2026年10月20日虚拟电厂行业早报：规则给了报价权，也拿走了大池子

📑 时间范围：2026年10月18日午后 — 10月20日 02:00（凌晨）。

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• 开场｜一个矛盾：一边请进来，一边撤掉垫子
• 一、今日行业政策动态
  • 1. 现货基本规则：虚拟电厂被写进“经营主体”那一行
  • 2. 浙江：储能从“听指令”，改成“报量报价”
  • 3. 安徽：容量电价的考核依据，从指令换成曲线
  • 4. 雄安：一份评分表，把“多元协同调度”算进分数
  • 🔧 行业视角（政策）
• 二、虚拟电厂调度软件/平台系统相关新闻
  • 1. 唐山53座充换电站：10万千瓦，从车队里长出来
  • 2. 淮河能源：先给用户装上“眼睛和触手”
  • 3. 售电公司：一千度电只赚3.9元，开始卖调节
  • 4. 28分钟重建一条攻击链，补丁周期还是按月算
  • 🔧 行业视角（软件与平台）
• 三、市场与竞品最新动态
  • 1. 中核2980兆瓦时集采：均价0.5206元/Wh
  • 2. 中国电力20亿：外部价格失灵，交易退回集团
  • 3. FERC让PJM接纳虚拟电厂：4.9吉瓦被规则挡在门外
  • 🔧 行业视角（市场与竞品）
• 四、简短小结
• 五、行业观察：报价权，是这一轮真正的分水岭

开场｜一个矛盾：一边请进来，一边撤掉垫子

10月19日，国家发展改革委把《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》挂到了官网。

征求意见到11月18日。规则拟自2027年1月1日起施行，有效期5年，2023年那份试行版同时废止。

文件第二条有一句很轻的话：经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户，和新型经营主体。

括号里点了五类：新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目。

过去几年，这几类东西在各省文件里的位置，多是“试点”“补充”“可参与”。这一次，它们被写进了“经营主体”这一行。

同一份文件里，还有一句方向相反的：电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录，分类明确疏导。

一边把新主体请进主桌，一边把桌子底下那个大池子撤掉。

这就是这两天最值得看的地方。

大池子的作用，是把一时算不清的差额先装进去，事后再摊。有人多拿了，有人少拿了，账面上看不出是谁的问题。

池子撤掉之后，每一笔都要对上人。报价高了，自己承担；报低了，也自己承担。

请进来的是身份，撤掉的是兜底。

这两件事同时发生，含义很直接：虚拟电厂不再是“被叫一下、拿一笔补贴”的资源，而是“报一个价、等一次出清”的主体。

这个变化不写在补贴标准里，写在结算条款里。

结算条款是最不讲情面的部分。它不问你接了多少资源，只问你那一次的报价，事后对不对得上。

一、今日行业政策动态

1. 现货基本规则：虚拟电厂被写进“经营主体”那一行

这份文件的分量，先看它的位置。

它由发改委修订，替代2023年的试行版，覆盖省间、区域、省三级现货市场。也就是说，各省自己那套规则，从此有了一个统一的底。

与虚拟电厂直接相关的，是三处。

第一处是身份。第二条把新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目并列写进“新型经营主体”，与发电企业、售电公司、电力用户同属经营主体。

第二处是动作。第八条写：推动新型经营主体全面参与电力现货市场竞争，支持其响应实时市场价格信号；支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体，参与申报、出清、调用、结算和考核。

第三处是价格。现货原则上采用节点边际电价出清，经营主体具有报价权和定价权；具备条件的地区，可在日内或实时市场出清前的规定窗口内调整申报信息。

报价权这三个字，值得单独说。

在需求响应那套机制里，聚合商报的是“我能让出多少”，价格由文件定，补贴按标准发。做得好与不好，差在响应率。

在现货里，聚合商报的是“这个时段、这个节点，我这块资源要多少钱”。价格由市场定，成交与否看别人怎么报。

前者是交作业，后者是下注。

差别不在技术，在责任。交作业错了，扣分；下注错了，亏钱。

还有一条容易被跳过：D-1日已确定调用的机组，其调整后报价不得高于确定调用时所申报的价格。

这句话把“先低价进圈、事后抬价”的路堵了一条。报出去的价格，就是承诺。

规则给了报价权，同时也把报价变成了要负责的事。

再看结算那一段。日清月结，每日清分，按月出结算依据。发电侧按所在物理节点价格结算；用户侧现阶段暂按全市场或分区的统一结算点价格，具备条件的地区可探索按节点价结算。

用户侧还在“统一价”这一档，所以聚合商眼下算的是平均账。但只要某个地区开始试点节点价，平均值就会被位置差撕开。

文件还提了一句阻塞费用：用户侧结算点与发电侧结算点不同产生的阻塞费用，原则上分配给用户侧主体。条件成熟后，可拍卖输电权。

这句话的意思是，位置带来的成本，要有人认。过去藏在均价里，现在要单列。

还有两处细节，是给“报错价”留的后手。

一处是限价。文件要求同时设申报限价与出清限价，申报限价不得超过出清限价范围。当出清价格持续或累计触及限值超过一定时长，可启用二级申报价格限值，其上限一般低于正常上限。

