电力体制改革深化，源网荷储一体化市场化交易路径明晰

随着电力体制改革向纵深推进，全国统一电力市场体系加快构建，《电力中长期市场基本规则》等政策的落地实施，为源网荷储一体化项目打通了市场化交易通道。源网荷储一体化作为新型电力系统的核心载体，通过整合分布式电源、电网、负荷、储能等多元资源，实现“源网荷储”协同联动，不仅是推动新能源高比例消纳、保障电力安全稳定供应的关键抓手，更是企业挖掘政策红利、拓宽增收渠道的重要突破口。在改革深化背景下，源网荷储一体化项目参与中长期交易、辅助服务交易的具体路径已逐步明晰，虚拟电厂作为资源聚合的核心模式，其盈利逻辑也日益清晰，为企业参与电力市场化交易提供了明确指引。

一、改革赋能：源网荷储一体化市场化交易迎来发展机遇

电力体制改革的核心方向是“放开两头、管住中间”，推动电力资源由计划配置向市场配置转型，而源网荷储一体化项目的市场化交易，正是改革落地的重要体现。近年来，国家先后出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《关于促进电网高质量发展的指导意见》等政策，明确将源网荷储一体化项目纳入新型经营主体范畴，支持其参与各类电力市场交易，打破了传统电力交易的主体壁垒。

当前，电力体制改革已进入“市场化纵深发展”阶段，核心变化体现在三个方面：

• 一是交易主体多元化 ，源网荷储一体化项目、虚拟电厂等新型经营主体正式获得市场准入资格，与发电企业、售电公司、电力用户共同参与市场交易；
• 二是交易品种丰富化 ，中长期交易、辅助服务交易、绿电交易等品种逐步完善，为源网荷储一体化项目提供了多元交易选择；
• 三是交易机制灵活化 ，打破地域限制，推进跨省跨区交易，允许采用固定价格、灵活价格等多种定价方式，提升企业交易灵活性与收益空间。

对于企业而言，源网荷储一体化项目的市场化交易，不仅能实现新能源电力的就地消纳与价值最大化，还能通过参与辅助服务、绿电交易等获取额外收益，成为企业在改革红利下实现增收的重要路径。尤其是随着2026年《电力中长期市场基本规则》的全面实施，各地逐步完善实施细则，源网荷储一体化项目的交易路径更加清晰，为企业参与市场交易提供了明确的政策遵循与操作指引。

二、核心路径一：中长期交易——锁定基础收益，稳定运营预期

中长期交易是源网荷储一体化项目参与市场化交易的核心路径，也是企业锁定基础收益、规避市场价格波动风险的关键手段。根据《电力中长期市场基本规则》，中长期交易涵盖数年、年度、月度、月内等不同时间维度，包括集中交易、双边协商交易等多种方式，源网荷储一体化项目可根据自身资源禀赋与运营需求，选择合适的交易模式与周期，实现收益稳定化。

源网荷储一体化项目参与中长期交易的具体路径可分为三个环节，兼顾实操性与合规性：

第一步，完成市场注册，获取交易资格

企业需按照当地电力交易机构的要求，完成源网荷储一体化项目的市场注册，明确项目的电源类型、储能容量、负荷规模等核心参数，提交相关资质证明，纳入新型经营主体管理范畴，获得参与中长期交易的合法资格。注册完成后，企业可在电力交易平台查询交易信息、提交交易申报，正式参与市场交易。

