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导语
2023年9月,国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力现货市场基本规则》(以下简称《基本规则》),这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则,对深化电力体制改革、推动电力市场化进程意义重大。
(来源:微信公众号“朗新研究院”作者:张毅达)
尤为值得一提的是,规则中首次明确将虚拟电厂、储能等新型主体纳入市场交易体系,并提出现货与其他市场衔接的原则性要求。如今,新规落地已半年有余,那么在这半年的时间里,虚拟电厂的商业化之路是否因此变得更加清晰明朗?
《基本规则》打通虚拟电厂现货交易之路
(一)明确虚拟电厂等新型主体的合法身份
《基本规则》明确将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易,此前仅山西明确虚拟电厂是参与交易主体。在全球碳中和目标下,光伏、风力发电量占比提升,但存在间歇性、波动性、随机性等天然特性,急需建设新型电力系统,解决低谷时段的消纳,尖峰时段的供给以及波动时段的调节问题。目前大量的分布式能源以及负荷侧可调节资源未纳入电力系统中,这些灵活异质资源虽然体量小,但是数量足够多,总量大,聚沙成塔,是新型电力系统中的重要组成部分。
我国目前虽然已开展现货市场试点,基本建立省间+省内的两级市场架构,建立了中长期+现货的电能量市场和辅助服务的市场,但虚拟电厂等新兴市场主体的可参与性仍较为有限。虚拟电厂具有发电、负荷两种特性,但多数省份的现货市场只是发电侧单边市场,虚拟电厂无法参与或只能以价格接受者参与,无法体现虚拟电厂的灵活调节价值。因此,明确虚拟电厂等新型主体的合法身份将为其未来深入电能量市场铺平道路。
(二)虚拟电厂盈利模式逐渐成型
目前我国的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段。已经开展的虚拟电厂业务主要以邀约型需求响应为主,盈利模式来源于响应补贴。但是需求响应属于偶发交易,在电网供需调节存在困难时触发,具有交易频次不确定的特点,无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。
从收益水平来看,根据深圳公开的虚拟电厂测算实际的收益情况,国电投深圳能源发展有限公司虚拟电厂平台由国家电投集团上海发电设备成套设计研究院牵头研发,目前参与广东现货市场交易并获利,约0.274元/KWH,相较其固定成本投资仍处于较低水平。
图1 国内虚拟电厂试点收益情况
随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开,虚拟电厂可作为新型市场主体全面参与到市场中,一定程度上丰富虚拟电厂的商业模式。
(三)细化现货市场和其余市场的衔接方式
《规则》中单独设置了市场衔接机制章节,对现货市场与中长期市场、辅助服务市场等相关市场化交易的衔接方式提出了原则性要求。其中对虚拟电厂影响较大的则是现货市场与辅助市场的衔接机制。与辅助服务市场衔接方面,明确“已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的,不再设置并行的调峰辅助服务品种”,打破调峰与现货市场并存局面,充分发挥现货市场价格引导发用两侧自发调节作用,机组出力计划不再偏离社会福利最大化目标,逐步引导虚拟电厂在市场交易中实现商业价值。
从虚拟电厂特征看如何参与现货市场
虚拟电厂在新兴主体中是较为特殊的主体,同时具备发电及负荷的特征。虚拟电厂并不实际发电,而是将分散的源、网、荷、储等元素进行集成调控,形成一个黑匣子,对外等效成为一个可控的电源,具有较强的灵活性调节能力,可以作为发电电源向电力系统供电,也可以作为负荷消纳系统的电力,同时具有向上和向下调节负荷的能力。
