虚拟电厂如何参与市场化交易？

随着国家发改委、能源局《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”）全面落实，以及内蒙古《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》（内发改价费字〔2025〕660号）（以下简称“660号文”）的深入推进，分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量全部进入市场参与市场交易。

其中660号文中明确：“在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上，推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易，实现新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参与市场。未选择直接参与市场交易或未聚合的项目，默认作为价格接受者”。

因此，自2025年7月1日起，蒙西分布式项目全部按照固定电价兜底时代终结，分布式光伏项目收益模型发生剧变，电价波动成为常态。

2025年11月14日，内蒙古电力交易中心发布《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》的通知明确：独立储能、市场化用户以及分布式光伏、分散式风电等调度未直接调管的发电资源可以通过聚合虚拟电厂的方式参与市场化交易，为接下来分布式项目的发展指明了新方向。

01政策变革：从固定价格到市场化交易

136号文与660号文共同构筑了蒙西分布式光伏市场化交易的政策体系，其核心要点可概括为“全面入市、分类施策、差价结算”。

全面入市：所有分布式项目上网电量必须进入电力市场，通过市场交易形成价格。

分类施策：2025年6月1日前投产的存量项目保留部分“机制电量”，机制电价为当地煤电基准价（蒙西0.2829元/千瓦时）；而此后投产的增量项目暂不安排机制电量，完全通过市场竞争形成价格。

差价结算：当市场交易均价低于机制电价时，电网企业进行差价结算，结算费用纳入系统运行费。

综上可得出公式如下：

分布式结算电费=上网电量*（节点现货电价+（机制电价282.9-全网同类型加权均价）。

02分布式项目：三种参与路径解析

面对市场化交易，蒙西分布式项目可选择三条参与路径，各有其适用场景与要求。

1 全面入市，独立参加交易

当项目规模较大，且自身拥有专业的交易团队和技术支持，可以选择作为独立经营主体直接参与市场，通过市场交易形成价格。

参与方式：在电力交易平台完成市场注册后，每月可自愿选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。

技术要求：项目需要满足“可观、可测、可调、可控”的条件，这意味着需要投资建设或租赁能满足电网数据交互要求的技术支持系统。

2 聚合参与，虚拟电厂

对于大多数分布式项目来说，通过虚拟电厂（VPP）等聚合商“抱团”参与市场，是平衡风险与收益的更优选择。

如何运作：电源型虚拟电厂将多个分布式项目整合成一个虚拟的交易单元，统一进行交易申报、响应电网指令等。

核心优势：

• 提升市场议价能力：聚合后的规模更大，市场交易能力及议价能力更高。
• 降低交易技术门槛：由聚合商统一负责处理复杂的市场交易和技术对接，项目方无需搭建及培养自身交易团队。
• 对冲价格波动风险：聚合不同资源类型和出力特性的项目，可操控空间较大，可以整体输出电力曲线，减少偏差考核风险。

3 作为价格接受者

660号文中明确，“未选择直接参与市场交易或未聚合的项目，默认作为价格接受者。”这属于分布式项目的兜底参与方式，也是目前蒙西大部分分布式项目结算方式。

运作机制：无需在交易平台注册，也无需进行任何报价操作。上网电量自动按照同类型项目在市场的加权平均电价进行结算。

利弊分析：这种方式最大优点是简单无操作，几乎零门槛；但缺点是缺乏主动性，收益完全随市场平均价格波动，无法在电价高时获取超额收益，也无法通过优化运行策略来增加收入。目前蒙西谷段负电价出清，现货电价走低。

03虚拟电厂：分布式聚合的破局之道

《内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂交易实施细则》的发布，为分布式项目聚合参与市场提供了制度基础。虚拟电厂通过将分布式光伏、储能、可控负荷等多种分布式能源资源进行整合，实现统一调度和管理。

根据《实施细则》，蒙西的虚拟电厂主要分为两类：

负荷型虚拟电厂：聚合的是电力用户的可调节负荷和储能，主要参与需求侧响应和电能量交易。

电源型虚拟电厂：聚合的是分布式光伏、分散式风电和独立储能，参照平价新能源项目，主要参与电能量市场交易。虚拟电厂现阶段主要聚合独立储能、市场化用户以及分布式光伏、分散式风电等调度未直接调管的发电资源。

根据《实施细则》，虚拟电厂运营商须满足以下条件：

01资质系统

运营商应为具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。

应具有相关技术支持系统，具备独立分时计量、数据传输等条件，满足网络安全、数据准确性与可靠性要求，具备负荷监测、预测、接收指令、指令分解执行等信息交互功能。且技术支持系统上送的运行类数据与电网公司采集的负荷数据偏差率不得超过±5%。

02网络安全

具有 CMA（中国计量认证）或 CNAS（中国合格评定国家认可委员会）认证资质的第三方检测机构出具的网络安全等级测评报告和信息安全等级保护二级及以上测评报告。

03能力校验

负荷管理中心委托具备承装（修、试）电力设施许可证二级及以上资质或同等资质能力的第三方机构，结合《虚拟电厂接入新型电力负荷管理系统技术规范》要求，对虚拟电厂各节点聚合资源开展调节能力校核，能力校核通过后，出具《调节能力校核报告》，并推送至电力交易机构。

*注：不达标，则无法入市

04履约保函

虚拟电厂运营商参与市场交易，应参照售电公司履约保函（保险）管理办法，按照0.008元/千瓦时单独提交履约保函或保险。聚合发电资源参与电能量交易的，按照聚合电量提交履约保函或保险。

04市场形势：供需失衡与价格波动

蒙西电力市场正面临供需失衡的严峻挑战。截至2025年10月底，内蒙古电网统调装机容量达1.45亿千瓦，其中风电和光伏设备容量分别为4615.5和3702万千瓦，较上年年底分别增长36.5%、79.5%。

图 | 直调装机中不同电源的装机占比

与快速上涨的供给相反的是，2022-2025年，蒙西用电需求整体呈上涨趋势，但增速显著放缓。

供需失衡导致现货价格持续波动。2024年7月，现货价格高达1166.68元/兆瓦时，成为现货市场启动以来最高现货价格；而2025年4月则出现历史最低价格161.6元/兆瓦时。

结合目前供需情况及现货价格波动来看，未来低现货价格将成为主要趋势。

05前景展望：分布式能源的转型之路

随着蒙西电力市场改革的深入，分布式能源交易机制将持续完善。虚拟电厂将成为整合分布式资源的关键平台，通过聚合分布式光伏、集中式储能与虚拟电厂，将大量分散的发电能力，汇聚成电网可调度、市场可交易的稳定力量。

面对日益波动的电力市场，虚拟电厂通过专业化运营，为分布式项目提供了应对市场波动的平台。但与此同时，也需面临技术门槛、资金压力与政策波动等多重挑战。

在当前电力市场环境下，只有具备坚实技术基础、灵活交易策略和有效风险管控能力的市场主体，才能在市场化竞争中稳步向前。未来分布式项目的成功与否，将不再取决于资源获取能力，而是市场交易能力、风险管理能力和数字化应用能力的综合比拼。