今年以来，我国电力体制改革步伐明显加快，全国统一电力市场建设按下“加速键”，煤电与新能源全面入市，所有工商业用户参与市场交易，电力市场注册主体数量已突破97万家。 随着电力市场开放程度不断提高，各级监管部门持续加强对售电市场的管理，严厉打击各类违规行为，全力维护市场公平与秩序。 近一段时间以来，多地电力交易中心（能监办）发布通报，内容涉及售电公司违造材料、不满足持续准入条件、市场纠纷、伪造公章、批零价差过高等行为，标志着电力市场正式进入强监管时代。 与此同时，陕西、新疆、安徽等地严格管理电力零售市场，对售电公司批零价差设置上限，超额部分将和所签用户进行收益分享。 在此背景下，售电公司该如何运营？ 多家售电公司违规被通报 广东：12家售电公司伪造资料 近两个月，广东电力交易中心先后五次发布通报，对售电公司违规行为予以公开。经滚动核查、会计师事务所反馈及群众举报，发现部分公司存在伪造履约保函、资产证明等行为。涉事的12家售电公司已被暂停交易权限并纳入风险管控，要求限期整改。逾期未改者将依法处理，情节严重者将启动强制退市程序。（据8月18日广东省能源局公告，两家售电公司已进入强制退出公示阶段）。 浙江：38家售电公司需整改 浙江能监办近日通报2025年售电公司准入条件自查结果：在233家注册生效的售电公司中，22家未提交自查材料，3家未报送2024年审计报告，26家未持续满足准入条件。相关问题公司须于9月30日前完成整改。 山东：4家售电公司签约过程存异 山东电力交易中心在5月份零售市场纠纷申诉处理中通报，4家售电公司因签约过程存在争议被用户申诉。 江苏：1家售电公司伪造用户公章 江苏电力交易中心公布2025年5月售电公司违约情况，一家公司因伪造用户公章、违背真实意愿代理入市被投诉。 四川：14家售电公司未限期整改将被退市 8月21日，四川电力交易中心公示，拟对14家售电公司启动强制退市或注销四川业务范围程序，原因为这些公司未按时完成2025年度持续满足注册条件的整改要求。 山西：4家售电公司进入3个月整改期 9月4日，山西电力交易中心发布通报，4家售电公司未完成2025年度售电公司持续满足注册条件专项核查工作，自9月4日起4家售电公司进入为期3个月的整改期。 批零价差需合理有效传导 7月以来，陕西、新疆电力交易中心先后公布了当地零售市场批零情况，并披露了结算价格和批零价差的前30位售电公司名单。9月2日，安徽发布了《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，旨在提升市场透明度，推动批零价差合理传导。 陕西：部分售电公司购销价差超0.1元/度 陕西电力交易中心7月17日发布声明，对部分售电公司予以强烈谴责。2025年1月起，陕西电力现货市场长周期试运行，叠加新能源装机增长和电煤价格下行，批发市场购电均价从1月0.362元/度降至6月0.339元/度，降幅0.023元/度；但零售用户购电均价仅下降0.003元/度，部分用户购电价格远高于市场平均价（0.364元/度）。49家以上售电公司售电均价超市场1.05倍，部分公司批零价差甚至超过0.1元/度。陕西省发改委8月1日发文，明确建立零售市场超额收益分享机制，对批零差价超过0.015元/千瓦时的部分，按售电公司与用户2:8比例分享。 相关阅读 新疆：度电收益4分以上售电公司有32家 8月14日，新疆电力交易中心公布2025年1-7月零售市场批零价格情况。1-7月新疆售电公司平均度电收益9.11元/兆瓦时。度电收益高于40元/兆瓦时的售电公司32家，度电收益20-40元/兆瓦时的售电公司59家，度电收益9.11-20元/兆瓦时的售电公司29家，度电收益9.11元/兆瓦时以下售电公司31家。并对度电收益、零售用户价格由高到低前30位售电公司名单进行了披露。 另据了解，新疆也拟对售电公司度电收益设置上限，针对售电公司月度平均度电收益超过10元/兆瓦时的部分，由售电公司与其代理的零售用户按2:8比例分享。 相关阅读 安徽：度电批零价差高于8厘，收益需与用户二八分 9月2日，安徽省发改委、安徽省能源局发布《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，其中提出，2025年9-12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司和电力用户按照2:8比例进行结算分享。 相关阅读 四川：售电公司批零价差高于7厘，超额收益或与用户五五分 9月4日，四川省发改委发布关于公开征求《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》意见的通知。其中提到，2026年考虑设置批零收益分享机制。通过零售套餐签约方式，由经营主体双方结合生产用电情况，自主协商批零价差回收基准及分成比例；当零售用户未能与售电公司自主约定批零价差分成比例时，默认以7元/兆瓦时作为批零价差控制基准，并对售电公司超额收益实行五五分成。 售电运营四大法宝 在当前复杂多变的电力市场环境中，经营售电业务面临诸多挑战。那些仅依赖电力交易价差获取利润的售电公司，注定难以实现可持续发展。