【136 号文】电力交易中的风光储、虚拟电厂与微电网

近期，国家发改委、能源局联合发布《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”），这标志着新能源全面入市进入了一个新的阶段。该政策明确指出光伏、风电等新能源电量原则上全部参与市场交易，同时进一步明晰了虚拟电厂、微电网及新型储能等灵活性资源的市场化路径。 #从“保量保价”到“全电量市场化”# 1、新能源全面入市，电价完全由市场形成136号文明确规定，新能源（风电、光伏）上网电量全部进入电力市场，电价通过中长期交易、现货市场以及绿电交易等方式形成，彻底告别了“保量保价”模式。对于存量项目（2025年6月1日前投产），政策采用“差价结算机制”来平稳过渡，补偿电量规模会进行动态调整；而增量项目则需要通过竞价来确定机制电价，并且补偿会逐步退坡。 2、差价结算机制：市场外的“托底”与风险对冲差价结算机制是136号文的核心创新之处：即对于纳入该机制的电量，当市场均价低于或高于机制电价时，由电网企业进行差价补偿或回收，相关费用则纳入系统运行费用。需要注意以下几点：存量项目：机制电价不高于煤电基准价，不过补偿电量比例要逐年递减，以促使项目主动适应市场竞争。 增量项目：机制电价通过省级竞价形成，其上限会考虑绿色价值，下限参考成本，并且执行期限与投资回收周期相挂钩。风险提示：差价可能会为负（例如市场价高于机制电价），在这种情况下，新能源需要承担辅助服务分摊费用，从而导致收益波动性显著增加。 3、政策协同：绿证、储能与长期购电协议纳入机制的电量不再重复获得绿证收益，但在绿电交易中要明确电能量与绿证价格是分离的。取消了强制配储要求，储能配置转变为市场化决策，需要结合现货价差、辅助服务收益来评估其经济性。鼓励签订多年期购电协议，不过要注意在现货连续运行的地区，差价结算无法锁定风险，因此需要搭配金融衍生工具来应对。 #光伏、风电参与电力交易的四大关键点# 1、全电量入市，机制电量≠保障电量所有的新能源电量都需要进入市场交易，其中机制电量仅作为差价补偿的基数，并且其规模通常小于实际发电量。例如，分布式光伏可以选择直接参与市场（报量报价）、由聚合商代理（以此降低交易成本）或者作为价格接受者（按照均价结算）。 2、收益测算：市场价、补偿与成本分摊最终结算收入=市场交易收入（全电量）+机制补偿收入（机制电量）-辅助服务分摊费用。需要重点关注以下方面：区域市场价差分化：比如山西光伏实时均价仅为86.97元/MWh，远远低于燃煤基准价（332元/MWh），这使得补偿压力较大；而山东、浙江等高价区则可能会产生正差价。辅助服务成本：在山西、蒙西等现货试点省份，已经明确新能源要分摊调峰、调频费用，其占比可达电费收入的5%-10%。 3、中长期交易：曲线分解与偏差管理新能源需要通过高频次交易（如周交易、多日交易、逐日交易）来调整中长期合约曲线，以此避免现货价格波动所带来的风险。建议采取以下措施：分时段签约：依据出力预测，在低价时段锁定基础收益，在高价时段则保留现货套利的空间。偏差考核：在未连续运行现货的地区，物理交割合约需要严格匹配发电能力，否则将会面临考核罚款。 4、跨省区交易：通道容量与消纳优先级新能源富余省份（例如甘肃、蒙西）可以参与跨省交易，但需要竞争有限的通道容量，并且在短周期交易（如日前交易）中中标难度较大，因此建议通过协议来锁定中长期外送电量。 #虚拟电厂与微电网：合规准入与商业模式创新# 1、虚拟电厂：聚合资源与交易策略注册与分类：需要明确类型（负荷类或发电类），其中负荷类虚拟电厂必须整合用户关口表内的全部负荷，以单一主体身份参与市场。 交易模式： 🔹电能量市场：报量报价参与现货交易，负荷类需要申报24小时分时量价，发电类则需要提交96点功率预测曲线。 🔹需求响应：默认参与，调节能力要达到≥5MW，并且优先响应系统指令，收益则按照有效响应容量来结算。风险提示：现货市场允许出现负电价（例如山东、浙江），因此需要通过储能、可中断负荷来对冲低价时段的风险。 2、微电网：市场化运营与政策红利合规准入：需要取得供电类电力业务许可证，作为第二类售电公司参与交易，并且公平承担输配电费、政府性基金。多能协同：构建冷、热、电一体化的交易机制，通过需求侧管理来提升综合能效。例如，园区微电网可以通过谷电制热、峰电售能来实现套利。辅助服务：可以作为独立主体提供黑启动、调频服务，申报备用容量并获取相应的补偿。 #新型储能：从“被动配储”到“主动盈利”# 1、市场化配置逻辑在136号文取消强制配储之后，储能的经济性需要通过以下路径来验证：现货套利：捕捉峰谷价差，例如山东尖峰电价差超0.7元/kWh时具备套利空间。容量补偿：在稀缺时段提供备用容量，按照报价来获取补偿。需求响应：参与调峰市场，收益与响应时长、容量相挂钩。 2、技术选型与运营策略短时高频：锂电适合进行日内价差套利，需要优化充放电策略（比如避开午间光伏大发所导致的低价时段）。长时调峰：全钒液流、压缩空气储能可以参与多日能量转移，以此来匹配新能源出力的波动。#市场化深化与风险应对#1、价格信号引导投资现货限价将会放宽（例如参考尖峰电价来设定上限），这将导致新能源低价竞争加剧，因此需要通过技术创新来降低成本。 2、绿证与碳市场联动绿电的环境价值将显性化，建议企业布局“绿电+绿证”捆绑销售，以此提升溢价能力。 3、金融工具应用可以探索应用电力期货、期权来对冲价格波动，尤其是多年期购电协议与现货市场的组合策略，能够更好地应对市场风险。136号文的落地，既是新能源“毕业”迈向市场的里程碑，同时也是对行业风险管理能力的重大考验。各主体需要摒弃“固定收益”思维，建立起市场化的运营体系，并且要关注地方细则（例如机制电量比例、差价结算周期）的变化， 动态调整自身策略。在未来，灵活性资源的价值将进一步释放，谁能够在交易机制与技术创新中找到平衡， 谁就能在新型电力系统中占据先机。 欢迎大家加入社群深入沟通交流