專訪丨高馳：虛擬電廠多維價值激勵體系亟待完善
來源：中國能源新聞網 時間：2025-06-13 19:05
虛擬電廠多維價值激勵體系亟待完善
——訪睿博能源智庫中國項目研究員高馳
中國能源新聞網記者 楊苗苗
虛擬電廠近年來已成為能源轉型的焦點，各地紛紛開展探索實踐。4月11日，國家發布《關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見》，從政策層面進一步理順虛擬電廠建設關鍵問題。睿博能源智庫（RAP）中國項目研究員高馳圍繞虛擬電廠發展現狀及作用、如何全面反映虛擬電廠價值等方面進行了探討，并提出相應建議。
中能傳媒：我國目前的虛擬電廠發展現狀如何？作用有哪些？
高馳：虛擬電廠是能源領域的“滴滴平臺”，是匹配供需的關鍵載體。自2020年起，虛擬電廠受到廣泛關注。中央政策普遍呼吁更大力度支持虛擬電廠發展，且一些試點項目也取得實質性進展，但虛擬電廠仍然缺乏可持續的商業模式。
虛擬電廠指的是經控制和聚合后向電網提供服務的配電側資源。這里涵蓋了一系列分布式資源，包括需求響應、分布式發電和分布式儲能。虛擬電廠對分布式資源的聚合可繁可簡，一個較簡單的虛擬電廠可以僅聚合管理一個或多個電動汽車充電站的充電負荷，而一個更復雜的虛擬電廠可以由一個聚合商管理不同種類的工業用電、住宅建筑和充電站的總負荷。
截至目前，政策的主要方向是自上而下激勵虛擬電廠，以區域或省作為基本單位，以中心化的方式規劃、投資、調度并補償虛擬電廠。例如，西北區域的市場規則允許虛擬電廠參與其區域輔助服務市場提供調峰服務。此外，在廣東、山西和山東的電力現貨市場中，虛擬電廠被允許作為平等的市場主體參與交易。這些市場從中心化、大電網主導的角度上為評估和補償虛擬電廠提供了渠道。
虛擬電廠作為電力系統的“智能管家”迅速崛起，離不開星羅棋布的分布式資源與電網靈活調度需求的緊密契合。然而，盡管理論上虛擬電廠能夠聚集這些分布式資源，但受多重掣肘牽制，難以形成合力，仍有很大一部分基于地方需求的電網服務尚未獲得充分重視，這類服務可以成為其重要增收來源。這些地方電網服務的特點是由地市級調度解決地市內部分臺區、線路的潮流阻塞、電壓跌落等問題，或是對各種電力市場中精確的位置信號作出響應。
與過去的需求管理項目相比，虛擬電廠有以下三點優勢：一是新通信和控制技術降低了聚合成本，能以相對較高的精度遠程控制資源；二是成本更低的儲能使負荷和發電能夠更靈活地在不同時間段內轉移；三是新型負荷（如電動汽車）相比傳統負荷而言更具靈活性。
虛擬電廠可以提供多種系統服務，包括發電容量、電能、輔助服務以及輸配電擴容延遲服務。而這些服務通常是通過兩種途徑達成的：
一是需求削減服務：虛擬電廠通過減少或轉移配電和輸電系統上的負荷以規避峰值時段的容量限制、較高的電能量成本和輔助服務成本。二是供應服務：虛擬電廠為電網輸送電力，以提供容量、電能量或輔助服務。
上述每項服務都可以延伸至地方電網。例如配電網擴容延遲服務在本質上就是一種地方層面的服務。配電擴容延遲指的是由于關鍵時段中總負荷的減少，配電設施（如變電站、線路、保護設備）的投資可以延遲或避免。從電力公司的角度來看，擴容延遲的價值在于可以減少當即需要的擴容投資或是延后擴容的時間。
這些服務的價值可以通過零售電價、市場價格或需求響應專項資金來獲得激勵。目前絕大多數省份都有分時電價和需量電價，這些電價反映了部分容量、電能量以及輸配電擴容延遲價值，且省級電力市場能夠反映電能量和輔助服務價值。然而，除個別需求響應項目，目前的激勵機制設計尚不能精確反映虛擬電廠的本底價值，尤其是輸配電擴容延遲價值。
中能傳媒：您認為虛擬電廠的價值該如何全面體現？
高馳：為虛擬電廠建立可持續的商業模式的關鍵，在于進一步完善虛擬電廠的多維價值激勵機制，為虛擬電廠提供的服務進行相應的回報。