这条是防极端行情。价格冲得太高或跌得太狠，市场会自己踩一脚刹车。

另一处是成本补偿。对因保障系统安全运行需要、又无法通过现货电能量价格收回的启动成本、空载成本、边际成本，给予合理补偿，标准通过成本调查确定，还可用于市场力管控。

补偿是给机组的，不给聚合资源。这个区别要记住。

火电有启动成本和空载成本，停一次、开一次都要花钱，所以要有补偿。虚拟电厂的资源是用户侧的负荷和储能，没有“开机”这回事，也就没有这一项。

同一份文件里，有人拿补偿，有人只能拿报价。

这不是厚此薄彼，是物理属性不同。机组一旦停机，再启动要几小时甚至几天；负荷让出半小时，第二天照常生产。

但对聚合商来说，这意味着它的全部收入，都要从报价和出清里来。没有保底，没有补偿，只有成交与不成交。

文件里还有一句看似技术性的话：优化完善现货市场与并网运行管理衔接机制，对同一行为不应重复承担经济责任。

这句是给考核划界。过去一个偏差，可能在并网运行考核里罚一次，在现货偏差考核里再罚一次。现在要求不重复。

对聚合商是好事，但也意味着口径要统一。两套考核系统怎么对得上，是个具体的工程问题。

2. 浙江：储能从“听指令”，改成“报量报价”

10月19日，浙江能源监管办的一条工作动态被行业媒体转载。

内容是：持续完善电力市场化响应机制，推动修订电力市场化响应和虚拟电厂运营管理实施细则，指导打通节假日等低负荷期间用户侧储能的循环充放电通道，督促市场主体在新机制下开展市场化填谷响应。

三件事：改细则、开通道、催响应。

“循环充放电通道”这个说法很实在。用户侧储能过去在节假日有个尴尬：电价低，想多充；但充完没处放，放完不能再充，一个假期只跑一个来回。

通道打通，意味着一天里可以多次充放。储能的价值，从“存一次”变成“跑几趟”。

这件事的分量，要放在用户侧储能的处境里看。

用户侧储能装在企业院子里，容量不大，通常两小时、四小时。它的收入来源有三块：峰谷价差、需求响应补贴、参与市场交易的收益。

峰谷价差一年就那么几个时段，一天最多一充一放。需求响应一年就那么几次，还得看电网需不需要。

剩下的大部分时间，电池是闲着的。

“循环充放电通道”要解决的，就是这段闲置。让它在低负荷的节假日里多跑两趟，把便宜的电存进去，再在需要的时候放出来。

储能赚不赚钱，很多时候不取决于电池，取决于它能跑几趟。

通道是技术问题，也是规则问题。技术上要过计量、要过结算、要过安全校核；规则上要明确，多跑的那几趟算不算需求响应，算不算现货交易，钱从哪出。

浙江这次把“改细则”和“开通道”放在一起讲，说的就是这个配套关系。

只开通道不改细则，跑出来的电量没处结算。只改细则不开通道，规则写得再细也用不上。

另一条来自第三方行业日报的汇总：浙江明确电网侧独立新型储能自2027年1月1日起以“报量报价”方式参与现货市场；用户侧储能可作为独立单元参与需求响应，贡献单独核算、单独兑付。

这条要标注口径——它出自行业机构的汇总整理，不是省级文件原文，具体条款以文件为准。

但方向是清楚的：储能不再只是“被调度”，要开始“报量报价”。

报量报价这四个字，对运营方是另一套功课。

被调度，考的是响应速度和执行率。报量报价，考的是预测。你得先猜明天中午的光伏出力、晚峰的气温、别人的报价，再决定自己报多少、报什么价。

猜错一次，不是扣分，是没成交，或者成交在错的价格上。

从“叫我我就动”，到“我先说我要多少”，中间隔着一整套预测能力。

浙江还有一个细节值得记：用户侧储能的贡献“单独核算、单独兑付”。

过去一个聚合单元里，光伏、储能、可调负荷混在一起算总账，谁的贡献大，说不清。单独核算，等于给每一类资源单开一本账。

这本账一旦开出来，聚合商和资源方的关系就要重谈。分成比例的谈判，从此有了依据。

3. 安徽：容量电价的考核依据，从指令换成曲线

安徽省10月8日印发的一份通知，这几天在储能圈里被反复引用。

内容是关于电网侧独立新型储能容量电价：以煤电容量电价165元/千瓦·年为基准，折算比例按满功率连续放电时长除以6小时计算，系数上限为1，2027年1月1日起执行，费用由工商业用户分摊。

