近年來，我國新型電力系統建設成就斐然，新能源裝機容量飛速上漲，實現了“做大”的目標。

然而，當前正處于亟需準確市場價格信號引導進一步“做強”的關鍵時期。

近日發布的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱《通知》）明確提出了兩個“全部”概念：即新能源電量全部進入電力市場、上網電價全部通過市場交易形成。

一、全面入市：量隨需定，價隨行變

值得注意的是，由于我國電力現貨市場還在建設及深化的過程中，《通知》強調在現貨運行的地區，新能源全電量參與現貨市場，由市場出清確定電價；而在尚未運行的地區，則通過雙邊協商和集中交易等方式確定價格，在中長期市場中全面參與。這意味著，新能源電量的價格機制將在未來轉向供需定價的市場模式，每一度電都將實現無保留地推向市場，進一步完善電力市場的價格形成機制。

與此同時，《通知》明確指出“新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核”，這也意味著，當電量供過于求時，不再會出現無條件兜底的情況。隨著各省電力現貨市場的不斷推進，高頻中長期交易的連續開展，新能源現貨交易收入將受市場供需與報價影響。新能源集中出力時段，市場供過于求，現貨價格走低，新能源消納需求增加，增加了儲能的獲利空間；相反，新能源乏力時段，現貨價格走高，需求側用能減少，調峰壓力降低。因此，新能源全面入市后，一定會面對量與價的雙重不確定性，但供需兩側的變化將更加敏感地影響市場價格波動。

盡管這在短期內可能導致市場價格的波動增加，不過從長遠來看，隨著市場參與主體的增多，價格操控的空間將被壓縮。相較于火電，新能源投資主體更豐富，民營企業占比高，這將為市場注入更多活力，使得“又綠又便宜”的電在未來成為可能。因此《通知》的出臺將通過價格信號去影響合理消納，未來新能源的供需關系和價格將更加靈活，進一步指導省級新能源項目指標分配，增強整體市場的動態調節能力。

二、新老劃斷：價值引導，量體裁衣

同時，《通知》中對存量與增量新能源項目實施新老劃斷，體現了“政策引導而非簡單保護”的思路。

對于2025年6月1日以前投產的存量項目按照各地現行政策執行，而對于2025年6月1日起投產的增量項目，政策設置了柔性的參與條件，允許各地在地區新能源消納條件的基礎上自愿參與合約競價，在降低投資門檻的同時，也推進了項目的動態調整與優化。實施中，項目的投產時間與新能源上網電量的比例將決定其可納入的機制，無形中警示投資者在進入新項目時關注市場實際的消納能力，以避免無效投資。這一措施不僅促進了對存量項目的保護，有助于在已有投資基礎上保持收益穩定；對增量項目的限制則有效引導市場資源向真正具備價值的方向流動。

《通知》中還提到“機制電價由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制電價執行范圍的項目自愿參與競價形成”這也使得未來地方政府在新能源發展中擁有更大的決策權，鼓勵根據地方實際情況進行“量體裁衣”，從而更有效地匹配市場需求。

然而，由于各省間情況差異較大，《通知》也給出了近一年的空間，各省細則被要求在最遲不超過2025年底前出臺并實施。

三、儲能發展：既是機遇，又是挑戰

此外，《通知》中明確指出，“不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”。

以往，新能源由于采用國家核定價格和計劃調度的模式，未能及時響應市場變化，導致系統運行面臨諸多挑戰，且隨著新能源裝機規模的不斷擴大，這些挑戰將愈加明顯。因此，許多地區開始實施配置儲能的政策，試圖將新能源的調節能力提升至與傳統火電相當。然而，基于新能源的自身特性，其應享有在市場中購買調節能力的自主權，儲能在大量投入之后也面臨建而不用、利用率低下等亟待解決的問題。

《通知》實施后將取消配儲作為新能源建設的前置要求，長期來看還原了新能源企業選擇權，將是否配、如何配、配多少等問題還給新能源企業，不僅有助于推動市場化配儲能的發展，同時對儲能系統的考核也從產品價格進一步上升到了產品性能和產品經濟性。

配置儲能可以幫助新能源優化報價策略，提高電網友好性及中標電量比例，在新能源竟配排序中取得領先地位。因此隨著電力市場化的深入，市場對儲能系統的需求將從單純的配備轉向更注重效能和優化經濟性的綜合考量，各省間用電關鍵節點將越來越清晰，哪些節點安裝儲能具備經濟性以及必要性也將逐漸顯現。