第二步，结合项目特性，选择交易模式与品种

源网荷储一体化项目可根据自身新能源出力特点、负荷需求规律，选择不同周期与方式的交易：

• 一是年度、数年交易，通过双边协商或集中竞价的方式，与电力用户、售电公司签订长期供电合同，锁定年度基础发电量与电价，规避短期价格波动风险，适合新能源出力稳定、负荷需求固定的项目，如宁夏中卫源网荷储一体化项目通过双边交易“虚拟直供”方式，为数据中心提供稳定供电，锁定长期收益；
• 二是月度、月内交易，采用滚动撮合、挂牌交易等方式，灵活调整发电量与交易价格，适配新能源出力的间歇性、波动性，弥补年度交易的灵活性不足，实现电力资源的精准匹配；
• 三是绿电交易，以绿色电力和对应绿电环境价值为标的物，将项目产生的可再生能源电力纳入绿电交易体系，通过出售绿电及绿证，获取额外的环境价值收益，契合“双碳”目标导向，提升项目盈利水平。

第三步，规范履约结算，保障收益落地

交易合同签订后，源网荷储一体化项目需按照合同约定，履行发电、供电义务，电力交易机构负责汇总交易数据、核算电量与费用，电网企业负责电能输送与计量。结算时，可采用固定价格结算或随市场供需、发电成本变化的灵活价格结算，确保企业收益及时到账。同时，企业需严格遵守交易规则，避免违约行为，保障交易有序开展。

需要注意的是，源网荷储一体化项目参与中长期交易，需充分发挥储能的调节作用，平抑新能源出力波动，确保合同履约率。通过储能设备的充放电调节，在新能源出力高峰时储存多余电力，在出力低谷时释放电力，保障向用户稳定供电，提升项目的市场竞争力与履约能力，为长期参与交易奠定基础。

三、核心路径二：辅助服务交易——挖掘增量收益，提升盈利空间

辅助服务交易是源网荷储一体化项目实现增收的重要补充路径，也是电力体制改革深化过程中重点推进的交易品种。随着新能源高比例接入，电网对调峰、调频、备用等辅助服务的需求日益迫切，源网荷储一体化项目凭借“源荷互动、储能调节”的核心优势，能够为电网提供多元化辅助服务，获取专项收益，进一步拓宽盈利空间，这也是其区别于单一新能源项目的核心竞争力之一。

结合当前市场规则与项目实际，源网荷储一体化项目参与辅助服务交易的具体路径的聚焦三大类服务，明确准入条件与收益机制：

（一）一是调峰辅助服务交易

这是源网荷储一体化项目最易参与、收益最稳定的辅助服务类型。项目通过储能设备的充放电调节，在电网负荷高峰时放电补充电力（削峰），在负荷低谷时充电储存电力（填谷），缓解电网供需矛盾。企业可按照电网调度要求，提交调峰能力申报，明确调峰容量、响应时间等参数，通过集中竞价或双边协商的方式参与交易，电网企业根据项目的调峰贡献度支付调峰费用。例如，储能系统在用电高峰时段放电，可获得高于正常上网电价的调峰收益，同时减少新能源弃用，提升能源利用效率，实现“一举两得”。

（二）二是调频辅助服务交易

适合具备快速响应能力的源网荷储一体化项目。项目依托储能设备的快速充放电特性，实时响应电网频率波动，通过调整出力，将电网频率维持在合理范围，保障电网稳定运行。参与调频交易需满足响应时间、调节精度等要求，收益按照调频性能指标（响应速度、调节精度、持续时间）核算，响应速度越快、调节精度越高，收益越高。相较于传统火电调频，源网荷储一体化项目的储能系统响应速度更快，调频性能更优，具备更强的市场竞争力。

（三）三是备用辅助服务交易

主要针对电网应急供电需求。源网荷储一体化项目可作为备用电源，在电网故障、突发负荷增长等情况下，快速启动出力，保障关键负荷供电。企业可申报备用容量，按照备用容量与备用时长获取备用费用，分为冷备用（设备处于备用状态，可随时启动）和热备用（设备处于运行状态，可立即出力），不同类型的备用服务收益标准不同，企业可根据自身设备状态灵活选择。

