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“虚拟电厂大家谈” | 国内虚拟电厂政策发展回顾与前瞻:配套政策设计或成关键
点击次数:970次 更新时间:2024/2/20 【关闭】

导语


随着不稳定电源的接入增多及灵活性资源的日渐短缺,虚拟电厂成为市场爆炒的热点。在中国电力市场下,政策是如何驱动虚拟电厂急速走上风口的?未来大规模落地虚拟电厂又需要什么样的政策配套?电力体制改革将在虚拟电厂的未来发展其中扮演什么样的角色?


狂飙背后:电荒与限电


虚拟电厂的讨论热潮始于2022年的夏天。在2021年9月国内局部地区经历的电力短缺之后,2022年夏季的高温多次刷新气象记录,同时大幅度拉高了各地的降温负荷,引发工业限电模式。

2022年夏天,山东、黑龙江、吉林、辽宁、广东、江苏、浙江、安徽、河南、福建、宁夏、青海、上海、四川、云南等地先后发布了不同程度的限电通知。特别是水电丰富的广西、四川、云南等省份的限电,不仅严重影响了本地的工业生产、社会生活,也对东部受电端省份产生了影响。

近两年“有序用电”、“需求侧响应”成为热词,但这些手段与实际上的拉闸限电并无不同。电网的负荷管理能力缺乏细节手段,除部分大用户可以实现精细的负荷管理外,中小微型负荷管理只能采取“一刀切”的手段。

此时,虚拟电厂被视为实现负荷精细化管理的理想解决方案。

虚拟电厂是通过能源互联网技术将分散的可控负荷、充电桩、分布式光伏、分布式储能等能源资源和负荷管理起来,变成具有一定规模、可调节的负荷资源和发电容量,依据电力供需、电价波动等因素的变化来实现电力的安全、及时供应,解决电网峰谷差大、局部电力供应紧张等问题。

自2022年开始,我国各省开展了一系列的虚拟电厂项目,以试点示范为主,并由政府引导、电网实施。但尚未形成一套成熟的技术解决方案,仅有少数省市发布了虚拟电厂具体实施方案。


破局关键:政策的引领


2015年,我国最早在江苏推出了支持虚拟电厂发展的相关政策,随着新能源方向的不断探索与发展,2021年至今,国家发改委、国家能源局、各地方政府等发布了多条虚拟电厂相关政策,为虚拟电厂的发展提供有力的政策保障。


从政策演变的阶段划分,国内虚拟电厂政策可分为三个阶段:

第一阶段,国内虚拟电厂政策启动。启动标志是2015年国家发改委、能源局发布《关于促进智能电网发展的指导意见》,强化电力需求侧管理,引导和服务用户互动;同年,江苏省发布《江苏省电力需求响应实施细则》,建立完善的需求响应体系,缓解电力供需矛盾,削减尖峰负荷,引导用户优化用电负荷。这一阶段的政策发布属于储备配置性质。

第二阶段,地方性虚拟电厂政策的密集出台。从2021至2022年,各地出台了一系列虚拟电厂相关的规划、实施细则和建设方案。例如:2021年6月,广州市工信局发布《广州市虚拟电厂实施细则》,将虚拟电厂作为全社会用电管理的重要手段,以“激励响应优先,有序用电保底”的原则,引导用户参与电网运行调节;2022年6月,山西省能源局《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》,明确了虚拟电厂的类型、入市流程、技术规范、运营模式等内容。在这一阶段,各地开始尝试出台明确的虚拟电厂落地实施政策。

第三阶段,国家层面政策的大力推进。从2021年开始,国家发改委和能源局频频发布关于虚拟电厂的政策文件,为虚拟电厂的持续发展奠定了基础。2023年发布的两大核心政策文件,《电力需求侧管理办法 (2023版)》和《电力现货市场基本规则 (试行)》,要求推动建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制,逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳电力平衡,重点推进新型储能、虚拟电厂车网互动、微电网等技术的创新和应用,推动储分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

从国家层面看虚拟电厂政策主要包括以下内容:

1、支持可再生能源:政府鼓励虚拟电厂整合可再生能源,以减少对化石燃料的依赖,促进绿色能源发展。

2、市场机制:制定市场规则,以便虚拟电厂能够参与能源市场,包括电力市场。

3、技术标准:推动虚拟电厂技术和标准的制定,以确保系统的互操作性和安全性。

从地方层面看地方政府层面已经意识到虚拟电厂是实现需求侧响应的重要智能化升级手段,出台了一系列相关规划和建设方案。

2021年以来,多个省份和直辖市明确提出支持虚拟电厂发展的政策,北京、深圳和天津等地开展虚拟电厂试点项目,加快推进虚拟电厂建设,多个省份支持虚拟电厂等市场主体参与电力市场交易。


难题待解:为什么虚拟电厂尚难大规模落地?


