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title: 浙江虚拟电厂2.0新规：接入提速、考核松绑，但钱更难赚了？
source: 市场资讯
datetime: 2026-09-27T10:12:00+08:00
importance: 0
canonical_url: https://finance.sina.com.cn/roll/2026-09-27/doc-initfpaq0414946.shtml
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（来源：北极星电力市场网）

一、背景

2026年9月23日，浙江电力交易中心官网发布了两份虚拟电厂新规文件，分别是：

《浙江电力领域新型主体市场化响应实施细则（试行2.0 版）》；

《浙江省虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》。

不妨称呼其为浙江虚拟电厂2.0版规则。

与2025年4月份发布的1.0版进行比较分析，我们发现了一些有意思的改变，浙江虚拟电厂赚钱的规则在悄悄发生变化。

（来源：微信公众号“鱼眼看电改”  作者：俞庆）

背景情况是：

2025年4月份《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号)出台后，浙江是最早一批发布落地细则的省份。经过一年多的市场化运行，浙江虚拟电厂取了实际的运行成果，也发现了一些不足，2.0版对此做出了调整，这是出台的背景。

二、文件关系梳理

先看这两份文件之间的关系：

1、《运营实施细则》

管"全生命周期"：注册接入、能力认证、运行、交易、保供、安全、退出、评级，回答"谁能玩、怎么管"。

2、《市场化响应实施细则》

管"交易与结算"：品种体系、申报出清、基线认定、费用结算，回答"玩什么、怎么算钱"。

3、需要重点说明的是

市场化需求响应是虚拟电厂参与需求响应的一种手段（政策补贴），市场化需求响应本质上是需求响应（有序用电管理的一种），不等于电力市场，也不是电能量市场或者辅助服务市场的场内交易，需求响应和电力市场是一种互补关系。

虚拟电厂运营管理实施细则，是涵盖了虚拟电厂参与需求响应和电力市场的运营规则。两份文件的政策影响范围是不一样的。

至于虚拟电厂如何参与电力市场交易，那要看电力市场规则，不在本文讨论范围内。

三、2.0版规则演化趋势

从总体上看，总体规则框架没有变化，但是2.0版规则在准入、产品、市场衔接、考核、资源导向等方面，产生了很多变化：

1、准入放宽

从聚合能力门槛来说，2.0版没有变化：“聚合总调节能力不低于5兆瓦、可持续响应时间不低于1小时”。

但是从用户资源入场速度、认证要求、审核时限等方面看，2.0版实现了提速。

但是，对如何参与现货市场，1.0版并未明确标准，2.0版则给出了较为严格（可以说国内第一档的严格）的准入：

与电力调度机构签订并网调度协议，接入调度自动化系统，通过相关涉网试验；调节性能由调度机构按需组织认证。几乎与大型发电机组入网入市的要求几乎一致。

这印证了我们对浙江虚拟电厂入市交易规则的基本判断：

浙江对虚拟发电单元参与电能量现货市场，采取了较为稳妥的“先锻炼能力，再进现货”的缓进节奏。

2、产品扩容

（1）从虚拟发电单元的类型看，2.0版接轨了国内主流分类，分为三种单元：

（2）对工商储来说，2.0版规则明确：

储能类聚合单元应具备独立计量表计的储能类资源，包括分布式独立储能等。2.0版规则中，工商储是无法以储能类聚合单元进行聚合的，只能以负荷类聚合单元名义，以用户计量表为结算点。这是目前通行的做法，比如山东电力市场规则也是这么定的。

从山东规则来看，储能类聚合单元目前其实是给有独立户号/独立表计的配网侧储能（比如台区储能）开了绿灯。未来甚至可以延伸到零碳园区里多户绿电直连线路上的共享储能等，有一定的想象空间，目前具体实操还是很少。

（3）从市场化需求响应的可交易品种来说，2.0版细分了三类：调节型、快速型和局域型。

从26年上半年的实际运行情况来说，绝大部分运营商都只是在做D-2的调节型，日前和日内的快速响应资源稀缺，2.0版规则不仅单列了快速型品种，而且收益模型和响应价格也明显提高了一截：

从收益模型上看，快速型的收益是“能力准备+响应电量”，能力准备类同于“容量电价”，也就是给与一定的保底收益。

月度结算收益＝能力准备费＋响应电量补偿－响应电量考核费

快速型响应品种的价格也有了较大的提升：

但是这个钱也不是那么好拿，因为还有考核惩罚，比如：日前或日内调用无效达到 3 次及以上，相应能力准备费归零。这对快速响应技术的实际可调用容量和出力情况提出了更高的要求。