此外，随着辅助服务市场的不断完善，需求响应也成为源网荷储一体化项目参与辅助服务交易的重要方式。当电网面临用电高峰或负荷紧张时，项目通过调节自身负荷（如减少非核心负荷消耗），缓解电网压力，可获得政府或电网公司发放的专项补贴，之后与用户分成，实现风险低、收益稳的保底收益。需要注意的是，企业参与辅助服务交易，需加强与电网调度机构的协同，严格按照调度指令执行调节任务，确保服务质量，才能稳定获取辅助服务收益。

四、关键支撑：虚拟电厂聚合模式的盈利逻辑解析

在源网荷储一体化市场化交易中，虚拟电厂作为资源聚合的核心模式，能够将分散的分布式电源、储能设备、可控负荷等资源“化零为整”，形成规模化、可调控的电力资产，破解单一源网荷储项目规模小、调节能力弱、交易门槛高的痛点，其盈利逻辑与源网荷储一体化交易路径深度绑定，成为企业挖掘增收空间的重要载体。根据国家相关政策定义，虚拟电厂是依托数字技术整合分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式，其核心盈利逻辑围绕“聚合资源、参与交易、获取收益”展开，主要包括四大板块，兼顾稳定性与多元化。

第一，电力市场交易套利收益（核心盈利来源），占比约40%—50%

虚拟电厂通过聚合源网荷储资源，形成规模化的电力供给与需求，利用电力市场中不同时段、不同位置的电价差异，实现套利增收。具体而言，在电价低谷时段（如夜间），组织储能设备充电、引导可控负荷增加用电，锁定低成本电力；在电价高峰时段（如白天工业负荷高峰），组织分布式电源出力、储能设备放电，向电网或电力用户出售电力，赚取价差收益。同时，虚拟电厂可参与绿电交易，将聚合的可再生能源电力打包出售，获取绿电溢价与绿证收益，进一步提升套利空间。例如，聚合分布式光伏、储能与工业负荷的虚拟电厂，可在光伏出力高峰时，将多余电力出售给电网，在光伏出力不足时，通过储能放电补充，实现电力供需的动态平衡与收益最大化，这一模式也可结合共享储能，提升资源利用效率与盈利水平。

第二，辅助服务收益（高价值收益来源），占比约25%—35%

虚拟电厂凭借聚合后的规模化调节能力，能够为电网提供调峰、调频、备用等高质量辅助服务，获取专项收益。相较于单一源网荷储项目，虚拟电厂的调节能力更强、响应速度更快，能够满足电网对辅助服务的规模化需求，因此可获得更高的收益回报。例如，虚拟电厂可聚合多个储能项目，形成大规模调峰容量，参与电网调峰交易，获取稳定的调峰费用；通过快速调节聚合负荷的用电需求，参与调频交易，凭借优异的调节性能获得额外收益。这种收益模式不受电价波动影响，稳定性强，是虚拟电厂的核心盈利支撑之一。

第三，政策补贴与绿色价值收益（补充收益来源）

在电力体制改革与“双碳”目标导向下，各地出台多项政策，对虚拟电厂、源网荷储一体化项目给予补贴支持，包括建设补贴、运营补贴、调节补贴等，为企业提供过渡性收益支撑。同时，虚拟电厂可通过聚合可再生能源资源，申请绿证，参与碳排放权交易，将绿色价值转化为经济收益——每1MWh绿色电力可获得1个绿证，绿证可出售给有绿色能源需求的企业，当前国内绿证价格约200-500元/个；通过减少碳排放获得碳配额，可在碳市场出售给碳排放超标的企业，当前国内碳价约50-80元/吨CO₂，进一步拓宽盈利渠道。

第四，增值服务收益（多元化增收来源），占比约5%—10%

虚拟电厂依托自身的数字平台与资源整合能力，可为参与聚合的企业、用户提供多元化增值服务，获取额外收益。例如，为工业用户提供能源管理服务，优化用电方案，降低用电成本，收取服务费用；为分布式电源企业提供并网服务、运维服务，收取服务费；依托大数据分析，为电网提供负荷预测、新能源出力预测等服务，获取技术服务收益。这种多元化的增值服务，能够进一步提升虚拟电厂的盈利能力，增强其市场竞争力，实现“交易+服务”的双重增收。