当前中国电力行业的产业结构,在负荷侧几乎没有成熟的服务商和市场环境,电力市场的开放程度不高。一些地区出于安全运行等方面的考虑,对虚拟电厂设置了“高门槛”,提出安全性、技术规范标准等各种要求,大大降低了市场主体参与的积极性。

由于国内电力市场化环境仍不成熟,除了以补贴为主的需求响应外,部分虚拟电厂运营商还通过为用户提供节能、能效管理、用电监控等增值服务来赚取服务费用,扮演的角色类似于“企业用电管家”。

尽管虚拟电厂前景广阔,虚拟电厂大规模落地还面临诸多现实难题,亟需相应政策的支持,推动虚拟电厂的市场化发展。

(一)虚拟电厂的管理体系不完善

国家和地方层面对虚拟电厂的规划、设计、建设、运行、监管等管理职能未能作出统一部署。同时,市场激励机制和补偿机制也存在空白,相关用户、发电商参与积极性不高,亟待出台相关政策。

虚拟电厂还没有专项政策明确参与主体,谁建设、谁运营、谁参与、谁监管,系统如何设计、成本分摊机制、交易机制等关键问题也尚未解决。

(二)虚拟电厂配套政策对关键共性技术上引导存在不足

目前,大多数虚拟电厂运营商仅构建了简单的平台,主要关注资源供应商,但平台内部逻辑和算法较为简单,在设备、用户、聚合商和电力市场之间,由于虚拟电厂配套政策对关键共性技术上引导存在不足,虽然智能通信标准体系正在建立,但实际应用仍面临挑战。分布式资源接口缺乏统一的技术标准;边缘计算存在短板,智能电表数据壁垒较高,对能源聚合项目的开发不利。

(三)虚拟电厂自身盈利模式也还有待探索

当前负荷聚合商体系不成熟,用户收益能力弱,参与难度大,认可度较低。国内虚拟电厂主要收益来自需求响应补贴,部分参与辅助服务市场且以调峰服务为主,盈利模式单一、盈利效益较低。

其中,需求响应盈利模式存在“盈利微薄、政府补贴整体金额有限”,以及“政策补贴型需求响应每年的开展频次较为有限,全年运行时间、调用次数较少”等问题。

辅助服务交易盈利模式存在一系列问题:用户侧储能当前装机规模较小,现阶段虚拟电厂的辅助服务收益仍以电网的调峰补偿为主;部分参与调峰辅助服务的虚拟电厂运营商暂时无法单纯靠此业务盈利:调峰市场并非每天开市、存在间歇性参与问题;辅助服务费用的分摊问题仍未完全解决等。

最关键的一点,国内电力市场的发展还远不够成熟,像电力期货、期权等衍生金融工具不足,因此电力交易策略的有效性及电价风险控制的手段也还只能停留在早期阶段。

在解决这“四大难题”的“钥匙”中,政策起着“触发器”的作用,面向“虚拟电厂”的专项政策是指引国内虚拟电厂稳健发展的基础,而国内电力市场改革政策的真正落地将是真正奠定“虚拟电厂”大规模落地和长远发展的基石,并为各类投资者持续投入提供“定心丸”,同时也将给“虚拟电厂”这个新兴行业的商业模式打开空间。


政策设计:奠定国内虚拟电厂长远发展的政策基础


虚拟电厂需要更进一步明确权利和义务关系,这才是事关盈利与否的关键。

2010年前后欧美国家虚拟电厂规模开始增长,当时主要国家的电力市场改革已经基本完成,市场规则相对成熟,虚拟电厂的商业模式有了盈利空间,才引发了虚拟电厂的火爆。中国当下的虚拟电厂火爆,一定程度上是借鉴了国外虚拟电厂在电力系统中发挥的作用,但没有考虑到国内外的市场背景截然不同。