市场正呼唤技术驱动、具备综合服务能力的售电企业，它们应通过增值服务构建核心竞争力，赢得长远发展空间。 尤其在中小型电力用户与新能源电量全面进入市场的背景下，监管部门持续优化交易规则，推动我国电力市场体系不断健全。目前，我国已构建起“1+6”电力市场交易规则体系，信息披露机制日趋透明，对违规交易行为也将加大惩处力度。在这一趋势下，售电公司必须持续强化合规经营、完善风险管控、提升客户服务质量，并不断优化成本控制能力，以适应日益规范与竞争激烈的市场环境。 合规经营能力——从业底线 合规与诚信是售电公司经营不可逾越的底线。任何侥幸心理都可能触碰规则红线，最终导致得不偿失的后果。 根据《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）的规定，售电公司应持续符合注册条件，电力交易机构有权根据需要对其持续满足条件的情况进行核验。这意味着售电公司的相关资质将面临不定期核查。从今年各地交易中心陆续发布的通告可以看出，持续核验已成为常态化工作机制。因此，售电公司必须严守合规底线，确保所提交的材料合法合规，并持续满足监管要求。 与此同时，售电公司也应坚守诚信原则，规范自身经营行为。不得以隐瞒、欺骗等手段与零售用户签订合同，严禁私自使用用户平台账号及密码进行任何交易操作，以免造成误解纠纷。此外，售电公司有义务如实、准确向用户告知市场政策、交易风险、套餐价格等重要信息，并在双方确认的基础上签订零售合同。 风险管控能力——核心与根本 电作为一种特殊商品，其价格实时波动，受天气、燃料价格、政策、供需关系等多种因素影响，波动剧烈且难以预测。因此，风险管控是售电公司最核心、最根本的能力。 售电公司需要面对的风险来自于以下几个方面： 市场价格风险：如果采购的电价高于售出电价，就会出现倒挂，导致亏损。 偏差考核风险：用户实际用电量与合同预测电量偏差过大，所产生的偏差考核费用。这是目前许多售电公司亏损的主要原因。 信用风险：用户或发电企业违约带来的风险。 政策风险：电力市场规则变化带来的不确定性。 应对风险需要售电公司组建专业的交易团队、运用金融对冲工具、采取精准负荷预测以及多元化的电源组合合同来降低风险。 专业的交易团队：组建熟悉电力市场规则、具备金融衍生品交易经验的团队，进行策略性购电。 金融对冲工具：运用电力期货、期权、差价合约等金融工具，锁定利润，对冲价格波动风险。 精准的负荷预测：利用大数据和AI算法，分析用户历史用电数据、天气、节假日等因素，尽可能准确地预测用户未来的用电量，以减少偏差考核。 多元化的电源组合：尽可能与不同类型的发电企业（如火、水、风、光等）签订中长期合同和现货合同，优化电源结构，也就是不要把鸡蛋放在同一个篮子里。 客户服务能力——关系的深度绑定 事实上，售电业务同质化严重，竞争最终落脚于服务能力。通过提供增值服务，售电公司可与用户形成深度绑定的利益共同体。除用电咨询、合同管理等基础服务外，还可提供以下增值服务： •提供节能改造方案，帮助用户降低整体用电成本的能效管理服务； •为企业用户提供配电智能监控、预防性维护等运维服务； •为用户投资、建设、运营屋顶光伏项目，帮助用户使用绿电并节省电费的综合能源服务； •在迎峰度夏（冬）等用电高峰期，组织用户利用调整生产计划等方式错峰用电，并获得补贴收益的需求侧响应服务。 成本控制与采购能力——盈利保障 在电力交易差价日益透明的市场环境下，如何以更低的成本采购到电力，直接决定了售电公司的利润空间。可以肯定的是，用电量的体量越大，可以聚合的负荷规模就越大，在与发电企业议价时就越有话语权，能争取到更优惠的电价。 在中长期交易市场，建议与大型发电集团建立长期稳定的战略合作关系，提前锁定一部分基础电量和价格，保障供应稳定性。 在现货市场，交易团队需要具备敏锐的市场洞察力，利用价格信号，捕捉低价电，与中长期合同组合，以降低综合采购成本。 随着监管力度持续加大、市场透明度不断提升，以往依靠信息不对称和简单价差盈利的运营模式已难以为继。合规经营、风险管控、客户服务和成本优化，已成为售电公司立足未来不可或缺的四大法宝。唯有回归服务本质、筑牢风控防线、持续提升综合能源服务能力，方能在日益规范、竞争日趋激烈的市场环境中行稳致远。 正在加速构建的统一电力市场，呼唤一批真正具备专业素养、诚信经营和责任意识的市场主体共同构建健康、可持续的行业生态。

用电高峰时放电，低谷时充电——这种被形象称作“充电宝”的储能系统，应用范围正在不断扩大。 国家能源局近日发布的《中国新型储能发展报告（2025）》（以下简称《报告》）显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%。中国新型储能规模已跃居世界第一。 建储能，“存绿电” 西藏山南，曲松县加娃村山口，一座光储电站里，几排白色的储能装置不时发出低鸣。“这是为了光伏发电配套建设的储能装置，电站白天发的电暂时在这里‘存起来’，夜里用电需求大时送出去，避免电力浪费。”华能雅江新能源分公司总经理崔光泽说。 青海海南州，15万千瓦/60万千瓦时的储能项目于去年8月顺利并网并实现满功率运行——这是全球海拔最高、规模最大的高压直挂储能系统项目，单机容量达2.5万千瓦/10万千瓦时，可单机独立接受电网调控。