真正要紧的是考核。

容量电价的考核依据，由“调度指令”调整为“市场出清曲线或计划曲线”，并完善豁免情形。

一句话：过去看你听不听话，现在看你跑出来的曲线。

听指令这件事，逻辑简单。调度让你充，你就充；让你放，你就放。做到了，容量电费照拿。

按曲线考核，逻辑变了。电站要自己决定什么时候充、什么时候放，然后拿出真实的运行曲线，去证明自己在高峰时段确实顶上了、在低谷时段确实充进去了。

这套改法，把储能从“执行端”推到了“决策端”。

决策端要的东西，执行端往往没有：电价预测、SOC 精细管理、最小连续充放电时长的约束、衰减数据的上报。

这也解释了为什么安徽把折算比例和时长挂钩。6小时是基准，跑得久，系数高。规则在明确告诉投资方：长时的更值钱。

考核依据一换，储能的账本就从“有没有被调用”，变成“曲线好不好看”。

对虚拟电厂来说，这是同一道题的另一面。聚合商手里也有储能，也要交曲线。区别只在于，它交的是几十个站点的合成曲线。

合成曲线比单站曲线难做。单站只要自己听话，合成要管住每一家的偏差，还要在偏差叠起来之前把它抹平。

4. 雄安：一份评分表，把“多元协同调度”算进分数

10月16日，雄安新区一份独立储能项目优选评分标准开始公示，公示期到10月20日。

评分表里有两项加分。

一是采用两种以上储能技术，鼓励液流、钠离子等路线，可加0到10分。

二是具备完整的主动安全体系与多元协同调度能力，再加0到10分。

第二项，是这次值得记的地方。

“多元协同调度能力”进了评分表，意味着它不再只是技术方案里的一段描述，而是能换成分数、换成排名、换成指标的东西。

过去的优选，比的是规模、造价、时长、业绩。这些都能算，也都能核。

协同调度不好核。它说的是：储能、光伏、可调负荷、充电桩之间能不能互相顶班；电网要的时候，能不能在一个指令下同时动。

不好核，就容易写成形容词。写进评分表，就得给出可验证的东西——平台、接口、通信规约、联调记录。

评分表是最诚实的一种政策。它告诉你，评审到底在看什么。

河北这两年的做法有个共同点：把“能不能调”拆成可打分的条目。9月那份10吉瓦申报要求9个月内开工、15个月内并网，投产前不得变更投资主体；雄安这份把技术路线和协同调度折成分数。

一个管进度，一个管能力。两条加起来，项目从拿指标到并网，每一段都有尺子。

两张表放在一起，能看出评审思路的变化。

过去评项目，看的是“能不能建成”。现在多了一问：“建成之后能不能被调度”。

这个问题不好回答，因为它涉及平台、通信、接口、联调，每一项都不在施工图里。评分表把这些问题变成分数，等于逼着申报方在方案阶段就想清楚。

对做平台的公司，这是个机会窗口。项目要拿分，就得有人帮它把协同调度这件事说清楚、写扎实、验得了。

🔧 行业视角（政策）：政策这半年的动作，可以归成一句话——把“参与”拆成可计价的环节。现货规则给了报价权，浙江把储能推上报量报价，安徽把考核依据换成曲线，雄安把协同调度折成分数。四件事指向同一处：以后拿钱，靠的是报得准、跑得对、说得清，而不是接得多。

二、虚拟电厂调度软件/平台系统相关新闻

1. 唐山53座充换电站：10万千瓦，从车队里长出来

10月20日，《人民日报》海外版一篇报道里有个数字：国网唐山供电公司通过聚合重卡电池资源构建虚拟电厂，已聚合53座充换电站，可调节能力突破10万千瓦。

做法写得不复杂：依托综合能源公司等能源聚合商对接重卡充电站运营主体，按要求参与调峰，获得资金补偿，实现“谷时充电、峰时放电”。

唐山这个样本有意思的地方，在资源类型。

53座站，10万千瓦，平均一座不到2000千瓦。这个规模放在工业园区里不算什么，但放在重卡充电站上，含义不同。

重卡电池容量普遍在400到600度，一个站十几把枪，同时充电就是几千千瓦的负荷。更关键的是，这些车听车队调度，不像私家车那样随时来随时走。

可调能力不一定长在工厂里，也可能长在车队的排班表上。

对平台来说，这类资源的接入难度不在通信，在运营。

工厂的可调负荷，谈一次能管一年。重卡充电站的负荷，跟着货运节奏走，今天满负荷，明天可能空一半。平台要接的不是一台设备，是一套排班。

这也解释了为什么唐山的做法里，中间隔了一层“能源聚合商”。供电公司不直接对几十个车队，聚合商去谈、去装、去结算。

平台在这里的角色，是把分散的站变成一个可申报的单元：报多少、什么时候报、报完怎么核。

把唐山这块资源，和另外两类常见的资源放在一起比，特性差别很清楚。

三类资源里，重卡充电站可以整段搬移。

生产线让出半小时，可能影响交期；储能多放一次，要算衰减；货运车队换个时间充电，只是司机多等一会儿。

这也是为什么近两年车网互动的项目越来越多。它的调节成本最低，用户抵触最小。

但它的稳定性最差。今天有货，明天可能没货；这个月满负荷，下个月可能空场。聚合商要报的是曲线，不是峰值，稳定性差就意味着偏差大。

好调的资源，往往不好报。

这句话几乎适用于所有用户侧资源。工厂好调，但停产有代价；充电站好调，但车流不稳定；储能好调，但次数有限。

聚合商真正卖的，不是这些资源本身，是把它们的不确定性管住的能力。

10万千瓦这个数字，单独看不大。放到唐山的负荷盘子里，它意味着在某个晚峰，有一座“看不见的电厂”能顶上一段时间。

2. 淮河能源：先给用户装上“眼睛和触手”

