此基礎上，有必要進一步、更大范圍地推動中長期合約向金融合約轉型，將金融差價合同等工具作為加強中長期市場與現(xiàn)貨市場價格聯(lián)動的重要紐帶。同時，在目前以煤電為主導的中長期合約機制下，逐步放寬對煤電企業(yè)中長期合約交易電量比例的行政性約束，取消對偏差電量的考核和懲罰，提升現(xiàn)貨市場的流動性和價格信號有效性。通過上述改革，可以為虛擬電廠提供更加清晰的價格預期、更靈活的交易空間和更可持續(xù)的收益機制，使其更加充分地發(fā)揮系統(tǒng)靈活性和保障供應的作用。
結語
要充分釋放虛擬電廠等靈活性資源的系統(tǒng)價值，必須在以煤電為主導的市場結構下盡快糾正對靈活性資源的制度性擠出效應，使虛擬電廠能夠在多時間尺度市場中獲得與其貢獻相匹配的經(jīng)濟回報，真正成為支撐新型電力系統(tǒng)安全、低碳、靈活運行的重要市場主體。
具體來說，應在現(xiàn)貨市場和中長期市場兩個維度上同步推進價格機制與合約設計的系統(tǒng)性改革。在現(xiàn)貨市場，通過在強化競爭監(jiān)管和市場力約束的前提下，使價格信號能夠真實反映供需狀況和稀缺程度，為虛擬電廠提供足夠的峰谷價差和風險溢價。在中長期市場，通過擴大燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價浮動空間、繼續(xù)推廣金融差價合同，并逐步放寬對煤電中長期合約電量比例和偏差考核約束，改善價格發(fā)現(xiàn)和風險分擔機制，為虛擬電廠留出足夠的交易空間和發(fā)展空間。