该系统无需工频变压器，系统效率提升4%至6%，可实现10毫秒内快速响应。 …… 建储能，“存绿电”，是中国大力发展可再生能源、着力建设新型电力系统大势下的主动选择。取自于自然的风、光等可再生能源供应不定，每当极热无风、晚峰无光，新能源发电就会面临出力不稳定的问题。建设新型储能，就好像配上了“充电宝”“调度站”，当烈日灼灼、风电满发，它能把用不完的绿电“存起来”，到了无风无光或用电高峰期，再及时“放电补能”，让千家万户灯光不熄、工厂机器运作不停。 数据显示，截至2024年底，全国新型储能装机达7376万千瓦，占全球总装机40%以上，年均增速超130%，“十四五”以来规模增长20倍。截至今年6月底，全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%。其中，内蒙古、新疆装机规模均超1000万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模均超500万千瓦。 新型储能规模何以实现快速增长？这与明晰的政策引领密不可分。 翻阅能源法，“推进新型储能高质量发展”列于其中；“发展新型储能”则首次写入今年的政府工作报告，明确新型储能功能定位是发挥其在新型电力系统中的调节作用。此外，《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》等多项政策文件，则不断促进健全电力市场机制，引导其实现科学发展。 “目前，新型储能应用效果逐步显现，2024年全年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，浙江、江苏、重庆、新疆等多省份年均等效利用小时数达到1000小时以上，成为促进新能源开发消纳的重要手段。迎峰度夏期间，新型储能充分发挥‘超级充电宝’功效，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦说。 “应用一代、示范一代、预研一代” 安徽宿州，全国最大“煤电+熔盐”储能项目近日完成168小时试运行，正式投产——这是全国首台（套）吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备及控制系统，也是国家首批绿色低碳先进技术示范项目。 “熔盐储热技术的引入，就像为传统热电联产机组外接了一个‘储热宝’。”国家能源集团安徽公司宿州电厂有关负责人介绍。在机组调峰压力较小时，可用蒸汽加热熔盐，将热量储存至“储热宝”；在用电高峰期、低谷期时，利用“储热宝”对外供热，支撑机组全力参与调峰，实现顶尖峰满发或压低谷调峰。“闲时储热，忙时供热”，提升了机组的调节灵活性，解决了煤电机组供热、供电难以兼顾的问题。 这是储能行业不断创新项目应用的一个缩影。《报告》显示，储能领域多类型技术路线加快落地实施。截至2024年底，各类新型储能技术路线中，锂离子电池储能占据主导地位。同时，各项储能技术创新取得新进展。锂离子电池储能技术水平持续提升；多类新型储能技术向商业化应用过渡；一批新型储能技术加速示范应用。 透过不断更新的技术创新成果，可窥见中国新型储能“应用一代、示范一代、预研一代”的梯次发展生态。边广琦介绍，去年，国家能源局发布56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线。其中，多个试点项目为国内首次工程应用，总体呈现多元化发展态势，有力促进新型储能关键技术和装备实现突破。与此同时，12个新型储能项目入选为第四批能源领域首台（套）重大技术装备的依托工程，为首台（套）重大技术装备落地转化提供了应用场景。 “当前，中国新型储能的技术创新从单一突破转向体系化布局，为新型电力系统构建提供了全周期技术保障。”南方电网公司首席科学家饶宏举例，比如，锂电主导技术实现代际跃迁，在电池本体、热管理、系统并网技术等方面快速迭代；压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等实现工程化突破，为高比例新能源电力系统所需的长时调节能力等奠定了技术基础；半固态电池、全固态电池、氢储能技术等一批前沿颠覆性技术加速发展，以应对未来新型电力系统对于多时间尺度、高安全性能存储、极端环境适应性等需求。 “通过规模化应用和示范项目建设运营，验证了不同技术的可行性和经济性，进一步推动新技术迭代升级，实现多种技术路线良性健康发展。”饶宏说。 新型储能技术路线“百花齐放”，还离不开持续健全的行业标准体系。据介绍，2024年，超过20项电化学储能标准发布实施，多项标准立项，覆盖规划设计、接入电网、运行控制、检修试验、后评价等多个环节，我国新型储能标准体系建设水平进一步提升。 调峰、保供，应用场景不断扩展 眼下，伴随新能源快速发展，新型储能正在电力系统调峰、电力保供中积极发挥作用。 今年入夏以来，全国最大电力负荷屡刷新高，36次刷新16个省级电网历史纪录。而国家电力调度控制中心组织的新型储能度夏集中调用试验，有效验证并发挥了新型储能的顶峰保供能力。截至7月底，国家电网经营区内新型储能可调最大电力达64.23吉瓦，实时最大放电电力达44.53吉瓦，较去年同期峰值增长55.7%。