10月19日，中安在线一篇报道写了一个很具体的场景。

淮河能源虚拟电厂的工作人员到合肥一家充电站，在低压配电柜处安装智能负荷控制终端。装完按下通电按钮，数十公里外的虚拟电厂大屏上，弹出这家代理用户的录入信息。

报道里有一句原话，讲清了这套东西的作用：以前只能靠电话通知、用户申报，现在给用户装好了智能化调控的“眼睛”和“触手”，能实时监测、控制代理用户的用电负荷。

“眼睛”和“触手”，是虚拟电厂最朴素的两个部件。看不见，就报不准；动不了，就兑不了。

同一篇报道还提到下一步：淮河能源综合能源公司正在研发光储充运营管理平台，用AI模型、价格趋势、需量费用等信息，对光伏、储能、充电桩及可调负荷做自主策略调控，帮代理用户衔接现货市场。

从“装终端”到“做策略”，这是两个阶段。

装终端，解决的是数据通不通。做策略，解决的是报多少、什么时候报。前者是工程，后者是交易。

多数聚合商停在前两个阶段。终端装了，池子建了，报名册也有了，但报价还是拍脑袋。

拍脑袋在补贴机制下能活，在现货里活不了。因为现货每天出清，每天结算，报错的成本当天就能看见。

报道里还有个细节：淮河能源在潘集选煤厂、朱集东矿、张集矿的光储充项目已经开工，煤矿瓦斯也在综合利用。

把这些资源放在一起看，会发现它的资源池是“自己的”。矿是自己的，厂是自己的，电也基本自己用。这类主体的聚合，阻力最小。

对第三方平台来说，这既是压力，也是机会。压力在于最肥的一块被自己人拿走了；机会在于，剩下那些没有能源团队的中小用户，更需要一套能替他们报价的系统。

3. 售电公司：一千度电只赚3.9元，开始卖调节

10月19日，腾讯网一篇关于售电行业的稿子里，有一个让人停一下的数字：一千度电，只赚3.9元。

文章讲的是售电公司的处境。价差被压薄，现货波动变大，靠“买长协、赌现货”赚钱的路越来越窄。

几个数字摆在一起，能看出压力有多大。

广西一季度，146家售电企业合计亏损6.45亿元，平均一家442万元。广东上半年，对67家次触发红色预警的售电公司督促追加履约担保，合计3316.55万元。

还有一个测算口径：现货价格比预判高0.07元/千瓦时，多签1亿千瓦时倒挂合同，潜在账面亏损增加700万元。

0.07元，看起来很小。乘上1亿千瓦时，就是700万。

这就是报价的杠杆。它不需要判断错很多，只需要在每个时段都差一点点，再乘以规模。

售电公司的今天，可能就是聚合商的明天。

文章里提到，售电公司正在往两个方向走：一是做绿电绿证与碳足迹，二是做虚拟电厂与负荷聚合。

两条路都不轻松，但第二条更贴近售电公司原有的资产：客户关系、计量数据、结算通道。

差别在于，过去它卖的是电量，现在卖的是“让出电量的能力”。前者按度计价，后者按千瓦计价。

计价单位一变，合同就要重写。按度计价的合同，写的是电量与单价；按千瓦计价的合同，写的是可调容量、响应时长、考核标准、违约条款。

这也是为什么很多售电公司做聚合，第一步不是买平台，是改合同模板。

后一条路的逻辑是：工厂把部分产线排班让出来，午间低价多开、晚峰高价降负荷；充电桩、储能、分布式光伏进同一个池子，由平台按现货信号调度。这部分能力，就是虚拟电厂。

文中举了两个例子。国家电投河北公司的亮能售电，已把虚拟电厂平台接进河北省负荷管理系统，聚合分布式光伏和可调负荷，从单纯售电往综合能源运营走。山东华聚能源旗下的兖矿售电，聚合了十几家工业用户、容量一百多兆瓦，参与削峰填谷，2025年全年参与调节236次。

236次，平均一天不到一次，但一年下来是两百多次的实战记录。

这些记录的价值，不在次数，在数据。每一次调节都有响应前后的负荷曲线、有执行率、有结算金额。攒够两年，就是一套自己的报价底稿。

对平台方来说，这是个提醒：售电公司要的不是一套“能接资源”的系统，而是一套“能算账”的系统。它要看的不是接入点位有多少，而是这个月报出去的曲线，和实际执行差了多少、差在哪个时段、下次怎么改。

