近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），通过明确对独立储能的容量补偿，增强了社会资本对相关投资的信心，同时也通过提出“加快建立可靠容量补偿机制”，为推动多种资源在电力市场中“各展所长、百家争鸣”奠定了重要基础。在这种发展趋势下，虚拟电厂作为聚合分布式电源、储能和需求响应的重要载体，在系统灵活性、保障电力安全供应和促进新能源消纳方面也将释放更大的潜能。沿着这一改革方向，下一步亟需思考的是：在容量电价机制不断演进的同时，如何通过完善电能量市场，特别是现货市场和中长期市场的价格机制与合约设计，进一步为虚拟电厂构建可持续的商业模式——而这在很大程度上取决于各类市场能否准确反映并合理补偿虚拟电厂所提供的系统价值。

现阶段，虚拟电厂最稳定、最普遍的收入来源仍是各地组织的需求响应（邀约或竞价）补偿，通过削峰填谷、应急调节获得容量或电量补贴。随着各地电力市场和规则的逐渐完善，部分地区开始推动虚拟电厂更深度参与辅助服务市场（调峰、调频、备用/爬坡等），通过“可用容量+性能考核”的方式获得更具市场化的收益。容量补偿方面，一些地区以备用容量补贴/可调能力补贴等方式支持虚拟电厂，但整体仍处于初级阶段。中长期市场方面，虽然国家在制度层面认可了其可行性，也有部分省级细则出台，但虚拟电厂参与中长期市场仍是少数。随着市场化进程继续深入，现货市场对于虚拟电厂的规模化发展和收益结构重塑将起到越来越重要的作用，也是虚拟电厂发挥其灵活响应能力的重要媒介。

然而，在实际运行中，电力市场，尤其是现货与中长期市场的价格约束与合约安排，往往削弱了价格信号的传导效果，使虚拟电厂的灵活性价值难以得到体现，在一定程度上压缩了其收益空间。为促进虚拟电厂健康发展并提升电力系统整体效率，本文拟从放宽现货市场价格限制、优化燃煤发电基准电价机制、推动中长期合同转型，以及为包括虚拟电厂在内的多元资源创造公平竞争环境等方面提出政策建议，为完善现有制度设计提供参考。

现货市场：进一步加大价格限制放宽力度

近一年来，从中央到地方都在相关文件中强调了要“放宽现货市场价格限制”的改革趋势。国家发展改革委、国家能源局在2025年2月联合发布《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”），明确提出“适当放宽现货市场限价”，为扩大现货价格浮动空间、探索负电价提供了政策基础。各省区也在各自的“136号文”配套实施方案中同步提出要“适当放宽现货市场限价、研究调整价格上下限水平”。其中，四川省下发的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》中特别提出，“适当放宽虚拟电厂参与现货市场申报和出清限价，激发虚拟电厂调节能力。”

虽然总体来看，国家和地方都在推进价格限制的放宽。但与欧美国家一些更为成熟的电力市场比起来，目前我国各个现行现货市场的价格限制依然很紧。欧美国家的现货市场普遍基本不对价格下限作限制，且设置了很高的上限，例如，欧洲日前市场的统一出清价格上限（SDAC Harmonised maximum clearing price）为4000欧元/MWh（约32000元/MWh），且曾在2022年因电力短缺短暂上调至5000欧元/MWh。 美国PJM区域为现货市场设定了1000美元/MWh（约7000元/MWh）的上限，超过这个上限的申报价格需根据成本单独核定，但最终不得超过2000美元/MWh （约14000元/MWh）。在美国西部，FERC对WECC现货交易设置了1000美元/MWh的“软上限”（允许超过，但要求提交合理性说明并可能触发事后处理）。加州ISO也存在类似的软性报价上限安排，并通过成本核验等机制管理高价报价。为了给包括虚拟电厂在内的灵活性资源创造更有利的价格环境，应在加强竞争监管的前提下，通过适度放宽价格上下限和引入负电价，更充分发挥现货价格在反映供需、激励灵活性资源和新能源消纳方面的作用。