试验期间，新型储能展现的顶峰能力，相当于近3座三峡水电站容量，在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时，有力支撑了用电高峰时段的电力供应。 建设新型储能需要资本投入，参与电力供应调节也有相应成本。付出与收益这笔账，如何计算？ 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻介绍，当前，新型储能正逐步演进为以独立主体身份参与辅助服务市场、现货市场和中长期市场。“2024年颁布的《电力市场运行基本规则》，正式将储能确立为新型经营主体，赋予其公平参与电力市场交易的权利。”李臻说。也就是说，储能企业参与电力市场调节，可以根据相关电量获得相应收益。这为储能企业提供了清晰稳定的市场参与预期，为产业规模化、商业化发展奠定了坚实的制度基础。 以国家电网经营区域为例，据国家电网有限公司总工程师兼国网电力工程研究院有限公司董事长孟庆强介绍，国家电网公司率先构建新型储能市场化机制，支撑22省（区）出台市场规则，在山东、内蒙古、新疆、河北探索容量补偿机制；江苏建立“电能量市场价差+顶峰补贴+辅助服务”综合收益模式；甘肃推行独立储能竞价补偿机制；湖北实施现货市场优先出清机制。2024年，国家电网经营区新型储能交易电量达71.2亿千瓦时，同比增长2.7倍。 不过，当前电力市场改革虽加速推进，但区域间发展不均衡问题突出，各地对新型储能的开放程度存在显著差异。比如，在已实现现货市场连续运行的区域，独立储能普遍已进入现货市场；在非现货市场区域，仍有相当一部分储能项目，难以通过参与中长期市场获取电能量收益。 对于进一步健全新型储能参与市场机制，《报告》也明确了相关要求：将研究完善包括新型储能在内的调节性资源价格机制，合理引导新型储能投资。科学评估新型储能输变电设施投资替代收益，鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能。 “我们将进一步拓展新型储能应用场景，提升调度运用水平，加快完善市场机制，推动新型储能产业高质量发展。”

目前已有多座城市宣布建成“城市级虚拟电厂”，如何理解这一概念？中国有哪些“城市级虚拟电厂”？“城市级虚拟电厂”是指这个城市内所有灵活资源都被聚合形成了一个虚拟态的发电厂了吗？谁来负责管理？本文从这些常见疑问出发，来谈谈我国虚拟电厂和城市级虚拟电厂的定位与发展。 与常规火电厂不同，虚拟电厂通过物联网和人工智能技术，将分散在各个角落的可调节资源（如商业楼宇空调、工厂储能设备、居民智能家电、小型生物质、柴油、燃气发电、分布式光伏等资源）编织成一张智能响应网络。 从功能价值角度来看，虚拟电厂是一种依托技术支撑的可调节电力资源应用方式和业态，对于支撑建设新型电力系统、丰富电力市场交易多样性、缓解电力时段性紧张与过剩、分摊电源侧建设投资压力或阻力、推进用户侧能源数字化转型等都具有重要意义。 在中国谈虚拟电厂，我们在谈什么？ 虚拟电厂这个名词所带的比喻特点和抽象特征，在有效提升该概念的宣传效果的同时，也容易混淆讨论对象本身的多面内涵。本文建议，可以从技术、资源和产业三个角度理解“虚拟电厂”在不同语境中的差异。 （一）有时候，虚拟电厂是一个技术体系 当虚拟电厂作为一套技术体系出现时，它指代通过先进通信、控制和管理技术，实现海量分布式新能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源的聚合和协调优化，对外形成一个聚合整体参与电力系统优化运行的技术体系。 这一概念在学术研究领域颇为常见，部分专家学者认为，判断一个项目是否为虚拟电厂的关键要素在于虚拟电厂平台对其接入设备是否具备“动态在线通信控制能力”。在虚拟电厂技术概念下，通过电话邀约、现场沟通实现的资源聚合、调节响应模式无法纳入虚拟电厂概念。基于上述认知，部分地区的虚拟电厂管理办法将虚拟电厂视为一个可观、可测、可直控的物理系统，而少数地区的虚拟电厂管理调度平台则“更进一步”，直接穿透经营主体，实现对下属资源的通信与调控。 在此概念下，虚拟电厂技术体系包括智慧能源交互技术、协议转换技术、物联网智能计量技术、温湿度传感监测技术、智能通信技术、AI辅助技术等，虚拟电厂发展面临的问题包括通信规约标准化、并网控制技术标准、资源协同配置合理性、交易决策算法有效性、负荷预测准确性、价格预测准确性、数据通信安全隐患等技术问题。 ，技术体系是构建虚拟电厂的重要基础，但并不是当前市场发展的必要条件。原因在于，什么样的市场塑造什么样的虚拟电厂技术体系，在市场交易的时间尺度、资源硬件的响应能力尚不匹配的现实背景下，不应过分拘泥于虚拟电厂的技术概念。在一些区域，部分邀约型虚拟电厂也在切实发挥虚拟电厂的作用。技术标准应该从实用的场景和需求出发，不去过度拔高技术先进性，这样更有利于虚拟电厂模式在中国新型电力系统建设中的有效融入。 （二）有时候，虚拟电厂是一种商业模式 当虚拟电厂作为一种商业模式出现时，它通常是指将原本不受电力系统调度控制的分散资源动态聚合，并且对电网、电力交易各个主体产生可衡量的实际价值。