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虚拟电厂——基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，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。
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节点电价——电力现货市场中，为满足某一特定物理节点增加单位负荷需求所产生的的边际成本，是反映电能在特定空间和特定时间点真实价值的核心价格信号。
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本月初的时候，国家能源局南方监管局印发了《南方区域新能源参与电力市场交易实施方案（试行）》的通知，对分布式新能源参与现货电能量市场的方式进行重大调整。
26年6月30日前，未经聚合的分布式新能源项目仍旧按照省内加权平均价参与实时市场结算；
26年7月1日起，未经聚合的分布式新能源项目按所在节点参与实时市场结算。
我们知道，136号文要求新能源上网电量全面入市之后，分布式光伏参与市场的主要途径有三种：
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具备申报预测功率及“四可”（可观、可测、可调、可控）能力的分布式光伏（尤其是10千伏及以上的工商业项目）
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中小型分布式光伏项目（尤其是户用光伏）、未直接参与交易的工商业项目。聚合商以发电主体身份参与中长期、现货或绿电交易，可代理多家分布式光伏主体参与市场交易，收取服务费，按聚合合同分配绿色环境权益价值。 |
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不满足条件、无意主动参与市场交易的分布式光伏作为价格接受者入市（如部分自然人户用光伏）。
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无论以上述哪种方式参与市场，上网电量收入的计算逻辑均为：
=上网电量×结算电价+机制电量×（机制电价-市场均价）
但本次政策调整后，未经聚合的、以接受市场价格参与市场的分布式新能源项目，其结算电价的计算逻辑发生根本变化。
2026年7月1日前，未经聚合的项目享受“大锅饭”，不论该项目所在节点位置，结算电价均按照全省发电侧实时市场同类项目加权平均价结算。
这意味着即便该项目所在节点因阻塞出现了低价，它也能被全省平均价摊平风险，对缺乏交易能力的小型项目其实是一种防冲击保护。
2026年7月1日后，未经聚合的项目，就要和聚合的项目一样，必须按照所在物理节点的节点电价进行结算。
这意味着位于负荷中心（用电量大、送电受限少）的分布式光伏项目，节点电价通常较高，而位于发电资源富集但外送受限的地区，节点电价面临折价，收益可能大幅缩水。电力的时空价值被全面激活，结算电价将全面反映该物理界面的供需和阻塞情况。
可见，政策给出的信号已经很明确了，那就是告别大锅饭，用节点电价反映最真实的市场价格。
而在节点电价结算模式下，聚合的优势非常明显：虽然结算基准单价（节点电价）一致，但经聚合后的项目可以通过“报量报价”规避低价时段，并利用虚拟电厂的专业预测能力降低偏差考核风险，其最终结算收益通常会优于被动接受节点价格的未聚合项目。
无论聚合还是不聚合，在同一物理节点上的实时市场出清价格（也就是节点电价）是对等的。
但是未聚合的小散项目通常是价格接受者，不论价格多低（甚至负电价）都必须上网。而虚拟电厂可以代表项目进行“报价”，当预测中午时段出现负电价时，虚拟电厂可以报出较高的价格确保不被出清，从而规避负电价时段倒贴钱发电的风险。
现货市场要求“发电计划”和“实际出力”高度一致。分布式光伏受天气影响大，单站的预测精度其实很低。如果实际发电量偏离了申报计划，会面临“双细则”考核，这笔费用往往比计算电费更贵。
而虚拟电厂可以通过大模型提高预测精度，同时通过聚合多个场站，利用不同地域的“云遮挡”互补效应，从整体上平滑出力曲线，显著降低偏差考核费用。
而聚合项目不仅能通过策略规避低价，还能通过中长期交易锁定部分收益，甚至利用日前和实时市场价差套利。此外虚拟电厂还可以参与辅助服务增加额外收益，这些都是单个场站无法做到的。
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虚拟电厂在批发侧通过专业报价获得更高市场均价，其市场出清价和保底结算价的差额就是其盈利空间。此时，虚拟电厂承担市场波动风险。
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将市场实际结算收入完全透传给业主，但从中扣除一定比例的管理服务费。
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类似佣金制，按照电量计费或按收益分成，风险由业主承担。
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为业主保障一个基础收益，同时将虚拟电厂通过专业手段（如高精度预测、辅助服务）获取的超额收益部分按比例分成。
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通过高精度功率预测和报量保价策略，中午低价或负电价时段不出清（不发电或存入储能），高峰时段售电
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聚合分布式电源、储能和可控负荷提供调峰、调频、备用等调节服务。根据谁服务谁获利原则，获得容量、使用、性能等多维度的收益。
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代理分布式光伏参与绿电、绿证交易，挖掘非机制电量的环境附加值，通过绿证核发和划转进行利润分成。
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通过联营不联运的模式，利用各场站之间的出力互补性对冲偏差，减少原本应缴纳给电网的罚款。
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项目聚合后，虚拟电厂将以一个统一的身份参与电力市场，统一对接电力交易机构、电网公司、绿证核发机构等。
在批发侧，以统一的出力曲线进行信息申报，并按照整体的实际发电量与电网结算。
在资源侧，内部各个聚合点必须具备独立的智能计量和控制装置。实际发用电完成后，各个项目分别电量计量结算。
南方区域作为电力市场改革的试验田，按照节点电价进行结算的模式后续有望在全国推广。
对于分布式光伏项目来讲，通过虚拟电厂作为参与电力市场的核心载体，通过专业化交易、规模化效应以及灵活的风险分配机制，能有效降低分布式光伏在市场环境下的结算风险。