4. 28分钟重建一条攻击链，补丁周期还是按月算

10月13日前后，安全厂商Claroty的研究团队做了一次测试，结果在业内传得很快。

他们让一个AI智能体，仅凭固件，重建丹佛斯AK-SM 800A控制器的漏洞利用链。用了28分钟，成本约6美元。

测试里，智能体先复现了两个命令注入漏洞，卡在一个认证绕过上，直到研究人员给了方向，才跑通整条链，拿到root权限。

团队自己的说法比较克制：研究人员仍然不可替代，但手工分析的工作量大幅减少。

这条消息和电力行业的关系，不在于丹佛斯是谁的供应商，而在于时间尺度。

漏洞公开之后，做出可用攻击的时间，正在从“周”压到“小时”。

同一周的安全公告里，还有两个和电力现场有关的条目。

施耐德电气发布了两份高危公告。其中一份涉及Sage RTU系列远程终端单元——这类设备装在变电站，负责把保护装置的数据汇总上送，并执行断路器操作。公告说，拥有一定权限的用户可以安装恶意固件。

另一份涉及Pro-face STW6000与Harmony STW6，可被恶意网页接管。

罗克韦尔的1732E ArmorBlock公告里，未认证攻击者可以修改Web服务器口令、接管管理员账号。

这些设备的共同点是：都在现场，都不常被列入补丁计划，都默认“在内网所以安全”。

补丁周期按月算，攻击准备按小时算。这两条曲线交叉的那一点，就是风险真正发生的地方。

对虚拟电厂来说，这件事多一层含义。聚合平台的资产表里，列的是几百上千台设备。每一台都是一个入口，每一个入口背后都连着一条能下指令的通道。

平台能做的不多，但有几件是必须做的：资产台账要能对到设备型号与固件版本；远程维护链路要能列出来、能关掉；断网之后，本地要能按预案动作。

🔧 行业视角（软件与平台）：平台的价值正在从前端往后端移。前端是“接进来多少资源”，后端是“这些资源能不能被准确报价、能不能被安全调用”。唐山和淮河能源的例子说明，接入已经不是难题；售电公司的例子说明，报价才是难题；安全公告说明，调用本身就带着风险。三件事凑在一起，平台的验收标准要改了。

