随着我国电力市场化改革持续纵深推进，电力现货市场全面落地、新能源电价市场化改革有序铺开，电力市场逐步构建起“电能量、辅助服务、容量补偿”协同完善的多元化交易体系。2023年以来，国家密集出台多项顶层设计文件，明确分布式新能源、虚拟电厂、独立储能等新型主体的合法市场地位。换言之，新型主体不再是电力系统的“特色小菜”，而是成为系统运行不可或缺的“主菜”，让新型主体真正实现与传统电源“同工同酬、同台竞争”。2025年，电力现货市场全国全覆盖改革落地、新能源全面入市，标志着电力市场正式迈入现货主导的全新阶段，新型主体的投资收益不再依托政府标杆电价与财政补贴，而是完全取决于市场报价能力、功率预测水平与风险管控能力，行业发展由政策哺育的“温室模式”，全面迈入优胜劣汰的“市场模式”。但长期依托计划体制与政策扶持形成的传统发展模式，与现货市场主导的市场化交易体系存在一定矛盾，原有运营逻辑、投资模式与市场规则难以兼容，旧有发展路径难以为继。基于此，本文系统梳理新型主体市场化交易政策体系，剖析各类主体入市后的现实瓶颈与适配难题，并针对性提出市场化适配优化路径，助力新型经营主体实现高质量、规范化、市场化可持续发展。

“同工同酬”入市交易

如今，支撑新型主体参与电力市场的政策框架已全面确立。在定义与地位层面，2024年11月，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号），首次在国家层面明确新型经营主体的官方定义与分类标准。新型经营主体是指配电环节具备电力、电量调节能力，具有新技术特征、新运营模式的各类资源，其被划分为单一技术类（分布式光伏、分散式风电、储能、可调节负荷）与资源聚合类（虚拟电厂、智能微电网）两大类别。其中，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）发布，进一步明确了虚拟电厂的定义，是聚合包括分布式电源在内的各类分散资源，协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。

在电能量市场维度，2023年印发的《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号），首次在全国性市场规则中明确，独立储能、虚拟电厂等新型主体已可实现自主参与现货市场申报，并按照现货市场分时价格信号参与系统灵活调节，借助分时电价差实现能源时空价值变现。2025年，《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）打通了分布式新能源入市的“最后一公里”，一方面推动新能源全面入市，另一方面，持续完善中长期、辅助服务、容量市场配套制度，构建多层次市场体系，为各类新型主体拓展多元盈利空间。

在辅助服务市场赛道，遵循“谁受益、谁承担”原则，收益与履约义务相互挂钩。2024年，《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）确立公平准入原则，明确具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号）鼓励包括新型经营主体在内的各类主体根据自身特性，以聚合等多种方式参与辅助服务市场，发挥灵活调节资源作用。各类市场经营主体按照所提供的辅助服务获取收益，按照国家相关文件要求分担辅助服务费用。

在容量保障市场层面，2026年，《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）正式出台，将容量电价机制从传统煤电扩展至天然气发电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能等调节性电源。一方面，锚定煤电基准建立新型储能容量补偿机制，对未配储的电网侧独立储能按顶峰能力折算容量电价，实现各类储能同台竞争；另一方面，创新实行清单制管理，由省主管部门统筹项目准入，确保合规项目有序获取容量补偿。针对电网侧独立储能无特定服务对象、市场化收益尚不稳固的痛点，构建“统一补偿原则、统一准入标准、统一补偿水平”的容量补偿体系，实现新型储能与煤电、抽蓄“同工同酬”。

在绿色电力价值领域，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）印发，核发范围实现了“对已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证”的全覆盖。国家文件要求绿电交易在成交价格中分别明确电价与绿证价格，并分别计量、交付，数量上可不严格对应，实际已经将绿证与电能量进行分离。可再生能源与用户侧签署的电力交易合同应纳入正常的电力中长期交易机制，可再生能源与其他电源无差别参与电力市场，绿色价值主要在绿证市场中实现。

通过系统梳理典型文件，改革背后的政策导向清晰可辨：一是放宽市场准入。破除原有市场身份壁垒，长期被拒之门外的新型经营主体，得以拥有与传统发电、售电主体平等的市场地位；二是拆分多元价值。依托全国统一电力市场建设，一改过去“一揽子定价”的传统模式，推动电能量、调节、容量、环境价值“分槽计价”，拓宽新型主体收益渠道；三是转变定价机制。上网电价由政府定价逐步转向市场交易形成，调节能力价值摆脱传统计划性补偿模式，自主经营、自负盈亏成为市场常态。四是明晰权责边界。理顺价格形成与权责匹配机制，统一交易规则规范市场考核、成本分摊要求。

“旧制难循”亟待调整

新型市场主体运营模式的多元实践

随着电力市场化改革向纵深推进，独立储能、虚拟电厂、分布式新能源等新型经营主体逐步从“政策试水”走向“市场实战”，发展逻辑也迎来深刻转变，行业发展逐步摆脱行政政策约束，形成了各具特色的运营模式与收益架构。