同時，這種變化會促使市場內不具備競爭優勢的企業被淘汰，而有產品技術實力和解決方案能力的企業將迎來進一步的增長機遇，行業整體質量及競爭環境有望得到提升，從而推動整個儲能市場的健康發展。此外，政策的實施將進一步推動功率預測和市場化交易軟件的普及，這樣將帶動市場中對第三方電價交易服務的需求的增加，促進行業內新的商業模式和合作方式的誕生。

隨著現貨市場、新能源入市等市場化交易機制逐步建立，市場化收益占比提升，儲能商業模式有望在2025年短暫的調整后加快理順。

四、虛擬電廠：切入配電網，挖掘新潛力

在《通知》實施后，新能源電站無論集中式還是分布式，全部電量納入市場化交易，國內大部分省份是集中式全電量的現貨交易體制，就是說每度電都是在現貨交易中完成的，中長期僅僅是金融差價合約，集中式獨立入市，分布式能源則會依賴虛擬電廠（初期由售電公司代理，進行打包入市）。同時，電費結算模式也隨之發生了變化：1.以前是全省統一一個上網電價，現在是根據現貨出清節點按照節點邊際電價結算；2.上網交易后的收入將為市場化交易收入減去輔助服務費用和偏差考核的綜合結果，再加上差價合約下的補償（這里面可能有正有負）。

在新能源出力相對富裕的省份，比如山東、河南、河北和西北地區，新能源電站的整體收入預計會下降，盡管個體項目的收益可能上升，具體情況還需根據發電機組所在的現貨出清節點來分析。節點價格的高低直接影響電站的收益，比起固定標桿電價，節點價格的波動將成為發電收益的關鍵因素。虛擬電廠其實就是可調能力在電力交易市場的變現，這里特指代理分布式能源 分布式儲能的虛擬電廠，新能源電站出力本身是不可調的，可調節能力是關鍵，一方面降低偏差考核的損失，另一方面通過報量報價進行優化自身交易策略，獲得最大收益。虛擬電廠之前缺少電源的采購途徑，年底中長期鎖定了80%的火電采購量之后，在月度里采購不到分布式能源的電力（沒有入市），雖然風險小，但是收益有限。

《通知》實施之后，由于虛擬電廠第1.5代里面的發電機組上網交易的代理收益（詳情請見《國內虛擬電廠商業模式總結》），售電公司將大量升級到虛擬電廠，不久的將來，會有更多源網荷儲的一體化機組參與市場交易，在現貨出清節點內，虛擬電廠根據可調能力，制定交易優化策略，報量報價參加日前現貨交易，經過調度安全校核之后執行，實現新能源的協同消納，幫助新能源電站實現利潤，避免量價雙殺。

01｜山西

山西省是現貨轉正第一省，其負荷類的虛擬電廠已經運營超兩年以上，源網荷儲型虛擬電廠限制在源網荷儲一體化項目中實施。額外限制條件較多，如用戶側負荷應不低于60MW，年用電量不低于3億千瓦時，全部區域應處于省級電網、地方電網或增量配電網內，不可跨越，和省級電網要有清晰的物理界面等等，滿足條件的虛擬電產較少，沒有見到實際運營案例數據；

02｜山東

山東分為發電類機組（1#機組），負荷類機組（2#F 2#R機組），沒有提出源網荷儲機組，多了一個2#R的可調節量的機組，可以聚合國網代理購電工廠的用戶側儲能，實現既定充放邏輯下的增收；

03｜廣東

廣東分為發電類機組，負荷類機組，沒有提出源網荷儲機組，在發電類機組里面提出現貨出清節點內聚合資源，1MW可調就滿足申報條件。

因此，從現階段情況來看，國內虛擬電廠目前仍處于初級階段。

雖然山西負荷型虛擬電廠已開始運作，但廣東和山東的虛擬電廠參與現貨交易的政策發布是2024年年底，尚無實際運營數據。

《通知》的實施將進一步推動源網荷儲型虛擬電廠的進程，虛擬電廠開始切入配電網，潛力得以實現，以最大程度消納現貨出清節點內的新能源出力。

這將標志著虛擬電廠從1.5時代（主要聚焦于電力交易策略優化和代理發電類機組）向真正意義上的2.0時代的升級。

未來，虛擬電廠的潛力將得到充分挖掘，推動整個電力市場的高效發展。