在 “双碳” 目标持续推进以及新型电力系统加速构建的大背景下，电力的商品属性日益凸显，其角色正从以往 “统购统销” 的公共品，逐步转变为可灵活配置的 “能源要素”。
自2025年10月1日起，一批电力市场新政正式开始实施！
9月12日，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（简称“1192号文”）。这一文件于储能而言，或将直接迎来爆发，满足自用比例的唯一方式，就是储能。这也标志着电力市场化改革进入新阶段，为储能产业打开全新发展空间。
文件指出，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%；项目应当具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。
本通知自2025年10月1日起实施。 
“1192号文”的出台将对新能源行业产生积极而深远的影响。
一方面，它将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。
另一方面，这一政策将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。
7月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《电力市场计量结算基本规则》的通知（发改能源规〔2025〕976号）。
规则自2025年10月1日起施行。有效期5年。新规的发布意味着涵盖电力市场各品种各环节的全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建设完成。
规则明确参与电力市场的虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型经营主体遵照本规则执行，电力交易机构和电网企业以市场经营主体为单元开展结算。
值得注意的是，《规则》创新性纳入新型主体与结算机制，首次将虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型经营主体纳入计量结算体系，赋予其市场“身份证”，要求与发电、用户同口径计量、同周期结算。
在电力市场化改革不断深入的过程中，新型储能和虚拟电厂等新型市场主体异军突起，成为市场关注的焦点。
新型储能凭借其灵活的调节能力，化身 “电力银行”，盈利路径日益多元。
在山东，电力峰谷价差达到 0.8 元 / 千瓦时，独立储能通过在低谷时段充电、高峰时段放电，获得了可观的套利空间；在广东，调频服务补偿标准为 6 - 10 元 / 兆瓦，一座100MW/200MWh的独立储能电站，仅年租赁收入就超过千万元，同时还能参与电力现货交易，进一步拓宽了盈利渠道。
虚拟电厂则通过数字化平台，将分散的用户侧资源进行聚合，形成强大的调节能力。
在山西、浙江等地的虚拟电厂试点项目中，聚合商根据提供的调节量获得 20 - 50 元 / 千瓦的收益；广东某海岛的智能微电网项目就是虚拟电厂应用的典型案例，该项目通过虚拟电厂技术，实现了 90% 以上清洁能源的消纳，大幅降低了对主网的依赖成本，为海岛能源供应的稳定和绿色发展提供了有力保障。
电力市场化改革并非一场简单的 “淘汰赛”，而是一场推动各市场主体不断提升能力的 “进化赛”。在新规的引导下，我国电力市场正从传统的单向链条式结构，逐步转变为多方协同合作的生态网络。
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