一般來說，虛擬電廠的運營有三種激勵模式：零售模式、批發模式和項目模式。這些模式在激勵和時間范圍上有所不同，此處時間范圍指的是在實際調度之前多長時間設定激勵。總的來說，時間范圍可以依提前量分為規劃范圍和運行范圍。例如，零售電價通常在規劃范圍內設定（提前數月到數年），而批發電價則在運行范圍內確定（提前數分鐘到數天）。這兩個范圍之間存在一定的取舍：越接近運行范圍設定激勵，就能更準確地反映系統條件（如不斷變化的天氣條件對風電及光伏發電的影響），但一些用戶將無法在較短的時間范圍內作出響應。由于這些不同時間范圍的取舍，下面描述的三種模式可以起到互補兼容的作用。使用不同模式組合來支持虛擬電廠有助于平衡虛擬電廠的規模、有效性以及電網公司、消費者和虛擬電廠的風險。此外，這樣做也將為虛擬電廠為電網提供的多維價值范圍提供補償，從而促進該行業的長期可持續發展。
第一，在零售模式中，虛擬電廠通過幫助用戶在零售電價較高的時段減少需求或將需求轉移到價格較低的時段，以及減少零售需量電價來獲得收入。在有分時電價和需量電價的省份，虛擬電廠理論上可以通過該模式獲得收入。以下表格展示了上海市工商業和住宅用戶分時電價情況。小型工商業用戶（小于1千伏）可以在單一制分時電價或兩部制分時電價加需量電價之間選擇，而大型工業用戶只能選擇兩部制電價。
根據這些電價，一個虛擬電廠如果能在一年中的260天（130個夏季日和130個冬季日）將4小時的負荷從高峰時段轉移到低谷時段，每千瓦轉移負荷每年可以節省709元。
如果虛擬電廠能夠在每個月均勻地減少其峰值需求，每減少1千瓦的需求，虛擬電廠可以降低408元的成本。
這些總計超1000元的成本節省（收入）可以與虛擬電廠的成本（包括充電損耗和用戶分成）進行比較，以確定收入是否大于成本。上海的分時電價差異相對較大，但可能在目前還不足以吸引對虛擬電廠的大量投資。
為虛擬電廠增強零售激勵的一種策略是進一步完善分時電價，包括增加分時電價的季節性和時間顆粒度，以及在某些時段設置更高的價格差，以更好地反映系統長期和短期邊際成本。例如，在夏季或冬季等用電高峰季，在高峰和低谷時段之間有更大的價格差（例如，2—3元/千瓦時），以更好反映新增發電、輸電和配電容量的成本（邊際容量成本）。
盡管需量電價不是給消費者及時提供準確信號的最優工具，但仍有一些空間來完善現有的費用結構，使激勵與補償保持一致。如果需量電價主要是為了提供基于邊際成本的激勵，其可以基于輸電或配電系統的一致性峰荷分攤，而不是按照用戶峰荷計算。
此外，零售電價的設計也應當更好地反映地方成本。例如，在廣州市一個設計科學的虛擬電廠零售電價可能要比廣東省其他地方的零售電價高得多，反映了廣州較高的長期邊際供電成本。在更細粒度的層面上，甚至廣州市內某些地區的理想零售電價也應當設置得比其他地區高，以反映配電系統的成本。
第二，在批發市場模式中，虛擬電廠通過直接參與批發市場在容量、電能量和輔助服務市場中提交供應報價和需求投標。
虛擬電廠的市場準入范圍持續擴大。例如，山西省的市場規則允許虛擬電廠參與中長期合同市場和日前市場。山西的市場設計采用了一個三層結算系統：首先日前市場中的中標量（兆瓦時）將參考中長期曲線合同的合約量以日前價格（元/兆瓦時）進行差價結算，且實時市場中標量（15分鐘/兆瓦）將進一步基于日前市場的中標量進行差價結算。
當日前電價低于中長期合約價時，虛擬電廠可以指示其聚合負荷增加用電量；而當日前價格高于中長期合約價時，虛擬電廠可以指示可控負荷減少用電。換言之，虛擬電廠的負荷變化以中長期合同為基礎，并根據日前價格進行調整。此外，如果日前凈負荷變化與中長期簽約量偏差太大(上限為20%，下限為30%)，虛擬電廠將支付一定的考核罰金。