需要明确的是，虚拟电厂的盈利逻辑核心是“规模化聚合、精细化调控”，其盈利水平与资源聚合规模、调节能力、交易策略密切相关。企业可通过整合自身源网荷储资源，或联合周边分散资源，组建虚拟电厂，降低交易门槛，提升调节能力，实现收益最大化。同时，虚拟电厂可采用合作博弈模式，与共享储能等主体协同，优化调度策略，实现互利共赢与公平收益分配，进一步提升盈利稳定性与可持续性。

五、企业增收建议：把握改革红利，优化交易策略

电力体制改革深化背景下，源网荷储一体化项目的市场化交易路径已清晰可见，虚拟电厂聚合模式的盈利潜力逐步释放，企业要想充分挖掘政策红利、实现增收，需结合自身项目特点，优化交易策略，重点把握三个核心要点：

• 一是精准定位项目类型，选择适配的交易路径

不同规模、不同场景的源网荷储一体化项目，适合的交易路径不同：大型工业园区源网荷储项目，可重点参与中长期交易与调峰、调频辅助服务交易，依托规模化优势获取稳定收益；小型分布式源网荷储项目（如家庭、小型商铺），可通过虚拟电厂聚合，参与月度、月内交易与需求响应，降低交易门槛，挖掘增量收益；绿电导向型项目，可重点参与绿电交易，提升绿色价值收益，契合企业低碳发展需求，如宁夏中卫源网荷储项目通过“物理直供+虚拟直供”结合的方式，精准匹配数据中心绿电需求，实现收益与绿色价值双赢。

• 二是强化储能调节能力，提升交易竞争力

储能是源网荷储一体化项目参与市场化交易的核心支撑，也是虚拟电厂实现精准调控的关键。企业需优化储能配置，提升储能设备的充放电效率、响应速度与调节精度，确保能够满足中长期交易的履约需求与辅助服务的响应要求。同时，可探索共享储能模式，降低储能建设成本，提升储能资源利用效率，进一步提升项目的盈利水平与市场竞争力。

• 三是依托虚拟电厂模式，实现资源聚合与收益放大

对于分散的源网荷储资源，企业可通过组建或加入虚拟电厂，实现资源聚合，突破单一项目的规模限制，提升参与市场交易的议价能力与调节能力。同时，优化虚拟电厂的调度策略，结合电力市场价格波动规律，合理安排充放电与交易计划，兼顾套利收益与辅助服务收益，实现多元化增收。此外，加强与电力交易机构、电网企业、其他市场主体的协同，及时掌握市场信息与政策动态，优化交易策略，规避市场风险，确保收益稳定落地。

六、结语

电力体制改革的深化，为源网荷储一体化项目带来了前所未有的市场化发展机遇，中长期交易与辅助服务交易的清晰路径，为企业提供了稳定的增收渠道，虚拟电厂聚合模式则进一步放大了项目的盈利潜力。源网荷储一体化项目的核心价值，在于实现“源网荷储”的协同联动，而市场化交易则是实现这一价值、挖掘政策红利的关键路径。

对于企业而言，唯有精准把握电力体制改革的政策导向，清晰掌握中长期交易、辅助服务交易的具体路径，深刻理解虚拟电厂聚合模式的盈利逻辑，结合自身项目特点优化交易策略，强化储能调节能力，依托资源聚合实现收益放大，才能在市场化竞争中抢占先机，充分挖掘政策红利下的增收空间。未来，随着全国统一电力市场体系的不断完善，源网荷储一体化项目的市场化交易路径将更加顺畅，虚拟电厂的盈利模式将更加多元化，必将成为推动新型电力系统建设、助力“双碳”目标实现与企业高质量发展的重要力量。

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审核编辑 黄宇