虚拟电厂作为一种资源聚合能力，基于其对分布式电源所有者、可调负荷用户、充换电站运营商等主体的深度链接，能够在满足上述主体意愿的基础上动态地激活、引导这些灵活性资源做出响应，并以一种集中、代理的模式聚合参与电力系统互动，从而形成“虚拟电厂运营商带着大家去赚钱”的商业模式，而且是在“尊重大家动态意愿的基础上带着大家去赚钱”。 在此认知中，判断项目是否为虚拟电厂的决定性因素不再是技术标准，而是其有效激活分散资源的能力和模式，是虚拟电厂运营商的客户服务和管理能力，是虚拟电厂资源聚合合同、价格、利润分配的定价评估能力，是对用户产线、计划、库存、销售甚至关键能耗设备运营状态的管理和支持能力。与此同时，那些原本就已经被电力系统有效、精准调用的集中式光伏电站、电网侧储能等资源也无需再通过一种新的、更加不确定的商业模式进行聚合和响应。虚拟电厂这种新生商业模式的核心优势在于能以更低成本、更灵活的方式聚合资源，并通过与用户生产生活的紧密互动，为电力系统和市场提供有效的调节补充。当前，我国大部分虚拟电厂项目，均是基于虚拟电厂的商业模式概念命名。与此同时，这一概念也引发了社会对虚拟电厂、微电网、负荷聚合商、售电公司等相关概念的混淆和争议。 ，无论是哪一种概念名词最终“获胜”或“一统定义”都不重要，重要的是发挥好每一次政策引导作用，鼓励相关市场主体加强对用户的深度服务，鼓励相关主体培养对末端分散资源的聚合和激活能力，鼓励相关主体构建补全数字化、信息化通信管理能力，共同促进虚拟电厂产业及其相关产业的健康发展。 根据国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，预计到2027年全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，到2030年全国虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦以上。根据中研普华产业研究院发布的《2024-2029年中国虚拟电厂行业深度分析及发展战略预测报告》，预计2025年中国虚拟电厂市场规模将达到近百亿人民币，而到2030年则有望突破千亿元级别。 （三）有时候，虚拟电厂是一类产业生态 当虚拟电厂作为一类产业生态出现时，它指代与分散式资源聚合相关的上下游产业链。该产业生态既包括被聚合的资源：分布式新能源、储能系统、可控负荷、充换电设施等生产厂商；也包括聚合资源的管理平台：涉及智能终端设备公司、控制自动化公司、计量设备公司、数据隐私安全公司等；还包括虚拟电厂、微电网的运营商、数据预测分析公司等偏重运营策略和技术服务的相关产业；甚至包括与上述产业链相关的投资公司。 从虚拟电厂的产业视角来看，一个虚拟电厂项目不仅仅代表着该地区可调节资源的增加，更深层次地预示着分布式新能源、储能、充换电设施的建设与更新，驱动技术服务商加速产品研发、技术迭代与用户连接，推动用户侧能源数字化硬件持续迭代与创新，以及发展本地化的专业管理、运营、交易服务能力，形成新型电力系统的新经济形态。 虚拟电厂概念之所以具有显著的产业带动属性，是因为它出现在中国分布式新能源、储能、充换电桩等硬件成本下降，用户侧低碳、智慧用能管理需求上升，以及能源电力供需关系阶段性紧张的交汇时期。虚拟电厂概念，既承载着低成本缓解电力供需缺口的厚望，又促使分布式新能源、储能等新型设施以更优方式融入电力系统，同时也贯通了用户内部原本割裂管控的分布式光伏、储能、充换电桩等设施，推动实现用户对相关设备的控制调度权回归，在用户侧实现设备所有权和控制权统一。 在此背景下，虚拟电厂概念获得了宽松的政策环境。大量区域、省份、地市甚至区县积极开展虚拟电厂建设和推动工作，出台相关引导办法和政策补贴。冀北虚拟电厂、上海虚拟电厂、深圳虚拟电厂、广州虚拟电厂、常州虚拟电厂、义乌虚拟电厂等项目纷纷落地。地方政府成为我国大部分“城市级虚拟电厂”的主要支持和建设力量。 如何理解城市级虚拟电厂？ 讨论城市级虚拟电厂，关键在于讨论“虚拟电厂能够为这个城市解决什么问题或者提供什么帮助”。 根据市场调查，主要有三类城市的政府会牵头推动“城市级虚拟电厂”建设，分别是具有较高调度权限的直辖市/经济特区、虚拟电厂相关产业集聚的城市、存在局部性电力供应紧张的城市。 （一）有较高电力调度权限的城市 在电力系统调度运行和交易体系架构中，如上海等城市具有省级电力调度权限。当这一类城市的相关主政者或者主管单位发起虚拟电厂建设倡议时，相当于是省级调度或者省级电力市场向电力领域新型经营主体发起了市场建设建议。在此现实体系下，当接入到这类城市的“城市级虚拟电厂调控管理平台”后，这些虚拟电厂项目就已经类比实现了“直接与省级调度、省级交易市场对接交互”的效果，也因此可以直接参与后续激励响应和市场交易。在此情景下，虚拟电厂模式在帮助城市主政者“触达”这些灵活性资源的同时，也“一站式”地帮助这些分散资源背后的相关新型经营主体，做好了入市交易的第一步准备工作。 又如深圳这样的经济特区，调度级别也较高，且政府在地方产业、地方补贴方面拥有更大的决策权限和更强的创新能力，这为成功构建并运营有效的“城市级虚拟电厂”提供了必要的财政支持。 （二）虚拟电厂上下游产业集群发达的城市 虚拟电厂的“产业属性”与“产业价值”，在拥有丰厚产业基础的城市中，如合肥、常州等地，展现得尤为突出。