近年来，新能源装机规模迅猛增长，截至2024年底，新能源发电装机规模已超过煤电装机。但与此同时，新能源发电的随机性、波动性与间歇性特点，给电力系统的稳定运行与电力资源的优化配置带来了巨大挑战。在此情形下国家发展改革委与国家能源局于2025年1月27日联合颁布《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“通知”），提出新能源项目（主要针对风电、太阳能发电。生物质、地热等发电项目可参照，下同）上网电量进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，可持续发展价格结算机制等举措。虚拟电厂作为新能源产业链中的重要一环，与《通知》所涉政策紧密相连，无论是在电力交易、价格结算，还是在资源聚合与市场参与等方面，都将受到深刻影响，加之新老政策适用过渡（以2025年6月1日为节点）、地方具体实施方案有待出台（2025年底前），虚拟电厂运营商在新能源上网电价新政下的挑战与应对策略具有探讨意义。

一、新能源上网电价新政的核心要点

（1）确立市场化定价机制

《通知》规定新能源上网电量原则上全部进入电力市场，通过交易形成价格。这一规定标志着我国新能源电价从“政府定价+补贴”模式向“市场定价+差价补偿”模式转变。对于虚拟电厂运营商而言，其聚合的新能源项目将直接面临市场价格波动风险，需通过更精细的电力交易策略实现收益最大化。

（2） 确立可持续发展价格结算机制

《通知》明确，在市场交易之外另行建立结算机制，对纳入机制的电量，由电网企业按“机制电价”与“市场交易均价”的差额进行“多退少补”结算，结算费用纳入“系统运行费用”统一管理。该机制兼具政策保障性（稳定收益预期）与市场调节性（通过差价反映市场供需），本质是政府通过行政手段对市场价格的适度干预，让企业能够有合理稳定的预期，平衡市场风险与产业可持续性。

（3）建立差异化的存量与增量管理规则

《通知》对2025年6月1日前后的存量与增量项目实行分类管理：2025年6月1日以前投产的存量项目保留现行价格政策衔接，允许自主选择机制电量比例，但明确要求通过技术改造提升市场竞争力；2025年6月1日及以后投产的增量项目，引入竞价机制，通过市场化方式确定机制电价，并设定成本回收期限。

这一分类管理规则对虚拟电厂运营商的项目整合能力提出更高要求，需在存量资产优化与增量项目开发间建立动态平衡。

二、虚拟电厂的运作机制与特点

根据国家能源局2024年11月28日发布的《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》规定，虚拟电厂是资源聚合类新型经营主体，指“运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。智能微电网是以新能源为主要电源、具备一定智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。”虚拟电厂具有资源聚合、灵活和技术依赖的特点。虚拟电厂能够将众多分散、小规模的电力资源整合为一个具备规模化效应的电力供应与调节主体，可根据电网实时需求与市场价格信号，快速灵活地调整旗下资源的发电出力、负荷消耗以及储能充放电状态依赖信息通信、大数据分析、智能控制等先进技术，从而达到资源利用效率高、供需精准匹配、对聚合资源高效管理与协同运作的效果。

三、 新能源上网电价新政下虚拟电厂运营商的挑战

结合上述新政的要点及虚拟电厂的特点，可以预见新的定价机制、价格结算机制的推行或在一定程度上造成价格的波动，进而影响合同的履行。同时交易规则的改变、差异化管理的要求等也对虚拟电厂运营商的合规管理提出了新的要求。

（1） 价格波动或引发违约风险

新能源上网电价新政出台后，市场价格或受影响。虚拟电厂运营商与用户或其他交易伙伴签订的电力交易合同，可能因市场价格的大幅波动而面临履行困境。若合同中未预先设置合理、有效的价格调整条款，当价格波动超出一方承受能力范围时，可能出现一方要求变更合同价格甚至直接违约的情况，进而引发一系列法律纠纷。

针对《通知》中对上网电价的规定，如合同中缺乏价格调整机制的相关约定，从而导致合同收益受损，一方是否能主张以情势变更主张变更或解除合同，目前尚不明确。

根据《中华人民共和国民法典》第五百三十三条规定，情势变更原则指“合同成立后，合同的基础条件发生了当事人在订立合同时无法预见的、不属于商业风险的重大变化，继续履行合同对于当事人一方明显不公平的，受不利影响的当事人可以与对方重新协商；在合理期限内协商不成的，当事人可以请求人民法院或者仲裁机构变更或者解除合同。”其中，根据最高人民法院《关于适用〈民法典〉合同编通则若干问题的解释》第三十二条规定，“因政策调整或者市场供求关系异常变动等原因导致价格发生当事人在订立合同时无法预见的、不属于商业风险的涨跌，继续履行合同对于当事人一方明显不公平的”，属于上述条款中的“重大变化”。