三、市场与竞品最新动态

1. 中核2980兆瓦时集采：均价0.5206元/Wh

10月14日，中核集团2026—2028年度磷酸铁锂储能系统一级集采开标结果公布。

五家企业中标：阳光电源、宁德时代、中天储能、中车株洲所、科华数能。

中标单价区间0.4995元/Wh到0.5329元/Wh，均价0.5206元/Wh。开标规模2980兆瓦时，在当周所有储能系统采购里排在前列。

同一周（10月10日至16日）的EPC价格，另有一组数。

2小时储能EPC，31个有效报价，区间0.7936到1.2496元/Wh，均价0.9998元/Wh。最低价出现在中广核湖北大悟东新80MW/160MWh项目。

4小时储能EPC，14个有效报价，区间0.7376到1.1751元/Wh，均价0.9429元/Wh。最低价出现在内蒙古乌拉特前旗200MW/800MWh项目。

成本端也在动。10月16日，电池级碳酸锂报10.22万元/吨，两周下跌2.06万元；储能用314Ah电芯报0.363元/Wh。

上游跌得快，中游跌得慢。碳酸锂两周跌了16.8%，电芯端只回落0.003到0.004元/Wh。

这个时间差说明一件事：电芯厂在修复前期被压掉的毛利，没有同步让利。

对投资方是好事，造价往下走，项目收益改善。对集成商不是，价格战已经贴到现金流边上。

当报价不再反映成本，价格就不再是信号，只是筹码。

这句话对虚拟电厂同样成立。储能是聚合池里最贵的一块资产，它的造价决定聚合的底价。底价失真，报出去的调节价格也会失真。

2. 中国电力20亿：外部价格失灵，交易退回集团

10月16日，中国电力（02380.HK）签了两份协议，10月19日被媒体披露。

一份是储能系统服务框架协议，2027年交易上限10.26亿元。另一份是电芯采购，2027年上限9.82亿元。

两项加起来20.08亿元。对手方都在控股股东国家电投的成员公司里。

2028年的上限更高：系统服务12.38亿元，电芯采购12.08亿元。

关联交易本身不新鲜。值得看的是时点。

储能系统价格三年跌去八成，部分集采中标价跌破0.4元/Wh，而行业公认的合理成本线在0.55到0.6元/Wh之间。近三分之一的系统集成商在以低于成本的价格投标。

在这个背景下，把链条收回集团内部，等于把“报价”换成了“预算”。

外部框架协议的上限是意向性的，行情一变可以重谈。集团关联交易的上限是排进预算表的，执行的硬度不一样。

这不是一家公司的选择，是一类主体的选择。

当公开市场价格被低于成本的报价扭曲到看不清底线，参与者的理性反应，是退回到能看清成本的地方。集团内部就是这样一个地方。

报价失灵的时候，交易会退回到不用报价的地方。

对虚拟电厂来说，这条逻辑还有一层。聚合商的收入，来自市场价差与调节价值。如果市场价格本身不能反映真实成本，聚合商算出来的收益模型，就建在沙子上。

所以看储能价格，不能只看跌了多少，要看跌的部分是谁在承担。承担不了的那一方，迟早会退出投标，或者退出这个行业。

3. FERC让PJM接纳虚拟电厂：4.9吉瓦被规则挡在门外

美国那边，9月底有一份裁决，10月中旬开始被反复引用。

联邦能源监管委员会（FERC）要求PJM修改市场规则，理由是现行规则把虚拟电厂挡在了门外。裁决采纳了Voltus与Mission:data的申诉，认定PJM至少损失了4.9吉瓦的容量。

4.9吉瓦，相当于几座大型电厂。

裁决打开的是一个覆盖13个州加华盛顿特区、6700万人的市场。机制不复杂：虚拟电厂把成千上万个小设备打包，作为单一资源，报进PJM的容量市场与能量市场。

同期还有一份裁决，方向相反。

10月9日，FERC批准了PJM对新“大负荷”的定义——单一站点峰值需求50兆瓦及以上须注册，并建立大负荷注册表，10月12日生效。

但同时驳回了PJM计划里的两个关键机制：临时资源充裕度服务（IRAS）和“自带容量”（BYOC）。

驳回的理由是管辖权。FERC认为，这两个机制会让PJM直接对零售用户设定义务、决定谁被中断、设计补偿方案，而这些属于州监管范围。

投下赞成票的委员Rosner写了一句：限电应是最后手段，只有在自愿的需求响应资源用尽之后才可以实施。

把两份裁决放在一起，能看出一条清晰的偏好：监管愿意让分布式资源进市场，但不愿意让大负荷用“自带容量”绕开市场。

换句话说，容量这件事，要么按市场规则报进来，要么就不算。

而PJM当下的处境并不轻松。10月13日到14日，它发布了一级能源紧急警报；10月19日又发出咨询预警，预计停运容量升至约72吉瓦。

紧急状态下，需求响应是被叫起来的。常态下，它得自己报价。这两条路，差别不在技术，在程序。

🔧 行业视角（市场与竞品）：储能报价在往下走，集团采购在往回缩，海外监管在往外开。三件事看着不相干，其实都在回答同一个问题——价格还能不能作为决策依据。储能这边，价格被低于成本的投标弄钝了；中国电力这边，干脆改用预算；PJM这边，用规则把分布式资源请进市场，同时拒绝用“自带容量”绕开价格。对聚合商的启示是：报价能力要建，但建之前先确认，你所在的那个市场，价格是不是真的在说话。

四、简短小结

1. 现货基本规则把虚拟电厂写进经营主体，报价权给了，不平衡资金池撤了。
2. 浙江推储能报量报价、用户侧储能单独核算，安徽把容量电价考核依据换成曲线。
3. 唐山聚合53座充换电站、可调能力过10万千瓦，重卡成了可申报的负荷。
4. 售电公司一千度电只赚3.9元，开始把响应收益当成第二收入。
5. 储能集采均价0.5206元/Wh，中国电力20亿元把链条收回集团内部。

五、行业观察：报价权，是这一轮真正的分水岭

过去谈虚拟电厂，谈的是三件事：能接多少资源，能调多快，能拿多少补贴。

这三件事都有标准答案。资源看容量，速度看响应时间，补贴看文件。

现在多了一件：你能报多少钱，报完之后对不对得上。

这件事没有标准答案。

一个聚合商手里有50万千瓦可调资源，分布在几十个用户、上百台设备上。它要报明天的曲线，就得知道：明天中午光伏出多少、晚峰气温多少、哪些用户的生产线能挪、挪了之后补偿怎么算。