3、市场关系梳理

（1）在与市场的关系处理方面，2.0版的变化是：序列挂钩，价格脱钩：

在交易时序方面，更贴近电能量市场的出清时序：

调节型响应由原来的D－2日下午申报并出清，调整为D－2日启动申报、D－1日8:30前截止申报、9:00前出清，继续按照“响应先出清、再依据响应结果申报日前现货电量”的顺序，与现货市场衔接

（2）在价格方面，与现货价格基本脱钩：

结算价格则由原来的日前现货价格、实时现货价格与响应出清价格“三者取高”，调整为调节型和局域型按响应出清电量价格结算、快速型按固定响应电量价格结算。

这意味着运营商需要更紧密地协调响应计划与购电计划，并按各类响应产品自身的价格机制单独测算收益，在市场和需求响应两边比较收益，做出理性决策，现货高价不再自动抬升响应补偿，对售电+虚拟电厂联合出清的交易团队来说，交易和运营能力要求更高了。

4、考核放松

（1）达标判定放宽。有效响应率要求由80%降至70%，提高对实际负荷波动的容忍度，降低响应被判定无效的概率。

（2）单次考核减轻。未达标时段由“全额中标电量×结算价格×1.5”考核，调整为“中标电量与实际响应电量的差额×对应品种结算价格”，处罚更贴近实际履约缺口。

（3）累计考核设限。新增市场运行初期“当日考核费用不超过当日补偿费用1.2倍”的上限，限制日内累计处罚规模，提高运营商经营风险的可控性。

不过，放松主要体现在调节型响应的电量考核层面，快速型响应仍设置了严格的能力约束：当月日前或日内调用无效达到3次及以上，相应能力准备费归零，体现出“高收益必然对应高能力”的政策取向。

5、资源导向

在原有可调节负荷、分布式电源和储能资源基础上，2.0版在资源需求，资源多样性方面也有了新的趋势：

明确列举车网互动、冷热负荷、数据中心等资源；并支持具备独立计量条件的用户侧储能选择储能计量点开展基线计算和效果评估；提高新型资源参与的便利性；同时，明确提出增加系统低谷负备用容量、提升新能源消纳空间，引导运营商同时开发削峰能力与填谷能力，适应新能源出力波动带来的调节需求。

四、虚拟电厂运营商的机会与挑战

1、机会

2.0版为“售电＋虚拟电厂”运营商提供了围绕同一客户拓展收入的空间：

依托既有售电客户，聚合储能、充换电、冷热负荷和工业柔性负荷，参与调节型、快速型及局域型响应；

通过统筹客户用电计划、购电申报与响应安排，提高客户服务价值。

快速型新增能力准备收益，使可调用资源除实际响应电量外，也能通过提供备用能力获得补偿，为持续运营资源提供新的收入来源。

2、挑战

产品增加并不意味着利润同步增加。

响应电量补偿不再与现货价格“三者取高”，填谷报价上限下调，运营商需要重新评估各类资源的收益空间；同一户号同月不能兼报调节型和快速型，资源配置存在机会成本。

快速型还要求稳定履约，调用失败既影响电量结算，也可能导致当月相应能力准备费归零。扣除用户分成、控制改造和持续运营成本后，能否形成稳定利润，将更加取决于资源质量与运营效率。

3、能力要求和准备

运营商应建立售电交易与响应运营协同机制，把负荷预测、购电申报、响应报价和履约计划统一管理；按调节方向、响应速度、可持续时间及所在区域建立资源档案，通过实测认证筛选可靠资源，并完善监测、控制、基线核算和结算复核能力，最终实现交易分析、交易能力和资源调度、资源管理能力深度协同，完成市场端、交易端和虚拟电厂运营端的价值闭环。

五、小结

随着2.0版新规则的推出，品种更多样了，价格更灵活了，收益模型也更丰富了，门槛和考核要求相对也降低了，同时局域型品种和储能型单元带来了更多的商业模式可能。

但是从实际现状来看，D-2的调节型品种竞争过于激烈且门槛不高，但是收益高的D-1到实时的快速型品种收益可观，对运营商的能力要求更高了，需要打通交易-运营的“任督二脉”，期待越来越多的运营商在浙江赚到钱，优秀的运营商能脱颖而出。