政策解读：《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》

近年来，我国新型电力系统建设成就斐然，新能源装机容量飞速上涨，实现了“做大”的目标。

然而，当前正处于亟需准确市场价格信号引导进一步“做强”的关键时期。

近日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》）明确提出了两个“全部”概念：即新能源电量全部进入电力市场、上网电价全部通过市场交易形成。

一、全面入市：量随需定，价随行变

值得注意的是，由于我国电力现货市场还在建设及深化的过程中，《通知》强调在现货运行的地区，新能源全电量参与现货市场，由市场出清确定电价；而在尚未运行的地区，则通过双边协商和集中交易等方式确定价格，在中长期市场中全面参与。这意味着，新能源电量的价格机制将在未来转向供需定价的市场模式，每一度电都将实现无保留地推向市场，进一步完善电力市场的价格形成机制。

与此同时，《通知》明确指出“新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核”，这也意味着，当电量供过于求时，不再会出现无条件兜底的情况。随着各省电力现货市场的不断推进，高频中长期交易的连续开展，新能源现货交易收入将受市场供需与报价影响。新能源集中出力时段，市场供过于求，现货价格走低，新能源消纳需求增加，增加了储能的获利空间；相反，新能源乏力时段，现货价格走高，需求侧用能减少，调峰压力降低。因此，新能源全面入市后，一定会面对量与价的双重不确定性，但供需两侧的变化将更加敏感地影响市场价格波动。

尽管这在短期内可能导致市场价格的波动增加，不过从长远来看，随着市场参与主体的增多，价格操控的空间将被压缩。相较于火电，新能源投资主体更丰富，民营企业占比高，这将为市场注入更多活力，使得“又绿又便宜”的电在未来成为可能。因此《通知》的出台将通过价格信号去影响合理消纳，未来新能源的供需关系和价格将更加灵活，进一步指导省级新能源项目指标分配，增强整体市场的动态调节能力。

二、新老划断：价值引导，量体裁衣

同时，《通知》中对存量与增量新能源项目实施新老划断，体现了“政策引导而非简单保护”的思路。

对于2025年6月1日以前投产的存量项目按照各地现行政策执行，而对于2025年6月1日起投产的增量项目，政策设置了柔性的参与条件，允许各地在地区新能源消纳条件的基础上自愿参与合约竞价，在降低投资门槛的同时，也推进了项目的动态调整与优化。实施中，项目的投产时间与新能源上网电量的比例将决定其可纳入的机制，无形中警示投资者在进入新项目时关注市场实际的消纳能力，以避免无效投资。这一措施不仅促进了对存量项目的保护，有助于在已有投资基础上保持收益稳定；对增量项目的限制则有效引导市场资源向真正具备价值的方向流动。

《通知》中还提到“机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制电价执行范围的项目自愿参与竞价形成”这也使得未来地方政府在新能源发展中拥有更大的决策权，鼓励根据地方实际情况进行“量体裁衣”，从而更有效地匹配市场需求。

然而，由于各省间情况差异较大，《通知》也给出了近一年的空间，各省细则被要求在最迟不超过2025年底前出台并实施。

三、储能发展：既是机遇，又是挑战

此外，《通知》中明确指出，“不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。

以往，新能源由于采用国家核定价格和计划调度的模式，未能及时响应市场变化，导致系统运行面临诸多挑战，且随着新能源装机规模的不断扩大，这些挑战将愈加明显。因此，许多地区开始实施配置储能的政策，试图将新能源的调节能力提升至与传统火电相当。然而，基于新能源的自身特性，其应享有在市场中购买调节能力的自主权，储能在大量投入之后也面临建而不用、利用率低下等亟待解决的问题。

《通知》实施后将取消配储作为新能源建设的前置要求，长期来看还原了新能源企业选择权，将是否配、如何配、配多少等问题还给新能源企业，不仅有助于推动市场化配储能的发展，同时对储能系统的考核也从产品价格进一步上升到了产品性能和产品经济性。

配置储能可以帮助新能源优化报价策略，提高电网友好性及中标电量比例，在新能源竟配排序中取得领先地位。因此随着电力市场化的深入，市场对储能系统的需求将从单纯的配备转向更注重效能和优化经济性的综合考量，各省间用电关键节点将越来越清晰，哪些节点安装储能具备经济性以及必要性也将逐渐显现。