《通知》确定的“市场化定价机制”带来的价格变动，当属政策调整导致的价格涨跌，但是否是在订立合同时无法预见，实践中或存在不确定性。虽然以往案例中有法院认为电价政策调整不适用情势变更原则，如江苏法院助力民营经济高质量发展典型案例之四（2022）苏05民终12431号）案中，二审法院认为，“煤炭价格波动导致电力成本增加属于市场商业风险，并非不可预见，且双方也已按照电力市场政策，及时变更了结算价格标准，电力销售公司主张适用情势变更原则对政策调整前已明确约定的售电价格进行变更，依据不足。”然而，本次新政在价格机制上的调整较为明显，“市场定价+差价补偿”的模式或对合同各方影响较大，如显失公平，或可构成情势变更。

（2）虚拟电厂合规边界重构

《通知》提出不同于以往的“全面市场化”“中长期合同灵活要求”“项目差异化管理”要求，都是虚拟电厂运营商面临的新的合规挑战。

《通知》提出新能源电量原则上全部进入电力市场，虚拟电厂运营商若聚合新能源项目（如风电、光伏），需确保其参与的市场交易模式符合“报量报价”或“接受市场价格”的要求。

根据《通知》提出的“电价通过市场交易形成”和“中长期市场交易”规则，交易周期缩短，交易频次提高，实时市场参与要求虚拟电厂运营商高频处理发电预测、用户负荷等数据，数据安全要求相应提高。

针对《通知》提出的“项目差异化管理”规则，存量项目需确保机制电价不高于当地煤电基准价，且每年自主确定的执行机制电量比例不得高于上一年。虚拟电厂运营商若未跟踪项目历史数据，可能导致超比例申报风险。而增量项目需通过竞价入选差价机制，若虚拟电厂运营商未及时参与竞价或报价策略失误（如超出竞价上限），项目可能无法纳入结算机制。

此外，《通知》要求各地在2025年底前出台具体方案，在目前具体实施方案尚不明确的阶段，虚拟电厂运营商在管理过程中需动态跟踪各各地在竞价上限、差价结算规则、消纳责任权重等方面的差异。

四、 新能源上网电价新政下虚拟电厂应对策略

针对上述新政下虚拟电厂运营商可能遇到的挑战，采取积极的有针对性的应对策略能更有效地帮助企业适应新政带来的变化，同时也能使企业更大程度地抓住机遇，提高收益。

（1）优化合同管理与风险防范机制

《通知》对2025年6月1日前后的存量与增量项目有不同的政策适用规定。针对存量项目，虚拟电厂运营商可建立合同风险预警与处置机制。借助大数据分析、人工智能等先进技术，实时、动态地监测合同履行过程中的关键指标（如电量变化、价格波动、负荷调节响应情况等）。一旦系统发出风险预警信号，及时启动风险处置预案，通过协商、调解、仲裁或诉讼等多元化方式，妥善解决合同纠纷，切实保障自身的合法权益。
针对增量项目，虚拟电厂运营商可制定适应《通知》新政下虚拟电厂与分布式能源主体、可调节负荷主体、电力交易伙伴等签订的标准化合同范本。在范本中详细、精准地明确各类合同的关键条款，如电量分配、收益分成、负荷调节要求、价格调整机制、违约责任等，从源头上降低合同签订与履行过程中的风险。

此外，虚拟电厂运营商还应做好合同履行过程中的风险管理，收集合同履行过程中的相关证据，如合同原件、相关协议及谈判文件、交货凭证、验收记录、付款与违约记录等。

（2）建立全生命周期合规管理体系

新政下，电力市场监管力度不断加强，虚拟电厂运营商面临着更为严格的合规运营要求，涉及对电力市场准入规则、交易规则、价格政策、可持续发展价格结算机制等一系列政策法规的深入解读与准确把握。例如，在参与新能源可持续发展价格结算机制时，要严格按照机制要求申报电量、核算价格，确保结算过程的合规性。

虚拟电厂运营商应建立全生命周期合规管理体系，在项目开发阶段针对增量项目竞价规则，制定包含成本核算、报价决策、文件留痕的合规流程；在运营阶段构建涵盖数据安全、反垄断审查、环境责任的合规清单，定期开展《中华人民共和国数据安全法》《中华人民共和国可再生能源法》专项审计；在管理过程中注意各地实施细则差异化，关注各地实施细则发布，建立合规风险预警机制；强化财政补贴项目与非补贴项目分类管理，存量与增量项目差异管理，建立项目档案库，区分补贴、差价机制、市场化交易等类型；建立合理自愿退出机制。

五、 小结

新能源上网电价政策给虚拟电厂带来广阔应用前景的同时，也对其提出了更高的风险防范和合规管理要求，虚拟电厂运营商在合同缔约及履行、报价结算、项目管理方面需结合《通知》相应优化，并保持动态调整，以应对差异化项目过渡、电价波动及各地实施细节尚不明确带来的变数。