价格上限可以在供需紧张、阻塞严重和竞争不足导致的电价不合理飙升时保护用户利益，但是价格上限太紧会带来灵活性资源投资被抑制、用电高峰时部分发电资源无法被充分利用。在用电净负荷高峰期，较低的价格上限压低了包括储能、需求响应等资源的盈利预期，这将直接影响对虚拟电厂的收益预期和投资激励，也进而抑制了电厂对虚拟提升系统灵活性方面的作用。

价格下限对于现货市场价格信号的传导以及对虚拟电厂等需求侧资源的调动也造成了阻碍。现货市场中过紧的价格下限使得现货市场不能出现极低价格或负价，削弱了通过价格信号鼓励需求侧资源利用电气化或需求响应等方式“填谷”的作用，也限制了虚拟电厂在净负荷波谷时段的调节能力。同时，价格下限的设置使得许多低于这一水平的报价难以反映在市场中，从而模糊了资源调度的“优先顺序”，可能导致一些高效、低成本的可再生能源资源和虚拟电厂等资源无法充分发挥优势，从而影响电力系统的最优配置。此外，现货市场价格上下限过紧会导致峰谷电价差过小，降低虚拟电厂中储能系统的运行激励。这样既限制了虚拟电厂在负荷平衡方面的作用，也限制了储能的利用率和虚拟电厂的整体收益。

因此，应放宽现货市场价格限制，确保虚拟电厂得到合理和公平的经济价值补偿，激发虚拟电厂灵活性调节的潜力。一方面，在确保供给侧竞争充分和市场力监管足够的前提下，放宽现货市场价格上限，允许“稀缺性定价”释放价格信号，鼓励虚拟电厂在净负荷高峰调节电网压力，引导对虚拟电厂和需求侧响应的进一步投资。另一方面，通过放宽市场价格下限来鼓励虚拟电厂等需求侧灵活性资源利用低电价，也有利于在新能源高发、净负荷较低期间促进新能源的消纳。

当然要强调的是，放开现货市场价格限制还有一个前提，即要首先采取措施来监测和规避市场操控的行为，避免因滥用市场力造成的价格波动。这样才能促进价格信号有效传递并反映真实供需情况与电力价值，确保价格波动是市场运行的正常结果而非由人为市场操控造成的。可以借鉴国际经验，建立健全市场力筛选和缓解机制，推动形成公平、高效、健康的市场环境。

中长期市场：坚持推进量价管制放开，持续推广金融差价合约

国家发展改革委、国家能源局在2025年12月印发的《电力中长期市场基本规则》中，明确了虚拟电厂可以作为资源聚合类的新型经营主体参与中长期市场，也有一些省区发布了参与细则，但目前参与中长期市场并不是虚拟电厂的主要盈利方式。虽然如此，虚拟电厂的收益结构仍不可避免地受到中长期市场规则的影响。

2021年10月，国家发展改革委发布《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，规定煤电中长期市场交易价格在燃煤基准电价的基础上正负浮动均不超过20%；同时，中长期市场规则对批发侧买方主体年度签约比例也有较高的要求，这在一定程度上推高了煤电合同价格。然而在这种情况下，用户侧仍然在高比例签约煤电，并没有通过与其他资源（例如更便宜的电源类型，或虚拟电厂这类聚合资源组合）签约获得更有竞争力的价格与灵活性。这其中的原因可能一方面是中长期市场的分时曲线和电量分解等技术要求不利于可再生能源和虚拟电厂等新兴市场主体；另一方面可能是燃煤发电仍然是中长期市场交易绝对主体，部分地区也可能存在对用户签约对象/签约比例的行政性要求或强制性安排。此外，由于虚拟电厂和可再生能源比较难以满足中长期合约分时曲线和电量分解的要求，也使得这些资源难以大量签约。从结果看，用户侧只能高比例签约煤电，缺乏在其他市场寻求包括虚拟电厂等其他资源组合的空间，也承担了更高的电量成本。