分布式新能源形成“聚合入市为主、单体直接参与”的核心运营路径，配套建立多元收益结算机制，并呈现差异化演进态势。入市路径上，除规模较大的工商业分布式项目可独立参与市场外，绝大多数户用及小型分布式光伏因体量有限、资质不足，均通过聚合商打包整合后统一入市，以整体身份平等参与中长期、现货交易及新能源可持续发展价格结算机制竞价，电量收益与绿色环境权益按聚合合同分配至终端业主，是当前兼具经济性与可操作性的主流模式。收益结算上，全面执行价补分离与托底保障并行机制。上网电价完全由市场交易形成，存量项目财政补贴与电价脱钩、独立兑付；配套可持续发展价格结算机制，通过差价补贴平滑市场波动风险。项目还可通过绿电交易、绿证流转单独兑现环境溢价，形成“电量交易收益+政策托底补贴+绿色权益溢价”三层收益结构。运营演进上，市场价格信号倒逼行业优胜劣汰，负荷中心优质项目收益优势凸显，同时催生出虚拟电厂、源网荷储一体化等新业态，长期将逐步回归就地消纳核心属性。

虚拟电厂本质是依托电力现货市场形成的经济组织形态，而非实体电源。运营架构上，虚拟电厂通过数字化调控平台聚合分布式光伏、新型储能、可调节负荷等无法独立入市的小微资源，以统一市场主体身份参与交易。盈利路径上，呈现多元复合特征：在电能量市场依托分时价格信号优化充放电时序，通过峰谷价差实现套利收益；在辅助服务市场凭借聚合后的整体调节能力，参与调频、调峰、备用等交易获取服务报酬；同时可响应电网需求开展需求响应，部分聚合清洁能源的项目还可同步兑现绿电环境溢价。发展趋势上，虚拟电厂正逐步脱离计划峰谷电价的政策温床，全面融入现货市场真实价格体系，特殊扶持规则将逐步取消，最终与传统电源同工同酬同台竞技。运营监管同步趋严，通过限定聚合资源范围、规范节点申报规则、防范串通报价风险，推动其回归存量资源优化配置的本源定位，在市场化机制下实现健康可持续发展。

新型储能运营逻辑由“被动配建”转向“价值变现”。发电侧储能不再作为新能源项目核准并网的强制前置条件，由企业结合区位电价水平自主决策配置。运营上依托市场分时价格信号优化充放电策略，通过现货峰谷价差实现电量时空套利，同时参与调频、调峰等辅助服务交易获取调节收益，并可配合新能源电站平滑出力曲线，降低偏差考核风险。电网侧储能以系统安全保障为核心定位，依托容量电价机制夯实基础收益，按顶峰能力折算补偿标准，同时深度参与电能量与辅助服务市场，发挥削峰填谷、缓解输电阻塞的系统价值。用户侧储能聚焦工商业场景，核心围绕峰谷电价差套利、降低容需量电费开展运营，部分结合分布式光伏构建光储一体化模式，通过自发自用加余电存储提升综合经济性。整体盈利模式从依赖政策补贴转向多元复合架构，倒逼企业通过技术降本与精细化运营提升市场竞争力。

新型主体入市后面临的待解问题

长期依托政策扶持形成的运营范式难以适配以电力现货市场为核心的交易体系，传统发展模式的局限性不断凸显。各类新型主体亟须主动顺应市场化改革方向，围绕现货市场价格信号重塑经营思路，依托市场化机制充分挖掘灵活资源价值，实现可持续运营。

分布式光伏原有运营模式亟须市场化重构。一是大量分布式光伏无序建设造成局部电网承载饱和，多地形成并网“红区”，部分户用光伏电量逐级升压向高压电网反送，演变为“分布的集中式光伏”，偏离就地消纳的原生定位，持续加重电网安全压力与调节成本。二是市场准入存在天然壁垒，多数户用、小型分布式光伏单体规模偏小，无法直接参与交易，高度依赖聚合商模式，但聚合相关权责、收益分配、考核传导细则尚不健全。三是项目收益不确定性显著上升，在补贴政策退坡背景下，大量未结合区位电价信号盲目投建的项目，入市后易遭遇节点电价持续低位带来的经营压力。四是配套市场机制存在短板，海量分散主体入市带来计量、申报、结算压力，易引发管理难题；面向分布式光伏的输配电价、系统运行费、交叉分摊机制尚未完善，难以保障市场公平。

虚拟电厂入市配套机制亟须系统性完善。一是主体定位存在实体化偏差。虚拟电厂属于经济聚合组织，不具备物理发电用电设备，仅能优化存量资源，无法新增系统调节能力。但国内出现将其与源网荷储实体元器件并列规划的倾向，容易引发系统规划思路错位。二是市场化发展根基薄弱。国内虚拟电厂依托计划电价起步，并非建立在现货真实分时电价之上。现货市场全面落地后实际峰谷价差收窄，原有盈利模型面临冲击。同时部分地区设置特殊扶持规则，尚未实现与其他市场主体公平竞争。三是权责边界划分模糊。虚拟电厂响应行为依靠价格激励，不具备实体电源同等可靠性，不宜强制调度、纳入容量补偿。同时聚合资源范围缺少清晰界定，若纳入可独立入市的资源，容易造成重复。四是市场监管机制存在短板。聚合模式下多方主体信息互通，存在“二调度”“二交易”操作空间，易滋生串通报价、操纵市场等风险。现行交易监管规则未能形成有效约束，不利于维护电力市场公平秩序。

