进入2025年末，中国电力市场化改革再度迈出标志性一步。国家发展改革委与国家能源局密集发布文件，明确了一项影响深远的核心变化：对于直接参与电力市场交易的经营主体，将不再人为规定统一的峰谷分时电价水平与时段。这一举措并非简单“取消”分时电价，而是将其定价权从政府计划清单移交给市场无形之手，标志着电力零售端彻底告别“政府定价菜单”时代，进入了“一企一价”乃至“实时联动”的深水区。作为新型电力系统中聚合与调节资源的“智慧大脑”，虚拟电厂（VPP）首当其冲，其商业模式、技术核心与市场价值正面临一场颠覆性的重构与升级。
长期以来，由政府统一划定每日高峰、平段、低谷的时段，并规定固定浮动比例的分时电价机制，如同一张全国或全省通用的“用电价目表”。它为需求侧管理提供了基础信号，但僵化的时段划分难以精准匹配新能源出力瞬息万变的特性与复杂的局部供需关系。例如，在光伏装机集中的地区，午间原本可能是政策规定的高峰期，但实际上却是光伏大发、电力供过于求的时刻。
本次改革的核心文件《电力中长期市场基本规则》及配套通知明确指出，电力中长期市场的成交价格应由经营主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。其精髓在于“两个取消”：
1. 取消固定的时段划分：峰、谷、平的具体时间点不再由文件一刀切规定。
2. 取消固定的价格浮动比例：各时段电价相对于基准价的上浮或下浮幅度，交由市场决定或交易双方约定。
取而代之的，是两种新的价格形成机制：
“批零联动”模式：零售用户的电价将与其所关联的批发市场价格（尤其是现货市场价格）动态挂钩，按约定系数浮动，实现价格信号从批发到零售的穿透传导。
“个性约定”模式：售电公司与电力用户可完全自主协商，约定不同时间段的电价，实现高度定制化的“一企一价”。
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特征维度 |
旧有（政府规定）分时电价模式 |
新政下市场化分时电价模式 |
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时段划分 |
全省/地区统一，相对固定（如高峰：8:00-11:00） |
动态、可协商。可参考现货市场出清价格高峰（反映实时稀缺性），或双方直接约定 |
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价格水平 |
政府规定固定浮动比例（如上浮60%，下浮50%） |
由市场交易形成或双方约定。与批发市场电价联动，或写入零售合同 |
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核心逻辑 |
行政引导，通过价格杠杆粗略调节峰谷。 |
市场发现，价格精确反映实时供需与系统平衡成本 |
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调整频率 |
较低，以年为单位调整 |
很高，可接近于现货市场的日内波动 |
这一变革与新能源上网电价全面市场化改革（即所有新能源电量进入电力市场）同步推进，共同构成了还原电力商品属性的“组合拳”。其根本目的，是建立一个能够精准反映每一时刻、每一地点电力供需紧张程度与系统调节成本的价格信号体系，从而引导发、用、储资源的高效配置。
对于虚拟电厂而言，固定分时电价的取消，直接动摇了其传统盈利模式的基石，将其推向了一个更高维度和更具不确定性的竞技场。
1. 收益模型失稳，投资风险陡增
过去，虚拟电厂聚合分布式光伏、用户侧储能等资源，其经济性测算严重依赖已知的、固定的峰谷价差和时段。投资者可以像计算国债收益一样，相对确定地计算出投资回报。新政后，峰谷时段变得动态模糊，价差大小完全由市场博弈决定，波动性急剧增加。例如，光伏大发的中午可能因供过于求而成为价格低谷，削弱了单纯“光伏+固定峰谷套利”模式的收益确定性。这使得虚拟电厂及其聚合的资源，从一种“收益稳定的资产”，转变为一种需要主动管理价格风险、收益浮动的“金融化资源”。
2. 交易复杂性呈指数级上升
