观点 | 虚拟电厂多维价值激励体系亟待完善

虚拟电厂多维价值激励体系亟待完善

——访睿博能源智库中国项目研究员高驰

记者 杨苗苗

   虚拟电厂近年来已成为能源转型的焦点，各地纷纷开展探索实践。4月11日，国家发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，从政策层面进一步理顺虚拟电厂建设关键问题。睿博能源智库（RAP）中国项目研究员高驰围绕虚拟电厂发展现状及作用、如何全面反映虚拟电厂价值等方面进行了探讨，并提出相应建议。

中能传媒：我国目前的虚拟电厂发展现状如何？作用有哪些？

   高驰：虚拟电厂是能源领域的“滴滴平台”，是匹配供需的关键载体。自2020年起，虚拟电厂受到广泛关注。中央政策普遍呼吁更大力度支持虚拟电厂发展，且一些试点项目也取得实质性进展，但虚拟电厂仍然缺乏可持续的商业模式。

   虚拟电厂指的是经控制和聚合后向电网提供服务的配电侧资源。这里涵盖了一系列分布式资源，包括需求响应、分布式发电和分布式储能。虚拟电厂对分布式资源的聚合可繁可简，一个较简单的虚拟电厂可以仅聚合管理一个或多个电动汽车充电站的充电负荷，而一个更复杂的虚拟电厂可以由一个聚合商管理不同种类的工业用电、住宅建筑和充电站的总负荷。

   截至目前，政策的主要方向是自上而下激励虚拟电厂，以区域或省作为基本单位，以中心化的方式规划、投资、调度并补偿虚拟电厂。例如，西北区域的市场规则允许虚拟电厂参与其区域辅助服务市场提供调峰服务。此外，在广东、山西和山东的电力现货市场中，虚拟电厂被允许作为平等的市场主体参与交易。这些市场从中心化、大电网主导的角度上为评估和补偿虚拟电厂提供了渠道。

   虚拟电厂作为电力系统的“智能管家”迅速崛起，离不开星罗棋布的分布式资源与电网灵活调度需求的紧密契合。然而，尽管理论上虚拟电厂能够聚集这些分布式资源，但受多重掣肘牵制，难以形成合力，仍有很大一部分基于地方需求的电网服务尚未获得充分重视，这类服务可以成为其重要增收来源。这些地方电网服务的特点是由地市级调度解决地市内部分台区、线路的潮流阻塞、电压跌落等问题，或是对各种电力市场中精确的位置信号作出响应。

   与过去的需求管理项目相比，虚拟电厂有以下三点优势：一是新通信和控制技术降低了聚合成本，能以相对较高的精度远程控制资源；二是成本更低的储能使负荷和发电能够更灵活地在不同时间段内转移；三是新型负荷（如电动汽车）相比传统负荷而言更具灵活性。

   虚拟电厂可以提供多种系统服务，包括发电容量、电能、辅助服务以及输配电扩容延迟服务。而这些服务通常是通过两种途径达成的：

   一是需求削减服务：虚拟电厂通过减少或转移配电和输电系统上的负荷以规避峰值时段的容量限制、较高的电能量成本和辅助服务成本。二是供应服务：虚拟电厂为电网输送电力，以提供容量、电能量或辅助服务。

   上述每项服务都可以延伸至地方电网。例如配电网扩容延迟服务在本质上就是一种地方层面的服务。配电扩容延迟指的是由于关键时段中总负荷的减少，配电设施（如变电站、线路、保护设备）的投资可以延迟或避免。从电力公司的角度来看，扩容延迟的价值在于可以减少当即需要的扩容投资或是延后扩容的时间。

   这些服务的价值可以通过零售电价、市场价格或需求响应专项资金来获得激励。目前绝大多数省份都有分时电价和需量电价，这些电价反映了部分容量、电能量以及输配电扩容延迟价值，且省级电力市场能够反映电能量和辅助服务价值。然而，除个别需求响应项目，目前的激励机制设计尚不能精确反映虚拟电厂的本底价值，尤其是输配电扩容延迟价值。