山西和山東等省雖允許虛擬電廠參與日前市場，但采取的是區域加權平均結算機制，盡管兩省都有節點電價，虛擬電廠卻并不按節點價格結算，而是像負荷一樣，使用節點電價的加權平均值進行結算。雖然這種方法為負荷直接參與批發市場提供了立足點，但無法補償虛擬電廠的地方電網服務，導致對虛擬電廠的補償不夠理想。例如，一個可以每天轉移1兆瓦負荷4小時的虛擬電廠，在這些小時內全年利用平均50元/兆瓦時的中長期—日前價差，將共賺取73元/千瓦·年，這比通過提供負荷轉移零售服務所能賺取的要少得多。
允許虛擬電廠提供多種本地服務（例如地方電能量服務和地方需求響應項目的組合），并基于在時間和地理上更細分的節點電價和地方需求響應進行結算，可以更好地補償虛擬電廠所提供服務的真實價值，從而激勵虛擬電廠參與負荷側響應的積極性。
第三，在項目模式中，虛擬電廠主要通過向電網運營商或供電公司提供需求響應服務獲取收益。現階段虛擬電廠收入主要來自需求響應項目參與，其中江蘇省運營模式具有典型示范意義。
根據江蘇省能源主管部門制定的需求響應實施細則，虛擬電廠主體可納入省級需求側管理中心的調度響應資源池。符合條件的虛擬電廠首先需具備不低于10兆瓦的聚合可調度容量，其次應保證持續兩小時以上的負荷調節能力。在原則上，現行細則同時也授權市級和區級主管部門，在區域性供電條件緊張時可啟動屬地化需求響應。
按響應特性，目前江蘇省將需求響應劃分為三類：
一是約定需求響應——基于市場化協議構建可中斷負荷資源池，主要在日前時間尺度對調度指令進行響應，適用于連續生產型工業用戶的負荷調節。
二是快上快下需求響應——具備4小時內快速響應能力的調節資源，主要應用于商業建筑等場景的短時負荷調整。
三是實時需求響應——依托自動及半自動需求響應技術實現30分鐘內精準調控，整合儲能、電動汽車充電樁、部分工業負荷和智能恒溫器等資源。
省級需求側管理中心通過集中競價機制組織需求側資源投標，以滿足夏季和冬季高峰用電需求。省級需求側管理中心按投標價格遞增的順序形成需求響應優先調度列表，響應后執行度電收益。此外，實時需求響應在常規度電補償外還將獲得額外的10元/千瓦的容量補償。項目資金來源則是通過夏季尖峰時段的電價附加費來形成專項調節資金。
從運營維度分析，在供需條件緊張且調度頻次較高時，可為虛擬電廠創造年均4000元/千瓦的收益水平（按200元/兆瓦時補償標準、年度調用5次、單次4小時滿負荷運行計算）。但在跨年度調度不均衡不頻繁的情境下，例如在五年周期內收益集中在第三年時，其折現后等效年收益將降至800元/千瓦·年（折現率10%）。
這一模式的核心挑戰在于兩方面：現有項目運營模式難以量化虛擬電廠的多元價值，同時缺乏可適應電網變化的價格動態調節能力。目前若在項目化運營模式方面更進一步，可以構建涵蓋時間和空間維度的電價形成機制：以實時批發電價、容量補償為基準，疊加電網結構及節點阻塞程度等空間維度，使得位于關鍵節點、在關鍵時刻出力的虛擬電廠可以獲得相應的溢價補償。
中能傳媒：從這三個模式角度解鎖虛擬電廠價值，您有哪些建議？
高馳：中國的虛擬電廠可以提供有價值的服務，但用戶調整用能習慣所付出的精力、成本，與峰谷價差所帶來的收益不對等，又缺乏足夠的經濟激勵機制，各參與主體興致怏怏，資源整合困難重重，導致虛擬電廠面臨著“形似整合實則分散”的局面。如果得到充分補償，可以顯著調動其參與響應的積極性，降低系統成本并改善排放和系統可靠性。然而，當前需要新的激勵模式來助力虛擬電廠的規模化。目前虛擬電廠規模化的一個關鍵障礙是缺乏可持續的資金，部分原因是當前的激勵模式未能充分補償虛擬電廠，難以為輸電和配電系統提供多重價值，特別是地方價值。
