政策热点 | 储能、虚拟电厂写进“全国规则”，到底意味着什么？

政策解读 · POLICY INSIGHT

储能、虚拟电厂再次成为电力市场规则修订中的关注焦点。新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等，被列入新型经营主体。

对行业而言，这份文件的看点，集中在如何参与竞争、如何响应价格，以及如何把调节能力转化为经营价值。

先厘清一个重要事实：2023年试行规则就已将储能、虚拟电厂等列入新型经营主体。本轮修订延续这一制度基础，对参与方式、权利义务和计量结算等作出更具体的安排。[3]

征求意见稿第八条提出，推动新型经营主体全面参与电力现货市场竞争，支持其响应实时市场价格信号。第十四条、第十八条分别明确相关权利和义务，包括市场服务、公平接入、结算复核，以及服从调度、提供承诺容量和运行信息等。[2]

第八条还提出，支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体，参与现货市场申报、出清、调用、结算和考核等环节。[2]

对于新能源场站，这为发电与配套储能协同参与市场提供了更明确的规则依据。发电预测、报价策略和储能充放电安排，需要放在一起考虑。

例如，光伏午间出力较大时，运营方需要结合当前价格、后续价格预期、储能剩余电量和并网约束，判断如何安排充放电。最终结果还取决于充放电效率、电池衰减、相关费用和实际执行情况。

按运营范围，征求意见稿区分省间、区域和省（区、市）电力现货市场。按组织时间和功能定位，区分日前市场、可靠性机组组合、日内市场和实时市场，各地可根据需要选择实际构成。[2]

对虚拟电厂而言，资源的响应速度、可持续时间、计量条件和可用容量，都会影响参与方式。接入规模之外，更要核实每个时段实际能够兑现的调节能力。

第四十六条进一步明确，资源聚合类新型经营主体在批发市场中的结算数据，由被聚合资源计量数据加总形成，被聚合资源应具备独立计量条件。[2]

征求意见稿提出，现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时空价值的价格信号。通俗地说，同样一度电，在不同时间、不同接入位置，市场价值可能不同。[2]

对储能和虚拟电厂的经营分析来说，价格信号更细，意味着选址、资源组合和运行策略需要更细。项目测算应结合适用的结算价格、分时数据和资源约束，检验不同供需情景下的经营结果。

需要注意，按本稿安排，发电侧现货结算价格原则上采用所在物理节点价格；用户侧现阶段暂按全市场或分区统一结算点价格结算，并支持具备条件的地区探索用户侧节点价格。[2]

结算机制上，征求意见稿延续“日清月结”安排。同时，对因保障系统安全运行、且未能通过现货电能量价格补偿的机组启动、空载和边际成本等，提出建立合理补偿机制；价格触及限值达到规定条件时，可设置并执行二级申报价格限值。[2]

其中，机组运行成本补偿有明确适用条件，不能直接推导为所有储能、虚拟电厂项目都获得成本兜底。结算规范化，有助于企业核对交易结果；经营收益仍需综合市场价格、运行成本、履约表现及适用费用规则测算。

从本轮修订的方向看，市场对调节能力的要求正在变得更加具体。对于储能运营商、虚拟电厂企业和园区管理者，值得提前梳理三件事：

一是核实资源。明确可用容量、响应时间、持续时长和用户授权，识别真实可兑现的能力。

二是贯通系统。打通数据采集、预测、申报、控制与结算，让每次交易能够追踪和复核。

三是重算收益。结合适用市场规则，分析价格变化、设备损耗和履约偏差对经营结果的影响。

目前文件仍在公开征求意见。行业可于2026年11月18日前，通过国家发展改革委官网相关渠道提出建议；后续需持续关注正式文本及配套实施细则。