当城市的核心产业与新能源、新能源汽车、新型储能、信息通信技术基础设施和智能终端等产业具有高度相关性和重合度时，虚拟电厂发展有助于带动本地产业升级。对于虚拟电厂投资/运营主体而言，虚拟电厂项目所贡献的“产业带动价值”往往以项目建设补贴、技术研发奖励等形式收到回报。 值得注意的是，这类城市中的虚拟电厂项目，通常需要同时与地市和省级的电力系统平台进行对接。这些虚拟电厂项目往往需要面向地方提供产业带动价值，面向省级乃至全国市场寻求商业价值，并在实战中迭代其技术价值。 （三）存在局部性电力供应紧张的城市 伴随着我国虚拟电厂项目从试点示范过渡至向规模化推广新阶段，越来越多的虚拟电厂项目运营商产生了一个疑问：“为什么我们的项目要接地方管理平台，要接省级调度平台，要接省级负荷管理平台，要申报省级需求侧响应平台，又要申报省级电力市场？到底哪一个平台才是‘真’平台？到底哪一个市场才是‘真’市场？”。这一疑问凸显出我国新型经营主体在电力市场、需求响应等并行架构中的认识盲区，以及对于电能量市场、辅助服务市场资金运转机制理解的不足。同时，也映射出我国能源管理条线正处于适应新型经营主体爆发式发展过程中的调整阵痛期。不同省份、不同管理办法、不同牵头管理部门、不同服务需求下，新型经营主体如何“一站式”入市交易/响应，是亟需解决的课题。抛开如此系统且复杂的问题不谈，本文重点仅针对其中“是否需要接入地方虚拟电厂/负荷管理平台”进行回应。 当一座城市既不属于第一类拥有较高电力调度权限的城市，也不属于相关产业基础优渥的第二类城市时，虚拟电厂项目的投资/运营主体需要判断“这个城市是否存在地方调度层面的灵活性调节需求”，从而判断是否有必要接入该城市内的地方虚拟电厂/负荷管理平台。换句话说，当虚拟电厂概念不具有“产业属性”时，它就只剩“技术属性”和“商业模式”概念了。若项目所在地市未面临常态化的潮流阻塞、电压跌落等挑战，调度便无需常态化依赖虚拟电厂等新型经营主体来解决问题，相关管理部门就天然缺少常态化发放激励补贴的内生动力，也就无法为虚拟电厂等项目提供稳定购买服务的需求和利润补贴的来源，进而削弱了虚拟电厂项目投资回报的“可预期性”和本文所说的虚拟电厂的“商业模式”属性。在此情景中所建设的城市级虚拟电厂项目，往往呈现出更多的“技术示范”“管理示范”“案例实践”价值。 需要补充说明的是，部分城市兼具上述两到三种特征，不仅面临电力保供的挑战，同时也十分看重虚拟电厂相关产业。当我们谈到这一类城市的“城市级虚拟电厂”时，我们谈论的是一场城市级别的资源整合，这牵扯到地方政府、能源企业、投资主体、电力用户等多方主体，虚拟电厂只是这场资源整合要借来的那阵“东风”。 城市级虚拟电厂发展建议 尽管在近期国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》中，虚拟电厂涉及的管理部门主要为省级主管部门、国家能源局派出机构和电网企业相关部门，但并不意味着地市一级政府在虚拟电厂发展中无需作为，因为虚拟电厂在微观的投资、建设和运营层面仍存在诸多亟待解决的问题。建议地方政府在城市级虚拟电厂发展中，做好以下工作：

随着能源绿色低碳转型深入推进，加快新能源发电资源的就近开发利用，已经成为未来新型电力系统建设的关键路径之一。以绿电直连等为代表的各类新型经营主体，凭借其电力电量平衡及调节能力，在数字化、智能化等先进技术加持下快速发展，成为影响电力系统运行的重要力量，并且其影响力仍在持续扩大。 然而，现行电价制度已难以适应就近消纳项目的发展需要。其核心矛盾在于就近消纳项目承担的稳定供应保障成本不足，导致公平性问题凸显。一方面，就近消纳项目通过自发自用减小了外购电需求，输配电电量电费随下网电量的减少而降低，但项目仍需电网提供充足的输配电通道服务（如较大容量的受电变压器等），以确保在自平衡能力不足时的电力、电量供应，相关成本无法通过下网电量充分传导，反而转嫁给其他用户。另一方面，就近消纳项目仍需电力系统调节资源提供支撑服务，但由于缺少对应的价格机制，系统调节成本也由其他用户分担，这也违背了公平原则。 国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），按照“谁受益、谁负担”的原则，针对性地解决了这一问题，为就近消纳项目的长期可持续发展提供了坚实的政策保障。首先，明确了符合条件的就近消纳项目，其输配电费根据当地110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率、项目本身接入公共电网的容量，折算为单一容（需）量电费后执行。这一新机制为就近消纳项目提供了公平负担输配电成本的明确标准，即无论自发自用电量比例高或低、无论何时需要大电网提供电力支撑，都按照与其他两部制工商业用户对等的标准执行输配电费，费用高低仅与项目所处电压等级和接网容量相关。其次，明确了系统运行费暂按下网电量缴纳，并逐步向占用容量等执行方式过渡。这一设计既确保了就近消纳项目公平承担系统调节成本，又兼顾了当前按下网电量实施的可操作性。值得注意的是，政策性交叉补贴作为就近消纳项目应承担的社会责任，已包含在输配电费中一并收取，同样体现了公平负担的要求。 在确保成本公平负担的基础上，新机制还兼顾了对就近消纳项目的发展激励作用。