   中能传媒：我国目前的虚拟电厂发展现状如何？作用有哪些？

   高驰：虚拟电厂是能源领域的“滴滴平台”，是匹配供需的关键载体。自2020年起，虚拟电厂受到广泛关注。中央政策普遍呼吁更大力度支持虚拟电厂发展，且一些试点项目也取得实质性进展，但虚拟电厂仍然缺乏可持续的商业模式。

   虚拟电厂指的是经控制和聚合后向电网提供服务的配电侧资源。这里涵盖了一系列分布式资源，包括需求响应、分布式发电和分布式储能。虚拟电厂对分布式资源的聚合可繁可简，一个较简单的虚拟电厂可以仅聚合管理一个或多个电动汽车充电站的充电负荷，而一个更复杂的虚拟电厂可以由一个聚合商管理不同种类的工业用电、住宅建筑和充电站的总负荷。

   截至目前，政策的主要方向是自上而下激励虚拟电厂，以区域或省作为基本单位，以中心化的方式规划、投资、调度并补偿虚拟电厂。例如，西北区域的市场规则允许虚拟电厂参与其区域辅助服务市场提供调峰服务。此外，在广东、山西和山东的电力现货市场中，虚拟电厂被允许作为平等的市场主体参与交易。这些市场从中心化、大电网主导的角度上为评估和补偿虚拟电厂提供了渠道。

   虚拟电厂作为电力系统的“智能管家”迅速崛起，离不开星罗棋布的分布式资源与电网灵活调度需求的紧密契合。然而，尽管理论上虚拟电厂能够聚集这些分布式资源，但受多重掣肘牵制，难以形成合力，仍有很大一部分基于地方需求的电网服务尚未获得充分重视，这类服务可以成为其重要增收来源。这些地方电网服务的特点是由地市级调度解决地市内部分台区、线路的潮流阻塞、电压跌落等问题，或是对各种电力市场中精确的位置信号作出响应。

   与过去的需求管理项目相比，虚拟电厂有以下三点优势：一是新通信和控制技术降低了聚合成本，能以相对较高的精度远程控制资源；二是成本更低的储能使负荷和发电能够更灵活地在不同时间段内转移；三是新型负荷（如电动汽车）相比传统负荷而言更具灵活性。

   虚拟电厂可以提供多种系统服务，包括发电容量、电能、辅助服务以及输配电扩容延迟服务。而这些服务通常是通过两种途径达成的：

   一是需求削减服务：虚拟电厂通过减少或转移配电和输电系统上的负荷以规避峰值时段的容量限制、较高的电能量成本和辅助服务成本。二是供应服务：虚拟电厂为电网输送电力，以提供容量、电能量或辅助服务。

   上述每项服务都可以延伸至地方电网。例如配电网扩容延迟服务在本质上就是一种地方层面的服务。配电扩容延迟指的是由于关键时段中总负荷的减少，配电设施（如变电站、线路、保护设备）的投资可以延迟或避免。从电力公司的角度来看，扩容延迟的价值在于可以减少当即需要的扩容投资或是延后扩容的时间。

   这些服务的价值可以通过零售电价、市场价格或需求响应专项资金来获得激励。目前绝大多数省份都有分时电价和需量电价，这些电价反映了部分容量、电能量以及输配电扩容延迟价值，且省级电力市场能够反映电能量和辅助服务价值。然而，除个别需求响应项目，目前的激励机制设计尚不能精确反映虚拟电厂的本底价值，尤其是输配电扩容延迟价值。

   中能传媒：您认为虚拟电厂的价值该如何全面体现？

   高驰：为虚拟电厂建立可持续的商业模式的关键，在于进一步完善虚拟电厂的多维价值激励机制，为虚拟电厂提供的服务进行相应的回报。

   一般来说，虚拟电厂的运营有三种激励模式：零售模式、批发模式和项目模式。这些模式在激励和时间范围上有所不同，此处时间范围指的是在实际调度之前多长时间设定激励。总的来说，时间范围可以依提前量分为规划范围和运行范围。例如，零售电价通常在规划范围内设定（提前数月到数年），而批发电价则在运行范围内确定（提前数分钟到数天）。这两个范围之间存在一定的取舍：越接近运行范围设定激励，就能更准确地反映系统条件（如不断变化的天气条件对风电及光伏发电的影响），但一些用户将无法在较短的时间范围内作出响应。由于这些不同时间范围的取舍，下面描述的三种模式可以起到互补兼容的作用。使用不同模式组合来支持虚拟电厂有助于平衡虚拟电厂的规模、有效性以及电网公司、消费者和虚拟电厂的风险。此外，这样做也将为虚拟电厂为电网提供的多维价值范围提供补偿，从而促进该行业的长期可持续发展。