第一，在零售模式中，虛擬電廠通過在零售價格和需量電價較高的時段減少凈負荷（負荷+儲能充電-分布式發電-分布式儲能放電），并將凈負荷從較高零售價格時段轉移到較低時段來獲得收入。原則上來說，鑒于工商業分時電價的廣泛應用，虛擬電廠已經可以在中國大部分地區采用零售模式運營。在少數情況下，分時電價和需量電價已經足夠高，能夠為虛擬電廠帶來可觀的收入。然而，在大多數省份，分時電價差和需量電價可能還不足以支持虛擬電廠的長久運營，零售電價也沒有包含地方成本。為了更好地補償虛擬電廠的地方價值，省級政府可以參考以下建議：
完善現有的分時電價機制。考慮更大的分時電價差，確保電價充分反映新增發電、輸電和配電容量的邊際成本。這可以為虛擬電廠轉移負荷提供更強的價格信號。
完善現有的需量電價機制。將需量電價基于發電、輸電和配電的區域邊際成本，以及一致性峰荷而不是單個客戶的高峰需求。這將使需量電價更緊密地與實際的電網壓力點和邊際成本保持一致。
實施本地化的零售定價機制。制定能夠準確反映地方電網運行狀況和投資成本的城市甚至區級分時電價，特別是在輸電受限的地區。地方零售電價將使價格更緊密地與地方電網成本保持一致。
如有必要，可以豁免居民客戶。如果對所有客戶應用復雜的電價結構證明具有挑戰性，可以首先為大型工商業消費者設計多部分（固定+需量+電量電價）零售電價虛擬電廠。虛擬電廠能夠根據大多數客戶無法響應的零售價格差異來優化凈負荷。
第二，在批發市場模式中，虛擬電廠通過在批發市場提供容量、電能量、輔助服務和其他電網服務來獲得收入。目前至少有兩個省允許虛擬電廠參與中長期和日前能源市場。然而，根據目前的設計，僅通過套利平均中長期和日前能源市場價格獲得的收益空間有限，為了實現商業模式的可持續性，建議從以下維度完成市場設計：
推行分級節點電價機制。采用輸電斷面劃分的節點分組定價。這一設計將提供更準確的地理價格信號，并鼓勵更有效的資源配置，特別是在輸電受限的地區。實際操作需權衡結算顆粒度與實際可行性（包括單個節點聚合分布式資源的挑戰和成本轉移的考慮）。可以采用幾個節點聚合后的區域代替全省均價結算。
允許虛擬電廠提供多種服務并獲得相應的補償。允許虛擬電廠提供多種服務并獲得除能源套利之外的其他服務的補償將加強虛擬電廠的商業模式。中國各省份還沒有向虛擬電廠開放競爭性的容量市場來補償其容量服務。此外，虛擬電廠可以參與電能量市場并同時提供項目化的需求響應。這樣做有助于使虛擬電廠的收入來源多樣化并擴大其服務范圍。在各省容量市場運行后，部分項目化的需求響應可以轉移到容量市場。如果虛擬電廠有資格提供容量、電能量、輔助服務和項目化需求響應，市場規則需要確保虛擬電廠的容量不會同時用于能源和備用，或同時用于相互沖突的輸電和配電服務。
第三，在項目模式中，虛擬電廠以單體項目形式向電網公司或售電企業提供服務（現階段以需求響應服務為主）。當前我國已形成規模化需求響應項目體系，虛擬電廠運營商普遍具備參與此類項目的資質。然而，現有需求響應機制在解決地區性能源供需矛盾（如存在輸電瓶頸且電力供應緊張的負荷中心）方面尚未充分發揮效能。建立屬地化需求響應機制可為虛擬電廠創造增量收益空間，同時引導其優先布局于輸電通道受限及供電缺口顯著的區域。此外，配套實施實時電價等市場化機制將有效保障虛擬電廠的經濟效益。為強化項目化模式的實施成效，建議省級及地方政府采取以下優化措施：
地方化現有的需求響應項目。在供電受限率高于平均水平的地區嘗試市級或區級需求響應項目。當本地需求超過本地供應、輸電進口受限或系統需求超過系統供應時，可以部署本地需求響應項目。本地需求響應項目原則上將增加需求響應調用的次數和虛擬電廠的收入。
構建動態電價補償機制。建立包含容量價值、電能價值、環境價值、本地輸電和配電價值等多維度的實時電價體系。需著重規范虛擬電廠的收益獲取機制，政府監管部門應建立跨項目補償核查制度，避免出現同一項調節服務在電價機制與需求響應項目間重復獲取容量補償的情況。
責任編輯：沈馨蕊