按照新机制计算输配电费，如果就近消纳项目的接网负荷率高于电费折算公式中的平均负荷率，项目获得的“通道保障服务收益”将高于实际承担的“输配电成本”，这将鼓励项目减少报装接网容量、提升接网设施利用效率，从而有利于整体控制电力系统成本的增长。同时，对于可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，政策允许其选择保持两部制、电量电费根据实际用电量缴纳的方式执行，为项目提供了避免用电费用大幅上升的手段。此外，政策还明确暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益，将在一定程度上降低就近消纳项目的用电成本。 实现成本公平负担，不仅标志着就近消纳项目可作为一般主体，能够在电力系统中获得无差别的供应保障服务，更为其公平参与电力市场竞争创造了前提条件。在政策的规范引导下，就近消纳项目将以市场为导向，以技术创新、模式创新、服务创新为方向，获得更加广阔的发展空间。

在新能源占比日益提高的背景下，负电价是电力市场的正常反应。但负电价不仅影响电源投资收益，还关系到电力市场价格信号的有效性，从而影响整个电力系统的长期供需平衡。 中国部分地区电力现货市场中的负电价之所以较为频繁，并非完全由新能源比例高低决定，还与市场机制和灵活性不足等因素密切相关。 负电价是指电力市场中出现电价低于零的现象，即发电商不仅得不到电费，还要倒贴钱才能让电量送出。它通常出现在电力供应过剩、需求不足的情况下，尤其是新能源发电集中释放而需求相对疲软的时段。过去几年，随着风电、光伏等新能源大规模并网，山东、浙江等地已多次出现电价跌破零的情况，电力市场中出现负电价已不再是新鲜事。 高比例新能源催生更多负电价 高比例新能源电力系统中，负电价出现频率总体呈上升趋势，但各地差异显著。山东省早在2019年便首次出现了电价为负的交易价格。此后，负电价现象日渐增多，并在2023年“五一”假期引发广泛关注。当时山东现货市场连续22小时电价为负，最低达到-85元/兆瓦时。这一价格水平在国内已属极端，但他强调，在国际范围来看仍算温和。 近年来，山东电力市场负电价出现的频率呈逐年上升趋势。郭鸿业提供的数据显示，截至2024年，山东日前市场和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14%，且呈现出显著的季节性和时段性特征。一般在冬季和春季负电价更为频繁，而夏季用电高峰时段，负荷上升，负电价相对少见。 除了山东，其他地区近期也出现了负电价苗头。2025年春节期间，浙江晴好天气下新能源大发，而工业用电因假期骤减，电力供大于求引发了短时负电价引发业内关注。山西价格下限为零，其零电价的情况与山东负电价类似，冬春季正午时段零电价的现象频现。 除了负电价和零电价的情况，“正地板价”同样意味着市场价格已经被压到当下的最低水平，本质上反映的也是供需关系的极端状态，充分展现了现货市场的真实供需情况。新能源渗透率极高的甘肃出现了更多的地板价现象。甘肃2024年的新能源装机渗透率高达64%，由于其现货市场规定的最低报价为每千瓦时0.04元，所以未能出现负电价。但甘肃日前和实时市场在全年有约19%和34%的时间触及0.04元的最低价，地板价频率远高于山东和山西。 新能源占比攀升确实增加了负电价出现的可能性，但市场机制对负电价出现的频率的影响同样深远。国际经验显示，通过合理的市场机制设计，即使新能源渗透率较高，负电价发生频率也可以被控制在相对较低水平。 美国得克萨斯州2024年新能源渗透率（此处为发电量占比）约为34%，近年来负电价出现频率有所波动上升，但依然被控制在不到总时数的7%。德国电力市场近年来可再生能源渗透率已连续三年超过50%，2024年达到约58%。根据德国《可再生能源法案》，如果现货市场价格在6小时或更长时间内为负值，新能源的市场和管理补贴将减少到零。2021年，这项规定被进一步收紧，改为实行4小时规则，预计到27年缩减到1小时负电价就暂停补贴。 随着光伏装机迅猛增长，德国负电价出现的季节分布从过去集中于春秋，转变为近年夏季频率最高。郭鸿业分析说，中国冬春季负电价频发而国外夏季更多，部分原因在于中国冬春季集中供暖导致的负荷特性不同，国外许多地区没有大规模集中供暖，新能源出力高峰与用电低谷错配的季节时段有所差异。 为何会有负电价？ 负电价概括为两类，一类是固有负电价，只要采用目前的电力市场模式并遵循电力系统的物理运行规律，在高比例可再生能源条件下，这种情况就难以彻底避免。例如火电机组在低负荷时为避免频繁启停，会选择在自己最低出力以下报出负价以维持运行，又如一些新能源企业依靠绿证、碳市场等获得额外收益，导致边际发电成本为负值，它们就倾向于报地板价或负电价。 另一类则是由特殊机制引发的负电价，即由于某些市场机制或政策设计导致负电价出现频率提高的情况。 第一，保守性的收益保障结算机制。在一些地区，新能源仍按高比例保障电价结算，这使得新能源企业即便现货市场电价为负，也倾向于全力出清电量。结果是大量机组在竞价中统一压价，直接把电价压到负值。 第二是中长期合约锁定。当发电企业将大部分电量通过中长期市场锁定后，在现货市场中的理性报价动机减弱，不再在乎现货电价高低，现货市场的价格发现功能削弱。 