但我们也看到国家对于中长期年度签约比例和价格的限制都有逐渐放宽的趋势。国家发展改革委、国家能源在2025年底发布的《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》中要求，各地省内市场燃煤发电企业年度电力中长期合同总签约电量应不低于上一年实际上网电量的70%（2025年为80%），并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%（2025年为70%），且允许各地可在确保电力电量平衡的情况下，随煤电容量电价标准提高适当放宽燃煤发电企业年度电力中长期合同签约比例要求，但原则上不低于60%。前不久刚发布的“114号文”也明确，各地在煤电容量电价机制完善后，可不再统一执行基准价下浮20%的下限，而是由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限，促进各类机组公平竞争。

其实早在新要求出台前，一些省区在实践中已经在不同程度上放宽了中长期市场的签约电量与交易价格限制。比如，甘肃不对签约电量比例做要求；蒙西集中交易上限为20%，但下限完全放开；山东分时段中长期交易和甘肃中长期交易则执行其现货市场交易价格上下限规定；山西、蒙西中长期双边协商交易不设置价格上下限。

中长期市场的另一个问题是，合同的处理方式也不符合虚拟电厂参与系统灵活运行的需要，影响了现货市场中价格信号的有效传递，压缩了其通过峰谷价差、波动性与调节价值实现收益的空间。目前中长期市场不仅设定了关于煤电交易电量比例的要求，也设计了相当严格的偏差处理机制。由于煤电企业在中长期市场以较高的价格锁定了大部分电量，再加上大部分地区仍然采取偏物理执行的中长期合约形式，煤电企业在现货市场则可能会为获得出清资格而压低报价，使得更高效、更清洁的资源（如可再生能源、虚拟电厂等灵活性资源）无法被调度。而当系统遭遇极端天气、可再生出力波动或输电阻塞等情形时，虚拟电厂难以依据真实稀缺性与波动性价格快速组织聚合资源进行调节，从而削弱其在保供、削峰填谷与促进新能源消纳方面的系统价值发挥。

因此，面向虚拟电厂等灵活性资源的中长期市场改革，应将中长期市场的性质逐渐从保障煤电固定成本回收向抵御现货市场价格风险为主旨的方向转变，这可以围绕价格机制、竞争机制和合约设计等方面统筹推进。一方面，在延续既有电价改革方向的基础上，加快放开燃煤发电基准电价机制，适度扩大中长期市场交易电价的上下浮动空间，使中长期价格更加紧扣现货价格和系统边际成本变化，为虚拟电厂等灵活性资源提供足够的价差信号和风险溢价基础。另一方面，在市场准入和规则设计中坚持资源中立和技术中立原则，不再将煤电视为“默认主体”，为可再生能源、储能、需求响应、虚拟电厂等资源创造公平参与各个市场的空间，引导用户侧从“高比例锁定煤电”逐步转向可在多元清洁、灵活资源组合中进行选择。

在此基础上，有必要进一步、更大范围地推动中长期合约向金融合约转型，将金融差价合同等工具作为加强中长期市场与现货市场价格联动的重要纽带。同时，在目前以煤电为主导的中长期合约机制下，逐步放宽对煤电企业中长期合约交易电量比例的行政性约束，取消对偏差电量的考核和惩罚，提升现货市场的流动性和价格信号有效性。通过上述改革，可以为虚拟电厂提供更加清晰的价格预期、更灵活的交易空间和更可持续的收益机制，使其更加充分地发挥系统灵活性和保障供应的作用。

结语

要充分释放虚拟电厂等灵活性资源的系统价值，必须在以煤电为主导的市场结构下尽快纠正对灵活性资源的制度性挤出效应，使虚拟电厂能够在多时间尺度市场中获得与其贡献相匹配的经济回报，真正成为支撑新型电力系统安全、低碳、灵活运行的重要市场主体。

具体来说，应在现货市场和中长期市场两个维度上同步推进价格机制与合约设计的系统性改革。在现货市场，通过在强化竞争监管和市场力约束的前提下，使价格信号能够真实反映供需状况和稀缺程度，为虚拟电厂提供足够的峰谷价差和风险溢价。在中长期市场，通过扩大燃煤发电电量上网电价浮动空间、继续推广金融差价合同，并逐步放宽对煤电中长期合约电量比例和偏差考核约束，改善价格发现和风险分担机制，为虚拟电厂留出足够的交易空间和发展空间。