(一)借鉴欧美国家经

以德国为例,德国的电力市场和政策框架为虚拟电厂提供灵活性服务创造了有利条件,具体包括:

1、德国政府要求可再生能源电厂,特别是中型可再生能源电厂,参与市场交易。鉴于中型电厂单独参与电力市场交易的边际成本较高,引入虚拟电厂为此提供服务。此外,发电、输电、配电、售电分离为虚拟电厂建立了积极的市场参与环境。

2、根据平衡机制,输电系统运营商需要从平衡市场购买平衡能量,虚拟电厂可以通过其聚合的资源为平衡市场提供灵活性。此外,统一的平衡市场让包括虚拟电厂在内的平衡服务供应商向所有输电系统运营商提供平衡服务,增加了虚拟电厂的商机。

3、德国能源相关法律从法律上规定了聚合商的市场角色、机会和义务。为虚拟电厂聚合能源资源提供了法律保障。

4、欧洲和德国的法规都确保虚拟电厂能够进入批发和平衡市场并进行交易。投标的最小单位或进入市场的资格条件对虚拟电厂的发展前景具有决定性作用。如果对进入市场的规模要求过高或资格预审要求过严,或将某类分布式能源资源排除在外,将限制虚拟电厂参与市场交易的可能性。

在德国,输电系统运营商认可以分布式能源资源聚合的形式提供平衡服务;虚拟电厂有足够的自由确定其资源组合,包括分布式能源资源的数量和类型(由间歇性可再生能源发电机组提供的平衡服务,如光伏和风力发电,仍处于测试阶段);最小投标单位为1MW,并会进一步减小。

(二)设计配套的虚拟电厂政策体系


1、尽快启动虚拟电厂顶层设计

虚拟电厂参与电力市场,作为市场主体的认定、准入、交易、结算规则均有待完善。尽快出台国家层面的虚拟电厂指导性文件,明确虚拟电厂定义、范围、发展定位、发展目标及分步实施策略,建立虚拟电厂标准体系,明确能源主管部门牵头建设虚拟电厂,积极培育“聚合商”市场主体等。同时,积极推进省级层面虚拟电厂专项政策出台,为市场主体开展虚拟电厂业务提供政策依据。

2、加快出台财政激励政策打通盈利模式

2022年以来,各省先后出台需求侧响应的细则,明确需求侧响应的参与规则、收益计算模式以及响应价格。

准入门槛来看,虚拟电厂或负荷聚合商的准入门槛多数为1MW,部分地区如山东(5MW以上)、陕西(2MW以上)、安徽(5MW以上)、福建(2.5MW以上)要求更高。

收益模式来看,补偿基准价格基本上为4元/kWh,如福建、浙江,其他省份价格有所差别,基本在0-5元/kWh之间,另外部分省份如浙江、河北、安徽等地区设置了容量补贴。

除了当前容量补贴政策之外,政府还可通过设立专项资金、税收优惠政策、贷款贴息政策、奖励政策、培育市场主体激励等多元化的财政激励政策的实施,打通虚拟电厂的盈利模式,推动区域虚拟电厂建设,激发市场活力。

3、优化虚拟电厂参与市场化交易机制

加快完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场的衔接机制。全面深化电力辅助服务市场,完善跨省跨区辅助服务交易机制,推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。

此外,作为虚拟电厂运营主体,未来在电力现货市场下,电价波动将增大收益的不确定性,需重新构建收益测算模型及价格响应优化策略。


结语


回顾我国电力市场发展历程,现货市场的建设主要通过打破垄断、引入主体、完善竞争机制等措施持续推进,辅助服务市场也逐渐随着交易市场的完善由交叉补偿模式开始进入市场化探索阶段。

经过数十年的电力市场发展,我国目前在空间、时间范畴上初步构建起全市场体系结构,已开展现货市场试点并基本建立了“省间+省内”两级市场架构及“中长期+现货”的电能量市场和辅助服务等市场,虚拟电厂也正处于长期制度基础持续推进、市场基础逐步形成的商业化初期。

综上,从中长期角度看,待未来市场化改革取得实质性推进,叠加相关定位和准入规则进一步细化,将有效助力解决虚拟电厂商业模式不完善的核心问题,促进虚拟电厂技术应用顺利落地。


作者:纪海波、成雪蕾、汪建林