这些信息，一部分在平台上，一部分在人脑子里。

报价不是一次点击，是一次把所有不确定装进一个数字。

装得进去，是能力；装不进去，就得留安全边际，报一个保守的价。保守的价，在出清里排不上。

所以这一轮的分水岭，不在资源规模，在报价能力。

报价能力可以拆成三层。

第一层是看得见。设备状态、负荷曲线、SOC、可用容量，要在报价前就能读出来。这一层靠终端和平台，是工程问题。

第二层是算得准。电价预测、负荷预测、偏差预估，要能把明天的曲线画出来。这一层靠模型和历史数据，是算法问题。

第三层是担得起。报错了，钱要能赔出来；考核扣了，账要能对上。这一层靠资金和合同，是财务问题。

三层里，第一层最容易补，第三层最难补。

很多平台公司擅长第一层，能接设备、能画大屏、能出报表。到了第二层就吃力，因为历史数据不够长；到了第三层更吃力，因为要拿真金白银去承担偏差。

规则这次把三层同时摆到了台面上。

日清月结，意味着偏差每天都要归集；不得设不平衡资金池，意味着归集之后必须找到承担的人；用户侧暂按统一结算点，意味着眼下还能用平均账过渡，但窗口不会一直开着。

再往前看一步。

如果报价成为核心能力，行业的角色会重新排。

一类是资产方：手里有储能、有可调负荷、有充电站，但不一定有能力报价。它们的理性选择，是把资产委托出去，收一份容量费或分成。

一类是交易方：不持有资产，但有预测能力和报价团队。它们赚的是判断的钱，承担的是偏差的风险。

一类是平台方：提供工具，不承担价格风险。它们卖的是“看得见、算得清”，不卖“包你赚钱”。

这三类角色，过去常常混在一家公司里。规则清晰之后，会慢慢分开。

分开的过程不会舒服。资产方会发现，自己原来拿的那份补贴，其实是市场给的；交易方会发现，自己原来的报价，其实是拍脑袋拍的；平台方会发现，客户要的不再是大屏，而是能对得上结算单的数字。

这一轮竞争，比的不是谁接得多，是谁报得准、赔得起。

最后说一句实在的。

报价能力不是买一套系统就能有的。它需要至少两个完整的结算周期，需要一批真实的偏差记录，需要一次真金白银的教训。

现在离2027年1月1日还有两个多月。这段时间能做的事不多，但有一件最值得做：把过去一年的调节记录翻出来，按小时对齐电价，看看自己在哪些时段报高了、哪些时段报低了。