   第一，在零售模式中，虚拟电厂通过帮助用户在零售电价较高的时段减少需求或将需求转移到价格较低的时段，以及减少零售需量电价来获得收入。在有分时电价和需量电价的省份，虚拟电厂理论上可以通过该模式获得收入。以下表格展示了上海市工商业和住宅用户分时电价情况。小型工商业用户（小于1千伏）可以在单一制分时电价或两部制分时电价加需量电价之间选择，而大型工业用户只能选择两部制电价。

   根据这些电价，一个虚拟电厂如果能在一年中的260天（130个夏季日和130个冬季日）将4小时的负荷从高峰时段转移到低谷时段，每千瓦转移负荷每年可以节省709元。

   如果虚拟电厂能够在每个月均匀地减少其峰值需求，每减少1千瓦的需求，虚拟电厂可以降低408元的成本。

   这些总计超1000元的成本节省（收入）可以与虚拟电厂的成本（包括充电损耗和用户分成）进行比较，以确定收入是否大于成本。上海的分时电价差异相对较大，但可能在目前还不足以吸引对虚拟电厂的大量投资。

   为虚拟电厂增强零售激励的一种策略是进一步完善分时电价，包括增加分时电价的季节性和时间颗粒度，以及在某些时段设置更高的价格差，以更好地反映系统长期和短期边际成本。例如，在夏季或冬季等用电高峰季，在高峰和低谷时段之间有更大的价格差（例如，2—3元/千瓦时），以更好反映新增发电、输电和配电容量的成本（边际容量成本）。

   尽管需量电价不是给消费者及时提供准确信号的最优工具，但仍有一些空间来完善现有的费用结构，使激励与补偿保持一致。如果需量电价主要是为了提供基于边际成本的激励，其可以基于输电或配电系统的一致性峰荷分摊，而不是按照用户峰荷计算。

   此外，零售电价的设计也应当更好地反映地方成本。例如，在广州市一个设计科学的虚拟电厂零售电价可能要比广东省其他地方的零售电价高得多，反映了广州较高的长期边际供电成本。在更细粒度的层面上，甚至广州市内某些地区的理想零售电价也应当设置得比其他地区高，以反映配电系统的成本。

   第二，在批发市场模式中，虚拟电厂通过直接参与批发市场在容量、电能量和辅助服务市场中提交供应报价和需求投标。

   虚拟电厂的市场准入范围持续扩大。例如，山西省的市场规则允许虚拟电厂参与中长期合同市场和日前市场。山西的市场设计采用了一个三层结算系统：首先日前市场中的中标量（兆瓦时）将参考中长期曲线合同的合约量以日前价格（元/兆瓦时）进行差价结算，且实时市场中标量（15分钟/兆瓦）将进一步基于日前市场的中标量进行差价结算。

   当日前电价低于中长期合约价时，虚拟电厂可以指示其聚合负荷增加用电量；而当日前价格高于中长期合约价时，虚拟电厂可以指示可控负荷减少用电。换言之，虚拟电厂的负荷变化以中长期合同为基础，并根据日前价格进行调整。此外，如果日前净负荷变化与中长期签约量偏差太大(上限为20%，下限为30%)，虚拟电厂将支付一定的考核罚金。

   山西和山东等省虽允许虚拟电厂参与日前市场，但采取的是区域加权平均结算机制，尽管两省都有节点电价，虚拟电厂却并不按节点价格结算，而是像负荷一样，使用节点电价的加权平均值进行结算。虽然这种方法为负荷直接参与批发市场提供了立足点，但无法补偿虚拟电厂的地方电网服务，导致对虚拟电厂的补偿不够理想。例如，一个可以每天转移1兆瓦负荷4小时的虚拟电厂，在这些小时内全年利用平均50元/兆瓦时的中长期—日前价差，将共赚取73元/千瓦·年，这比通过提供负荷转移零售服务所能赚取的要少得多。