第三是用户侧价格传导受限。目前终端电价多按分时机制固定，且更新周期较长，不会随现货市场同步波动。当批发市场出现负电价时，用户电价可能仍停留在平段水平，负电价红利无法充分释放给用户。 最后，交易规则导致的极端竞争。以澳大利亚为例，其电力市场实行实时市场单结算机制，且允许发电商反复调整报价博弈，导致电价大幅波动。鼓励博弈的市场机制亦导致当地负电价（以及极高电价）比例远高于常规市场水平。 如何应对负电价？ 负电价的出现，给电力市场各参与方都带来不同程度的冲击和机遇。短期来看，频繁的负电价增加了发电企业的收益不确定性，发电商需要调整出力安排以规避亏损时段。从长期而言，负电价将改变电源的投资结构，推动市场交易品种走向多元化。当单纯依赖电量出清难以覆盖成本时，发电企业需要更多依靠容量市场和辅助服务来获取稳定收益。 其中，在当前国家要求新能源“全额入市”的背景下，过去受保障机制庇护的新能源机组将直面市场波动，负电价成为其无法回避的风险，这对新能源发电商的报价策略和风险管理提出了更高要求。 电网和调度机构同样受到影响。负电价意味着需要强制降低发电出力甚至弃电，这增加了电力系统实时调节的难度，考验着电网的灵活性和成本控制能力。而对用户而言，负电价是降低用电成本的良机，但如果机制性负电价长期大量存在，也会干扰用户对电力价值的判断，从而导致中长期合约签约困难。 值得一提的是，储能等灵活调节资源在负电价中反而受益。负电价等于向储能设备倒贴电费，鼓励其在电价过剩时充电、在电价高昂时放电，从而通过“低买高卖”获得利润。 针对负电价带来的挑战，要正确认识负电价。负电价是电力市场在高不确定性运行下，短期供过于求的正常反应，应在合理范围内接受其存在。 只有允许价格信号充分反映供需关系，才能激发市场主体优化资源配置，推动系统供需结构的改善。郭鸿业认为，对于不可避免的固有负电价，政策和监管层面应保持一定的容忍度。只要负电价频率和幅度控制在合理区间内，就意味着市场机制在发挥作用，引导多余电力得到消纳。 在新能源装机快速扩张过程中，要避免地域上或品种上的过度集中，例如光伏装机过于集中，风电相对不足，每天正午时段电力过剩就会非常突出，地板价、负电价出现的频率必然激增。 除了供给侧，市场还需创新多元化的价值实现体系。这包括大力发展电化学储能、抽水蓄能等储能手段，支持虚拟电厂、负荷聚合商等新兴市场主体参与调节，以及健全市场信息披露制度，确保各类市场主体及时获知价格信号和供需状况。 由机制设计不当引发的负电价，则需要因地制宜地完善市场机制，进行适度干预。他强调，当前最重要的是贯彻落实国家发展改革委、国家能源局今年2月发布的“136号文”，厘清新能源主体的市场地位，加快其全面入市，形成新能源决策、市场价格与收益之间的闭环反馈，并在此基础上细化可持续发展的制度细则。同时，还需要优化电力价格形成机制，为释放用户侧活力提供制度基础。

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【漫条思理】是由亚洲头皮健康养护专家Off&Relax推出的一档播客节目。 Off&Relax源于山林旷野，深耕头皮养护领域，关注自发肤到身心的自在状态。希望将大自然赠予人类的温柔，传递给每一个步履匆忙的都市旅人，将【身和心的放松】归于日常。 在这里，我们将与轻盈自在的【人生体验家】们进行对话，超脱时间与空间，聊聊对生活中每个点滴瞬间的感受以及对自我的关注。 正如播客的名字【漫条思理】，希望在每一期的相遇中，我们的生活都不再紧绷，停下来，慢半拍，舒缓情绪，思绪漫游，找到最舒适松弛的状态。 Off and relax，enjoy life!

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临时起意，决定做一档分享我最近喜欢上的音乐的节目内容——“捣鼓新发现”。它算是我的一份音乐日志，其中会有新作品，也会有老作品，歌单纯粹取决于我的个人喜好所选，希望大家喜欢！ * 歌单目录： 01:14 Sweet Serotonin —— Amber Mark * 04:11 LUV U ALIEN (FEAT. VICTOR MA) —— 窦靖童/马伯骞 * 09:02 Elemental Music (feat. Melodee) —— NOMAK * 13:13 请求迷失在七月森林 —— 裘德/孙盛希 * 18:03 Lale Minna —— Triosence * 22:05 Sweet Rhythm —— 葛谷葉子 * 26:44 ハイヤー —— ブレッド&バター（BREAD&BUTTER） * 31:18 Au Pays du Cocaine —— Geese * 34:41 Over Dubbing —— lyrical school * 37:01 Kikuzato (Pianiment Remix) —— 唾奇/Sweet William * 41:04 空中庭園 —— ホテルニュートーキョー（新东京酒店） * 欢迎加入听友群一起分享音乐哦！

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