虚拟电厂这种灵活的特征也造就其多元的盈利模式上,可以灵活地根据其聚合的分布式资源的禀赋参与不同的市场进行商业价值的兑现。目前,根据国内虚拟电厂的发展阶段,虚拟电厂可参与的市场主要为现货市场及辅助服务市场。现货市场和辅助服务市场是强耦合关系,互为机会成本,现货市场承载着电能量资源优化配置的重要任务,在整个电力体系发挥核心作用,辅助服务是对电能量市场的补充,辅助服务是配套现货市场而建设,补充完成在电能量市场无法完成的平衡、调节、可靠性保障等服务。在现货市场,虚拟电厂可参与日前市场、日内市场及实时市场;在辅助服务市场,主要参与备用、调频及无功服务。
图2 虚拟电厂参与电力市场
虚拟电厂商业化的基础是现货市场,其商业模式的建立需要依靠电力现货市场,而现货市场的模式进而决定了虚拟电厂的形态。国外不同的现货模式,衍生出了不同的虚拟电厂模式。美国虚拟电厂以可调负荷为主,以德国为代表的欧洲国家以分布式电源为主,澳大利亚则以用户侧储能为主。
我国现货市场正由试点地区向全国范围推广。我国的新一轮电改以新能源的加入作为主线,而新能源入市会加强现货电价的波动,拉大峰谷价差,现货市场实时价格发现功能的重要性更加凸显。《电力现货市场基本规则(试行)》的正式发布,明确了电力现货市场建设目标和路径,将对未来现货市场的建设起到指引。
下图整理了目前国内各省份现货市场建设进度。目前,现货市场已有两批试点省份(地区),其中山东、甘肃、山西等地已实现常态化连续运行。南方区域电力市场自2023年底由连续结算试运行转入正式运行。
从建设进度来看,2023年10月,两部委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》,明确连续运行一年以上省份,将按程序转入正式运行,各省或地区按推进节奏不同确定了各自的结算时间。预计2024年全国大部分地区的电力现货市场都将步入结算试运行阶段。
图3 国内现货市场发展进度
从现货市场发展路径看虚拟电厂商业化之路
目前我国现货市场第一批试点省份已多数进入长周期结算试运行阶段,在进入正式运行后,下一步需要考虑的就是省间现货的耦合。南方区域电力市场发展较快,电力现货交易已从广东省内扩大至南方五省区,为后续全国统一电力市场的建立铺路。在此背景下,对于虚拟电厂商业化发展也提出了更高的要求:
(一)对现货市场的预测和申报提出了更高要求
由于新能源“靠天吃饭”的特性,传统能源的调峰需求和调度负荷的预测能力都在被迫增加,不同机组的申报策略也需更加多样。同时,我国还未大范围实行实时市场的开停机优化,仅依靠日前的申报信息进行出清,这也会导致实时电价预测出现较大偏差。未来随着新能源的大量接入,对于虚拟电厂现货市场价格预测的能力要求也将大幅提升。
(二)省内市场的资源聚合将成为重要壁垒
全国统一电力市场的建设道阻且长,多层次市场是在电力市场发展过程中相对自发形成的体系,主要可以划分为省市、区域和全国三个层次。基于国情考虑,行政管理、电力规划、价格体系等均按省实施管理,因此省级电力市场是统一市场的基础单元。在某个省级电力市场,能聚合更多资源的虚拟电厂更容易形成规模效应,同时由于目前多数省份的现货市场仍不成熟,缺乏对于虚拟电厂、储能等新型主体的管理细则。在此背景下,深耕某一省级市场、拥有多元资源接入的运营主体将掌握更大的话语权,甚至可以影响政策的制定。
(三)能源管理将成强抓手
目前,虚拟电厂补偿有限,经济利益还比较低,难以激发客户的主动性,客户更注重虚拟电厂建设对生产安全的影响。现阶段,虚拟电厂对电力用户来说并非刚需,客户更需要的是专业的能源管理服务。当前的虚拟电厂参与者应以综合能源管理服务为抓手,帮助客户梳理好线路和负荷的关系,未来再向虚拟电厂升级。
结语
成熟的市场机制是虚拟电厂发展的沃土,其不仅包括多元化的市场,如电能量、辅助服务、容量等,还包括对主体地位明确、交易规则健全等。未来几年我国有望逐步出台相关政策,虚拟电厂产业将进入快车道。
【参考文献】
[1]《电力现货市场基本规则》
[2]《电力现货市场基本规则》解读:从探索实践走向统一理论
[3]政策解读关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》的八大亮点
作者:张毅达
部门:朗新科技集团咨询部
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