这份复盘不花钱，但比任何一套新系统都更接近答案。

慧知开源虚拟电厂平台：把充电桩等分布式资源的可调节能力聚合成虚拟电厂，闭环完成事件申报、调度分配、执行监测、效果评估与结算。

特点：聚合可调资源、闭环调度结算、支持二开部署。

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信息来源

• 《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》（国家发展改革委2026年10月19日发布，征求意见期2026年10月19日至11月18日，拟自2027年1月1日起施行、有效期5年，同时废止《电力现货市场基本规则（试行）》发改能源规〔2023〕1217号）——第二条明确经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户（含电网企业代理购电用户）和新型经营主体（含新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等）；第八条提出推动新型经营主体全面参与电力现货市场竞争、支持其响应实时市场价格信号，支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与申报、出清、调用、结算和考核；现货原则上采用节点边际电价出清机制，经营主体具有报价权和定价权，具备条件的地区可在规定时间窗口内调整申报信息，D-1日已确定调用的机组调整后报价不得高于确定调用时所申报价格；应设定申报限价与出清限价，可启用二级申报价格限值；采用“日清月结”结算模式，发电侧按所在物理节点价格结算，用户侧现阶段暂按全市场或分区统一结算点价格结算、支持具备条件的地区探索按节点价格结算；用户侧结算点与发电侧结算点不同产生的阻塞费用原则上分配给用户侧主体，条件成熟可通过市场化方式拍卖输电权；电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录、分类明确疏导，分摊（返还）方式应事先确定（官方征求意见稿与授权媒体转载口径，条款以发改委原文附件为准）
• 浙江能源监管办完善电力市场化响应机制相关情况（据国际电力网2026年10月19日转载）——持续完善电力市场化响应机制，推动修订电力市场化响应和虚拟电厂运营管理实施细则，指导打通节假日等低负荷期间用户侧储能循环充放电通道，督促相关市场主体在新机制下开展市场化填谷响应，推动虚拟电厂等需求侧资源常态化参与电力保供（监管机构工作动态与媒体转载口径）
• 浙江储能参与现货与需求响应安排（据第三方行业日报2026年10月19日汇总整理）——电网侧独立新型储能自2027年1月1日起以“报量报价”方式参与现货市场；用户侧储能可作为独立单元参与需求响应，贡献单独核算、单独兑付（第三方机构汇总口径，非官方统计，具体条款以省级文件为准）
• 安徽省电网侧独立新型储能容量电价通知（安徽省2026年10月8日印发，据第三方行业日报2026年10月19日汇总）——以煤电容量电价165元/千瓦·年为基准，折算比例为满功率连续放电时长除以6小时、系数上限为1，2027年1月1日起执行，费用由工商业用户分摊；容量电价考核依据由调度指令调整为市场出清曲线或计划曲线，并完善豁免情形（第三方汇总口径，非官方统计，以文件原文为准）
• 雄安新区独立储能项目优选评分标准公示（2026年10月16日公示，公示期至10月20日，据第三方行业日报汇总）——采用两种以上储能技术、鼓励液流及钠离子等路线可加0至10分；具备完整主动安全体系与多元协同调度能力可再加0至10分（第三方汇总口径，非官方统计）
• 国网唐山供电公司虚拟电厂与车网互动情况（《人民日报》海外版2026年10月20日报道，数据来源标注为国网唐山供电公司）——通过聚合重卡电池资源构建虚拟电厂，依托综合能源公司等能源聚合商对接重卡充电站运营主体参与调峰并获得资金补偿，实现“谷时充电、峰时放电”，已聚合53座充换电站，可调节能力突破10万千瓦（企业披露与媒体报道口径）
• 淮河能源虚拟电厂与光储充运营管理平台（中安在线2026年10月19日报道）——虚拟电厂工作人员在合肥一充电站低压配电柜处安装智能负荷控制终端，实现代理用户负荷的实时监测与控制；潘集选煤厂、朱集东矿、张集矿光储充项目已开工；淮河能源综合能源公司正研发光储充运营管理平台，利用AI模型、价格趋势、需量费用等信息对光伏、储能、充电桩及可调负荷进行自主策略调控（企业披露与媒体报道口径）
• 售电行业经营情况（腾讯网2026年10月19日报道）——售电价差收窄，文中提及“一千度电仅赚3.9元”；广西一季度146家售电企业合计亏损6.45亿元、平均一家442万元；广东上半年对67家次触发红色预警的售电公司督促追加履约担保合计3316.55万元；测算口径为现货价格较预判高0.07元/千瓦时时，多签1亿千瓦时倒挂合同潜在账面亏损增加700万元；国家电投河北公司亮能售电已将虚拟电厂平台接入河北省负荷管理系统；山东华聚能源旗下兖矿售电聚合十几家工业用户、容量一百多兆瓦，2025年全年参与调节236次（媒体报道与行业测算口径，非官方统计）
• Claroty Team82 关于AI智能体重建漏洞利用链的测试（2026年10月13日发布，据安全媒体汇总）——研究团队使用AI编码智能体，仅凭丹佛斯AK-SM 800A控制器固件重建漏洞利用链，在实验室设备上约28分钟获得可用利用、模型调用成本约6美元；先后复现CVE-2025-41451与CVE-2025-41452命令注入，在研究人员提示后打通认证绕过CVE-2025-41450，最终取得root权限；团队表示研究人员仍不可替代，但手工分析工作量大幅减少（厂商研究团队公开披露口径）
• 施耐德电气、罗克韦尔自动化安全公告（2026年10月13日至15日发布，据安全媒体汇总）——施耐德电气发布两份高危公告，其一涉及Sage RTU系列远程终端单元，拥有一定权限的用户可安装恶意固件；另一涉及Pro-face STW6000与Harmony STW6，可被恶意网页接管；罗克韦尔自动化1732E ArmorBlock公告涉及未认证攻击者可修改Web服务器口令并接管管理员账号，另有拒绝服务问题（厂商安全公告与安全媒体汇总口径）
• 中核集团磷酸铁锂储能系统一级集采及当周储能价格（据国际储能网2026年10月中下旬周度统计，统计区间为10月10日至10月16日，不含集采框采）——中核集团2026—2028年度磷酸铁锂储能系统一级集采开标2980兆瓦时，阳光电源、宁德时代、中天储能、中车株洲所、科华数能五家中标，单价区间0.4995至0.5329元/Wh、均价0.5206元/Wh；2小时储能EPC共31个有效报价，区间0.7936至1.2496元/Wh、均价0.9998元/Wh；4小时储能EPC共14个有效报价，区间0.7376至1.1751元/Wh、均价0.9429元/Wh；10月16日电池级碳酸锂报10.22万元/吨、两周下跌2.06万元，储能用314Ah电芯报0.363元/Wh（第三方行业统计口径，单价为按容量折算的近似值，各项目范围不同，不可直接横向比较）
• 中国电力储能系统服务与电芯采购框架协议（中国电力2026年10月16日签署、据媒体2026年10月19日报道）——附属公司新源智储向国宁科技采购电芯，上市公司向国家电投成员公司提供储能系统集成服务，2027年系统服务交易上限10.26亿元、电芯采购上限9.82亿元，2028年分别升至12.38亿元与12.08亿元，两项合计2027年上限20.08亿元；交易对手方为控股股东成员公司，构成关联交易（上市公司公告与媒体报道口径）
• FERC关于PJM市场规则与大型负荷接网的两项裁决（2026年9月底及2026年10月9日，据Utility Dive、EnergyReader等公开报道）——FERC采纳Voltus与Mission:data申诉，认定PJM现行规则排除虚拟电厂、至少损失4.9吉瓦容量，要求其修改市场规则，该市场覆盖13个州及华盛顿特区约6700万人；10月9日FERC批准PJM将单一站点峰值需求50兆瓦及以上定义为“大负荷”并建立大负荷注册表（10月12日生效，登记位置、峰值需求与爬坡计划），同时驳回临时资源充裕度服务（IRAS）与“自带容量”（BYOC）机制，理由涉及州管辖权；委员Rosner表示限电应为最后手段、须在自愿需求响应资源用尽后实施（境外监管裁决与媒体报道口径，第三方汇总，非官方统计）
• PJM运行状态（据公开报道，2026年10月13日至19日）——10月13日至14日发布一级能源紧急警报，10月19日发布咨询预警，预计停运容量升至约72吉瓦（公开报道口径，第三方汇总数据，非官方统计）

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