“虛擬電廠（含電力交易）應該是間歇性新能源發電在市場競爭中遇挫后的自發產物。在市場收益的推動下，企業會主動配置資源，提升收益。但目前仍需要思考幾個問題：市場激勵是否有效？市場準入是否放開？市場支撐條件是否足夠？”東南大學高賜威教授在SNEC期間的一場發布會上表示。

最近半年，電力交易和虛擬電廠的頂層政策相繼出臺，讓行業看到了電力交易成熟的可能性。

首先是“136號文”規定的新能源“全面入市”。此前，電網會按照固定價格全額收購或保障性收購新能源電量，雖然部分省份開展了電力中長期交易或現貨交易，但新能源電站本身不需要直接進入市場交易。

新政實施之后，雖然仍然有“差價合約”機制對部分新能源電量提供保障性收購，但進入市場交易已經成為未來的趨勢。

比如，根據廣東省電力交易中心印發的《廣東新能源增量項目可持續發展價格結算機制競價規則（征求意見稿）》以及《廣東省新能源發電項目可持續發展價格結算機制差價結算規則（征求意見稿）》，新能源電站最高可獲得90%的保障性收購，但海上風電項目執行期限為14年，其他新能源項目為12年，到期后不再執行。

廣西規定強制20%電量進入市場交易；蒙東電力市場則規定，2025年6月1日后的增量項目“暫不安排納入機制電量，完全參與市場競爭”。

新能源電站可以采用報量報價參與現貨市場、聚合為發電類虛擬電廠報量報價參與現貨市場以及作為價格接受者參與現貨市場三種方式進行市場交易。

其次，電力現貨市場正在全國各省陸續“轉正”。今年6月6日，湖北電力現貨市場正式投運，成為全國第六個電力現貨市場。

市場化的推進使得電價波動更大，交易套利空間也更大。比如，蒙東電力現貨市場規定，現貨市場價格上限暫定為1.5元/kWh，下限為0.05元/kWh，而燃煤發電基準價為0.3035元/kWh。一度電交易的好壞，最大差值可達1.55元/kWh，對于1GW光伏電站而言，這可能意味著20億元的收益差距。此前的蒙東電力中長期交易市場中，新能源交易價格不超過燃煤發電基準價格。

根據國家發展改革委、國家能源局在今年4月底發布的《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》，2025年底前將基本實現現貨市場全覆蓋。如果全國新能源裝機全部進入市場交易，每年新增可交易電量約4000億kWh，以蒙東的價差1.55元/kWh計算，市場空間約6000億元。