同时，这种变化会促使市场内不具备竞争优势的企业被淘汰，而有产品技术实力和解决方案能力的企业将迎来进一步的增长机遇，行业整体质量及竞争环境有望得到提升，从而推动整个储能市场的健康发展。此外，政策的实施将进一步推动功率预测和市场化交易软件的普及，这样将带动市场中对第三方电价交易服务的需求的增加，促进行业内新的商业模式和合作方式的诞生。

随着现货市场、新能源入市等市场化交易机制逐步建立，市场化收益占比提升，储能商业模式有望在2025年短暂的调整后加快理顺。

四、虚拟电厂：切入配电网，挖掘新潜力

在《通知》实施后，新能源电站无论集中式还是分布式，全部电量纳入市场化交易，国内大部分省份是集中式全电量的现货交易体制，就是说每度电都是在现货交易中完成的，中长期仅仅是金融差价合约，集中式独立入市，分布式能源则会依赖虚拟电厂（初期由售电公司代理，进行打包入市）。同时，电费结算模式也随之发生了变化：1.以前是全省统一一个上网电价，现在是根据现货出清节点按照节点边际电价结算；2.上网交易后的收入将为市场化交易收入减去辅助服务费用和偏差考核的综合结果，再加上差价合约下的补偿（这里面可能有正有负）。

在新能源出力相对富裕的省份，比如山东、河南、河北和西北地区，新能源电站的整体收入预计会下降，尽管个体项目的收益可能上升，具体情况还需根据发电机组所在的现货出清节点来分析。节点价格的高低直接影响电站的收益，比起固定标杆电价，节点价格的波动将成为发电收益的关键因素。虚拟电厂其实就是可调能力在电力交易市场的变现，这里特指代理分布式能源 分布式储能的虚拟电厂，新能源电站出力本身是不可调的，可调节能力是关键，一方面降低偏差考核的损失，另一方面通过报量报价进行优化自身交易策略，获得最大收益。虚拟电厂之前缺少电源的采购途径，年底中长期锁定了80%的火电采购量之后，在月度里采购不到分布式能源的电力（没有入市），虽然风险小，但是收益有限。

《通知》实施之后，由于虚拟电厂第1.5代里面的发电机组上网交易的代理收益（详情请见《国内虚拟电厂商业模式总结》），售电公司将大量升级到虚拟电厂，不久的将来，会有更多源网荷储的一体化机组参与市场交易，在现货出清节点内，虚拟电厂根据可调能力，制定交易优化策略，报量报价参加日前现货交易，经过调度安全校核之后执行，实现新能源的协同消纳，帮助新能源电站实现利润，避免量价双杀。

01｜山西

山西省是现货转正第一省，其负荷类的虚拟电厂已经运营超两年以上，源网荷储型虚拟电厂限制在源网荷储一体化项目中实施。额外限制条件较多，如用户侧负荷应不低于60MW，年用电量不低于3亿千瓦时，全部区域应处于省级电网、地方电网或增量配电网内，不可跨越，和省级电网要有清晰的物理界面等等，满足条件的虚拟电产较少，没有见到实际运营案例数据；

02｜山东

山东分为发电类机组（1#机组），负荷类机组（2#F 2#R机组），没有提出源网荷储机组，多了一个2#R的可调节量的机组，可以聚合国网代理购电工厂的用户侧储能，实现既定充放逻辑下的增收；

03｜广东

广东分为发电类机组，负荷类机组，没有提出源网荷储机组，在发电类机组里面提出现货出清节点内聚合资源，1MW可调就满足申报条件。

因此，从现阶段情况来看，国内虚拟电厂目前仍处于初级阶段。

虽然山西负荷型虚拟电厂已开始运作，但广东和山东的虚拟电厂参与现货交易的政策发布是2024年年底，尚无实际运营数据。

《通知》的实施将进一步推动源网荷储型虚拟电厂的进程，虚拟电厂开始切入配电网，潜力得以实现，以最大程度消纳现货出清节点内的新能源出力。

这将标志着虚拟电厂从1.5时代（主要聚焦于电力交易策略优化和代理发电类机组）向真正意义上的2.0时代的升级。

未来，虚拟电厂的潜力将得到充分挖掘，推动整个电力市场的高效发展。