虚拟电厂多维价值激励模型剖析：统一顶层设计与地方需求

国际案例视角 高驰, Fredrich Kahrl 引言1 虚拟电厂是能源领域的“滴滴平台”，是匹配供需的关键载体。面临能源转型的诸多挑战，虚拟电厂可以用较低成本解决电力短时缺口，减少二氧化碳排放，改善当地空气质量，提高电力系统的可靠性及韧性，并减少对新建煤电的需求。从宏观角度观察，虚拟电厂可以提供一系列包括输电和配电等多层面、多维度的系统服务。 自2020年起，虚拟电厂受到了上到中央政府机构、省级政府，下到市级、区级政府的广泛关注。国家发展和改革委员会在2021年颁布的《电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规[2021] 280号）中强调了要“充分发挥负荷侧的调节能力……通过虚拟电厂等一体化聚合模式……为系统提供调节支撑能力”2。中共中央和国务院颁布的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》进一步强调虚拟电厂的战略价值，将发展智能微电网和虚拟电厂列为提升需求侧灵活性的重要路径3。2024年11月，国家能源局出台的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号），从市场机制层面明确支持虚拟电厂平等参与电力交易，要求优化调度运行规则以适配新兴业态发展需求4。 然而，尽管中央政策普遍呼吁更大力度地支持虚拟电厂，且一些试点项目也取得了实质性进展，但虚拟电厂仍然缺乏可持续的商业模式。截至目前为止，政策的主要方向是从自上而下的角度激励虚拟电厂，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5。此外，在广东、山西和山东省的电力现货市场中，虚拟电厂被允许作为平等的市场主体参与交易6。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。 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。目前，关于虚拟电厂的主要讨论仍聚焦于自上而下的顶层设计上，因此本文将在这些讨论的基础上，从国际比较和案例分析的角度入手，更详尽地介绍虚拟电厂地方服务的激励机制，以及如何将其纳入虚拟电厂的三个主要收入来源，即零售市场、批发市场和需求侧响应项目。本文将以现行项目架构及电力市场机制为基础，结合美国纽约虚拟电厂补偿机制的实践经验与启示，系统梳理不同收益渠道的现行激励政策，并针对性地提出各环节的优化路径。 虚拟电厂和地方电网服务 1.虚拟电厂的定义 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。这个定义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，例如一个或多个电动汽车充电站的充电负荷，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。 与过去的需求管理项目相比，虚拟电厂有以下三点优势： 1.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。 2.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。 3.新型负荷(如电动汽车)相比传统负荷而言更具灵活性。 2.地方电网服务介绍 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： 1.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； 2.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。 对于上述几种服务，每项服务都可以延伸至地方电网，如下表所述。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7。 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地价值，尤其是输配电扩容延迟价值。我们在后文中将借鉴美国纽约州的一些具体实例来探讨如何完善中国的零售电价、电力市场设计和需求响应机制，以更全面地反映虚拟电厂的价值。 虚拟电厂激励模式 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，所谓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，时间范围可以分为(a)规划范围，和(b)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做出响应。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性。 1.零售模式 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。专栏1显示了上海市工商业和住宅用户分时电价的例子。小型工商业客户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8，而大型工业客户只能选择两部制电价9。 专栏1.虚拟电厂零售模型案例分析：上海10 下表展示了一个小工商业用户（小于1kV）在上海冬季及夏季的分时电价以及需量电价 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（709元/千瓦/年）（计算公式：[0.940元/千瓦时–0.218元/千瓦时] × 4小时/天× 130天/年+ [0.912元/千瓦时–0.270元/千瓦时] × 4小时/天× 130天/年）。 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/千瓦/年的成本（计算公式：34.02元/千瓦/月× 12月/年）。 这些总计1,118元/千瓦/年的成本节省（收入）可以与虚拟电厂的成本（包括充电损耗和客户分成）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高，但可能在目前还不足以吸引对虚拟电厂的大量投资。 为虚拟电厂增加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11，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。 2.批发市场模式 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12。 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13。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(MWh)将参考中长期曲线合同的合约量以日前价格(元/MWh)进行差价结算，且实时市场中标量(15分钟/MW)将进一步相对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。 举例说明，假设某时段中长期合约价为350元/MWh，日前价格为200元/MWh，该小时的实时价格时点的平均值为250元/MWh。某虚拟电厂持有50 MW中长期合约量和10 MW灵活调节能力时，将引导客户增加10 MW负荷至60MW运行，其最终结算收益为20,000元/小时(= 350元/MWh× 50 MW + 250元/MWh × [60 MW–50 MW] + [60 MW–60 MW] × 250元/MWh);相对于中长期价格(60 MW × 350元/MWh = 21,000元/小时)，虚拟电厂实现用户侧成本节约1000元/小时。在该模式下，虚拟电厂实质上承担了负荷管理商的角色。 山西和山东等省虽允许虚拟电厂参与日前市场，但采取的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 MW负荷4小时的虚拟电厂,在这些小时内全年利用平均50元/MWh的中长期-日前价差，将共赚取73元/千瓦/年(= 1 MW × 4小时/天× 50元/MWh × 365天/年× 1 MW/1,000 kW)，这比通过提供负荷转移零售服务(见上文零售模式)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。 国际案例 美国纽约州的电力市场说明了如何将位置价格信号设计纳入发电容量、电能量和辅助服务价格的一部分，以及虚拟电厂如何参与这些市场。纽约独立系统运营商（NYISO）的市场规则允许虚拟电厂和其他需求侧聚合商直接参与上述市场，并按地方市场价格结算。 容量市场 NYISO容量市场按11个负荷区各自清算。由于区域间的输电限制，一些区域(如纽约市、长岛等区域)要求在其区域内采购一定比例的容量。这确保了在输电受限区域有足够的本地容量资源来满足峰值需求。因此，容量价格在不同地区有所差异，纽约和长岛的价格明显高于州内其他地区。在这些区域提供容量的虚拟电厂可以获得比州内其他地区更高的收入，反映了这些区域容量的更高价值。 辅助服务市场 NYISO的运行备用市场包括10分钟旋转和非同步备用、30分钟旋转和非同步备用以及频率调节备用。虚拟电厂有资格提供部分备用服务，具体取决于虚拟电厂的可调度性、特性和其他义务。 NYISO的运行备用市场也是根据负