虚拟电厂的运营核心从“技术聚合与控制”向 “交易优化与风险管理” 重度倾斜。运营商不仅要管理成千上万个分布式资源的物理特性，更要为这些资源在电力中长期、现货、辅助服务等多个市场中，进行多周期、多品种的复杂交易组合。他们需要预测未来几天甚至几小时的市场价格，并据此决策：何时让储能充电、何时放电？如何为用户侧负荷设计最优的用电曲线？一旦预测失误或交易策略不当，可能导致巨额亏损。这对虚拟电厂运营商的数据分析、算法模型和金融交易能力提出了前所未有的要求。
3. 与传统售电公司的竞争与融合关系生变
在固定分时电价下，售电公司的盈利很大程度上依赖于批发与零售之间的固定价差“套利”。新模式使零售电价与批发市场强关联，波动风险直接传递至零售侧，压缩了简单套利空间。这将倒逼传统售电公司转型，要么提升自身的交易和风险对冲能力，要么与拥有资源聚合和实时控制能力的虚拟电厂深度融合。虚拟电厂与售电公司的边界将变得模糊，竞争与合作关系将更加复杂。
挑战的另一面是巨大的机遇。市场化分时电价所带来的精确、动态的价格信号，正是虚拟电厂发挥其最大价值的“催化剂”和“导航仪”。
1. 核心价值从“响应执行”升维至“价格创造”
在过去，虚拟电厂的主要价值是响应电网的调度指令，执行既定的削峰填谷任务。而在完全市场化的环境中，虚拟电厂的价值将体现在“主动参与市场，创造更优价格” 。通过对海量分布式资源的精准调控，虚拟电厂可以像一个精明的“电力组合基金经理”，在电价低时聚合负荷充电（或减少发电），在电价高时释放电力（或增加负荷），不仅为系统提供了平衡服务，更能在市场交易中捕获最大的价差收益，将聚合资源的灵活性直接变现为经济回报。
2. 技术平台成为核心竞争壁垒
未来虚拟电厂的竞争，本质上是其数字化智慧平台“算力”与“算法”的竞争。这个平台需要整合四大核心功能：
超短期精准预测：对可再生能源出力、负荷需求的精确预测。
多市场联合优化：在中长期、现货、辅助服务等市场中协同出清，实现整体收益最大化。
实时协同控制：将交易结果毫秒级下发给分散的储能、充电桩、可调节工业负荷等终端执行。
风险动态对冲：利用金融工具或合同设计，管理市场价格波动风险。
能够高效集成这四大功能的平台，将成为虚拟电厂不可替代的核心资产。
3. 商业模式向“综合能源服务商”蝶变
单纯的“调峰服务费”模式将难以支撑虚拟电厂的长期发展。未来的虚拟电厂将蝶变为用户的综合能源资产管家和碳管理服务商。它可以为工业用户提供“电费成本最小化”套餐，为商业楼宇提供“能效提升+需求响应”一体化方案，为分布式光伏业主提供“发电收益优化”服务，并帮助所有用户管理其绿电消费和碳足迹。虚拟电厂的收入来源将多元化，包括电能量价差收益、辅助服务收益、容量补偿、能效服务费、碳管理服务费等。
面对这场深刻的变革，虚拟电厂产业链的各方参与者需积极构筑新的确定性：
1. 对虚拟电厂运营商而言，必须尽快补强电力交易和金融风险管理的核心能力，要么自建顶尖的交易团队，要么与专业的交易商、金融机构形成战略联盟。同时，应聚焦于特定用户群或资源类型（如电动汽车集群、工业园区），做深做透，打造垂直领域的专业壁垒。
2. 对政策制定与市场监管者而言，在“放活”价格的同时，需加快完善市场规则，特别是确保中小型分布式资源能够公平、低成本地参与市场。同时，加强信息披露和风险监测，防止市场操纵，保障改革平稳过渡。
3. 对资源聚合商（如充电桩运营商、分布式光伏开发商）而言，独立应对市场风险的成本极高。主动接入或与成熟的虚拟电厂平台合作，将成为必然选择。其角色将从单纯的资产所有者，转变为灵活性资源的提供方，与虚拟电厂共享市场收益。
国家取消对市场化用户的固定分时电价规定，并非弱化了价格信号，恰恰相反，它释放了一个更强、更实时、更精细的市场价格信号。这对于虚拟电厂产业，无异于一场“成人礼”。它终结了依赖固定价差的“温室”盈利期，将其推向广阔而充满风浪的市场海洋。那些能够快速进化、以先进算法驾驭电力金融市场、以聚合服务创造多元价值的虚拟电厂，将不再仅仅是电网的“调节器”，更将成为新型电力系统中不可或缺的 “价值创造中心”与“智慧平衡枢纽” 。这场改革，正在重塑虚拟电厂的基因，并最终将重塑我们整个能源系统的运行方式。