   允许虚拟电厂提供多种本地服务（例如地方电能量服务和地方需求响应项目的组合），并基于在时间和地理上更细分的节点电价和地方需求响应进行结算，可以更好地补偿虚拟电厂所提供服务的真实价值，从而激励虚拟电厂参与负荷侧响应的积极性。

   第三，在项目模式中，虚拟电厂主要通过向电网运营商或供电公司提供需求响应服务获取收益。现阶段虚拟电厂收入主要来自需求响应项目参与，其中江苏省运营模式具有典型示范意义。

   根据江苏省能源主管部门制定的需求响应实施细则，虚拟电厂主体可纳入省级需求侧管理中心的调度响应资源池。符合条件的虚拟电厂首先需具备不低于10兆瓦的聚合可调度容量，其次应保证持续两小时以上的负荷调节能力。在原则上，现行细则同时也授权市级和区级主管部门，在区域性供电条件紧张时可启动属地化需求响应。

   按响应特性，目前江苏省将需求响应划分为三类：

   一是约定需求响应——基于市场化协议构建可中断负荷资源池，主要在日前时间尺度对调度指令进行响应，适用于连续生产型工业用户的负荷调节。

   二是快上快下需求响应——具备4小时内快速响应能力的调节资源，主要应用于商业建筑等场景的短时负荷调整。

   三是实时需求响应——依托自动及半自动需求响应技术实现30分钟内精准调控，整合储能、电动汽车充电桩、部分工业负荷和智能恒温器等资源。

   省级需求侧管理中心通过集中竞价机制组织需求侧资源投标，以满足夏季和冬季高峰用电需求。省级需求侧管理中心按投标价格递增的顺序形成需求响应优先调度列表，响应后执行度电收益。此外，实时需求响应在常规度电补偿外还将获得额外的10元/千瓦的容量补偿。项目资金来源则是通过夏季尖峰时段的电价附加费来形成专项调节资金。

   从运营维度分析，在供需条件紧张且调度频次较高时，可为虚拟电厂创造年均4000元/千瓦的收益水平（按200元/兆瓦时补偿标准、年度调用5次、单次4小时满负荷运行计算）。但在跨年度调度不均衡不频繁的情境下，例如在五年周期内收益集中在第三年时，其折现后等效年收益将降至800元/千瓦·年（折现率10%）。

   这一模式的核心挑战在于两方面：现有项目运营模式难以量化虚拟电厂的多元价值，同时缺乏可适应电网变化的价格动态调节能力。目前若在项目化运营模式方面更进一步，可以构建涵盖时间和空间维度的电价形成机制：以实时批发电价、容量补偿为基准，叠加电网结构及节点阻塞程度等空间维度，使得位于关键节点、在关键时刻出力的虚拟电厂可以获得相应的溢价补偿。

   中能传媒：从这三个模式角度解锁虚拟电厂价值，您有哪些建议？

   高驰：中国的虚拟电厂可以提供有价值的服务，但用户调整用能习惯所付出的精力、成本，与峰谷价差所带来的收益不对等，又缺乏足够的经济激励机制，各参与主体兴致怏怏，资源整合困难重重，导致虚拟电厂面临着“形似整合实则分散”的局面。如果得到充分补偿，可以显著调动其参与响应的积极性，降低系统成本并改善排放和系统可靠性。然而，当前需要新的激励模式来助力虚拟电厂的规模化。目前虚拟电厂规模化的一个关键障碍是缺乏可持续的资金，部分原因是当前的激励模式未能充分补偿虚拟电厂，难以为输电和配电系统提供多重价值，特别是地方价值。

   第一，在零售模式中，虚拟电厂通过在零售价格和需量电价较高的时段减少净负荷（负荷+储能充电-分布式发电-分布式储能放电），并将净负荷从较高零售价格时段转移到较低时段来获得收入。原则上来说，鉴于工商业分时电价的广泛应用，虚拟电厂已经可以在中国大部分地区采用零售模式运营。在少数情况下，分时电价和需量电价已经足够高，能够为虚拟电厂带来可观的收入。然而，在大多数省份，分时电价差和需量电价可能还不足以支持虚拟电厂的长久运营，零售电价也没有包含地方成本。为了更好地补偿虚拟电厂的地方价值，省级政府可以参考以下建议：

