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首先,一个非常明显的特征,
虚拟电厂产业链,和传统电力产业链条是相反的,
是资源从传统产业链下游往上游销售的过程。
用互联网的思维,这是一种C2B(Consumer To Business),或者是C2M(ConsumerTo Manufacturer)。
其次,发电的前置环节是资源开发,就像火电的上游环节是煤炭开发和销售,没有稳定的煤矿或者煤炭长协,发电成本无法控制。
售电公司会精算发电企业的燃料成本,运行成本,以确定发电企业的报价底线,这就是上游信息差的来源。
虚拟电厂的上游环节是虚拟发电机组的资源开发,这个资源是电力消费环节,或者叫负荷侧的各类分散资源,比如用电负荷(是虚拟电厂最主要的资源池,包括充电桩)、工商业储能、分布式发电设备等。
如果没有稳定的、足够容量、可以精确测算成本的虚拟发电资源,所谓信息差是不存在的。
这也是目前中国大多数“以虚拟电厂为主要业务”的虚拟电厂公司,活得并不好的原因之一——虚拟电厂的资源并不在虚拟电厂这个环节。
就像电力市场里,没有煤矿的火电厂,利润空间一定不如煤-电一体的火电厂。
而那些已经有了一定负荷侧资源,并且只是把虚拟电厂作为“锦上添花”的业务去尝试的,比如充电桩企业、工商业储能运营商、企业节能服务商等,反而能获得更大的灵活度。
接下来的问题是,资源怎么获得?
火电厂可以并购煤矿,或者想法到煤炭市场里尽量锁定低价长协煤。
虚拟电厂的资源获得,无非两种途径,一种是自己投资部分资源,比如工商业储能、部分具有可调节能力的负荷设备(如蓄热型锅炉等)、部分工商业光伏等。
这么做有两个困难,一是大部分虚拟电厂企业倾向于轻资产化,所以重资产投资面临挑战;二是即使大规模投资,任何一家的自有资产也不足以在任何一个局部市场形成头部效应,哪怕在一个地级市要获得最大负荷5%的灵活性资源池,投资额都是一个天量。
所以,虚拟电厂更重要的是第三方资源的开发,尤其是可调节负荷资源的开发,这么做的原因,一是用电企业(居民、农业负荷过于分散且总量较小)中存在大量的可调节、可中断负荷;二是部分可调节负荷的开发成本是远低于储能投资的。
所以我们看到电网公司经过大量的调研论证之后,把可调节负荷的聚合管理,作为虚拟电厂业务的主要拓展方向。
第三方资源开发最大的难点,不是聚合,而是真正的管理。
聚合,是可观、可测,是能看得到。
管理,是可调、可控,是能控得住。
控得住的本质,不是技术问题,是商业问题,更是一个法律问题。
比如把一个商场的中央空调,通过协议网关,打通了量测信号和控制接口,在技术上确实具备了“四可”。
但是在实际市场条件下,虚拟电厂运营商真的要去控制这个空调,物业公司一般是不会同意的——你并不知道商场的运营情况,怎么可以随便远程控制参数?
所以商业层面上,需要花多少钱,给物业和业主多少激励,才能让他响应控制?5块钱一度电可以么?
其实对很多物业来说,空调电费无非是通过租户的空调电费,或者公共能耗费支付,电费多少和他们无关。
更深层次的,控制权的部分时段转移(比如需求响应时段),是一种委托-代理,是否受到法律保护?是否有保险机制兜底?
这些问题不解决,实际的响应率必然是不高的。
当然,最理想的一种情况,是企业把整个能源运营都委托出来 ,这就是所谓的能源托管模式,这样运营方获得的是对企业内部源、网、荷、储的调度权。
但是这类全托管项目的操作难度,无论在商业上还是运行管理上,
比光伏、储能高两个数量级、比微电网高一个数量级。
综上所述,交易是虚拟电厂在资源聚合、资源管理尤其是资源调度方面,达到一定水平后,具备了参与相关交易的能力,并且在交易机制、价格水平足够成熟时,才开展的环节。
不能把是否具备入市条件,是否能开展交易,看成是虚拟电厂业务的充分必要条件,甚至玩成“路条”模式。
从两个角度来说,一是如果交易活跃,利润丰厚,虚拟电厂无论是参与调频还是调峰,大型发电企业都有大量实体机组进行竞争,进而把价格拉到边际成本附近,在输电网为主的批发侧市场里,虚拟电厂并不具备绝对优势。
二是如果虚拟电厂做到了资源全托管,那在托管过程中,干点啥说不定都能挣钱,虚拟电厂资源交易本身这部分,也只是“锦上添花”。
所以就像佛家所云:是名虚拟电厂,即非虚拟电厂,为虚拟电厂也。
道阻且长,一起共勉。
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