新型储能传统发展模式亟须市场化革新。过去储能装机扩张主要依托各地新能源强制配储政策，属于前置性、考核型被动建设，并非电力系统真实供需缺口催生的市场化需求，导致大量配套储能项目建而不用、闲置严重。数据显示，新能源配储平均利用率仅17%，运行系数偏低，在新能源消纳水平持续走高的背景下，储能实际调峰价值难以发挥。同时，超前大规模配储形成巨额建设成本，最终由电力用户分摊承担，无端抬高社会用电成本，加重行业与民生用电负担。此外，储能行业长期依赖政策扶持，盈利模式单一，缺乏市场化自主运营能力，原有适配强制配储的运营策略、投资逻辑无法对接现货市场价格信号。传统电源灵活性改造进度滞后，也导致储能入市后难以充分参与系统调节，行业整体存在投资效率低、价值兑现不足等突出问题。

“体系重塑”适配市场

立足电力市场化改革方向，针对新型主体入市暴露出的突出矛盾，应当遵循新型电力系统建设规律，从市场规则、运营模式、监管机制等层面完善配套制度，推动各类灵活资源实现可持续、高质量市场化发展。

顺应分布式光伏全面入市改革趋势，应当多措并举推动行业理性可持续发展。首先引导分布式光伏回归本源属性，依托市场价格信号倒逼项目优先实现自发自用、就近消纳，规范项目立项审批，合理划定接入电压等级与上网电量上限，控制远距离跨台区输电规模。其次完善市场化配套机制，持续健全聚合交易相关规则，明晰聚合商与户用业主的收益分配、风险分担机制。持续落地价补分离与可持续发展差价结算机制，稳定行业投资预期。再者优化电价体系，探索适配分布式光伏用户的容量制或两部制输配电价方案，理顺系统运行费、交叉补贴分摊方式，维护市场公平。最后升级电力基础设施与市场支撑系统，推进配网改造扩容，提升电网接纳能力，完善低压节点出清功能，化解海量分散主体交易带来的计量、结算难题，保障分布式光伏平稳有序参与电力市场。

立足虚拟电厂经济组织本源，需从定位、市场基础、交易机制、监管体系四方面完善市场化发展体系。首先，明确虚拟电厂核心定位，厘清其与源网荷储实体设备的边界，电力系统规划、可靠性保障仍以实体元器件为核心，不刻意规划虚拟电厂规模，依托市场价格信号自然驱动行业发展。其次，以电力现货市场为发展前置条件，依托真实分时电价形成合理价差，摒弃传统固定峰谷电价测算模式，规避入市后收益亏损风险。同时，完善市场化交易机制，规范资源聚合规则，限定虚拟电厂聚合同一节点小微分布式资源，入市交易按节点精准申报出清，破除差异化扶持政策，保障市场公平竞争。最后，健全专项监管体系，规范虚拟电厂聚合范围，禁止聚合可独立调度、可直接入市的大型主体，杜绝跨主体无序聚合。

新型储能需彻底摆脱政策驱动惯性，全面转向市场化发展模式。首先，转变行业发展逻辑，摒弃强制配储的硬性考核模式，遵循电力系统系统性发展思维，依托现货市场价格信号，结合电网供需实情与调节需求，审慎研判储能建设时机与规模，优先通过市场化负荷调节等低成本软机制优化资源配置，杜绝超前无效投资。其次，重塑市场化盈利体系，立足发电侧、电网侧、用户侧多元应用场景，丰富储能盈利模式，兼顾电能量套利、辅助服务调节、容量补偿等多重收益，提升资产利用效率。最后，推动行业提质降本增效，企业需聚焦技术创新，优化储能系统性能、延长设备生命周期，通过精细化成本管控压缩运营成本，提升项目市场竞争力。同时贴合现货市场建设节奏，优化储能充放电策略与市场化交易模式，以市场需求为导向开展投资运营。

随着电力现货市场全面落地、新能源全面入市，新型主体已从“席边配角”跃升为“宴席主菜”，其不再是传统电源的点缀，而是与煤电、水电同台竞技的独立市场主体；也不再是政策庇护的“特殊群体”，而是盈亏自负、优胜劣汰的竞争参与者。未来，需持续锚定市场化发展方向，持续完善多层次电力交易配套规则，厘清各类新型主体的功能定位与权责边界，健全市场监管与收益保障机制，实现新型主体与传统电源公平竞争、优势互补、协同发展，持续激活新能源产业发展活力，为我国能源转型提供坚实支撑。