   完善现有的分时电价机制。考虑更大的分时电价差，确保电价充分反映新增发电、输电和配电容量的边际成本。这可以为虚拟电厂转移负荷提供更强的价格信号。

   完善现有的需量电价机制。将需量电价基于发电、输电和配电的区域边际成本，以及一致性峰荷而不是单个客户的高峰需求。这将使需量电价更紧密地与实际的电网压力点和边际成本保持一致。

   实施本地化的零售定价机制。制定能够准确反映地方电网运行状况和投资成本的城市甚至区级分时电价，特别是在输电受限的地区。地方零售电价将使价格更紧密地与地方电网成本保持一致。

   如有必要，可以豁免居民客户。如果对所有客户应用复杂的电价结构证明具有挑战性，可以首先为大型工商业消费者设计多部分（固定+需量+电量电价）零售电价虚拟电厂。虚拟电厂能够根据大多数客户无法响应的零售价格差异来优化净负荷。

   第二，在批发市场模式中，虚拟电厂通过在批发市场提供容量、电能量、辅助服务和其他电网服务来获得收入。目前至少有两个省允许虚拟电厂参与中长期和日前能源市场。然而，根据目前的设计，仅通过套利平均中长期和日前能源市场价格获得的收益空间有限，为了实现商业模式的可持续性，建议从以下维度完成市场设计：

   推行分级节点电价机制。采用输电断面划分的节点分组定价。这一设计将提供更准确的地理价格信号，并鼓励更有效的资源配置，特别是在输电受限的地区。实际操作需权衡结算颗粒度与实际可行性（包括单个节点聚合分布式资源的挑战和成本转移的考虑）。可以采用几个节点聚合后的区域代替全省均价结算。

   允许虚拟电厂提供多种服务并获得相应的补偿。允许虚拟电厂提供多种服务并获得除能源套利之外的其他服务的补偿将加强虚拟电厂的商业模式。中国各省份还没有向虚拟电厂开放竞争性的容量市场来补偿其容量服务。此外，虚拟电厂可以参与电能量市场并同时提供项目化的需求响应。这样做有助于使虚拟电厂的收入来源多样化并扩大其服务范围。在各省容量市场运行后，部分项目化的需求响应可以转移到容量市场。如果虚拟电厂有资格提供容量、电能量、辅助服务和项目化需求响应，市场规则需要确保虚拟电厂的容量不会同时用于能源和备用，或同时用于相互冲突的输电和配电服务。

   第三，在项目模式中，虚拟电厂以单体项目形式向电网公司或售电企业提供服务（现阶段以需求响应服务为主）。当前我国已形成规模化需求响应项目体系，虚拟电厂运营商普遍具备参与此类项目的资质。然而，现有需求响应机制在解决地区性能源供需矛盾（如存在输电瓶颈且电力供应紧张的负荷中心）方面尚未充分发挥效能。建立属地化需求响应机制可为虚拟电厂创造增量收益空间，同时引导其优先布局于输电通道受限及供电缺口显著的区域。此外，配套实施实时电价等市场化机制将有效保障虚拟电厂的经济效益。为强化项目化模式的实施成效，建议省级及地方政府采取以下优化措施：

   地方化现有的需求响应项目。在供电受限率高于平均水平的地区尝试市级或区级需求响应项目。当本地需求超过本地供应、输电进口受限或系统需求超过系统供应时，可以部署本地需求响应项目。本地需求响应项目原则上将增加需求响应调用的次数和虚拟电厂的收入。

   构建动态电价补偿机制。建立包含容量价值、电能价值、环境价值、本地输电和配电价值等多维度的实时电价体系。需着重规范虚拟电厂的收益获取机制，政府监管部门应建立跨项目补偿核查制度，避免出现同一项调节服务在电价机制与需求响应项目间重复获取容量补偿的情况。