隨著國家層面首次明確電力現貨市場規則，儲能、虛擬電廠等新興業態的收益來源有望迎來極大豐富。

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國家能源局日前發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》（下稱《規則》），公開征求意見?！兑巹t》明確了電力現貨市場建設的主要任務，也就市場成員、市場構成與價格、現貨市場運營、市場銜接機制等作出細則說明。

在近期建設主要任務中，《規則》提到：穩妥有序推動新能源參與電力市場，并與現有新能源保障性政策做好銜接；推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與電力現貨交易；探索建立市場化容量補償機制等。

華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利對第一財經表示，從廣東等省份啟動首批電力現貨試點以來，迄今兩年多的時間里，各地“放水養魚”激發市場活力，作出了許多有益的探索。基于這些經驗，《規則》給出了更詳細、更全面、可操作性更強的實操方案。待文件正式出臺，它將為電力市場建設提供規范性指導，儲能等新興市場主體的盈利空間也有望被進一步打開。

儲能、虛擬電廠加速打開盈利空間

我國電力現貨市場的提出由來已久，2015年《關于推進電力市場建設的實施意見》就提出要“逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制”；2018年我國啟動首批電力現貨試點，包括8個地區，隨后2021年又新增第二批試點。

多份研報認為，《規則》的出臺，意味著現貨市場即將從試點走向全面鋪開。整個電力行業的建設成本、燃料成本和調節成本向下游傳導的機制逐漸順暢，行業空間將充分打開。

王永利告訴記者，長期以來，儲能電站的建設成本高又缺乏疏導機制，受困于經濟性因素，往往是“賠本賺吆喝”，多數難言盈利。因此在各地強制要求配置儲能的背景下，常常會出現設備空置浪費，甚至因投資商片面追求低價采購而遺留產品安全隱患。

伴隨新規出臺，這些為電網提供穩定性或靈活性的電源，有望獲得應有的經濟收益。

“就儲能而言，一方面，電力現貨市場使得電價的峰谷價差拉開，儲能完全可以從中套利。另一方面，推進調頻輔助服務和現貨市場聯合出清，可以實現調頻輔助服務的市場化定價，提高儲能收益率。此外，容量補償對儲能也是利好。總的來說，鋪開電力市場以后，儲能的收益來源大大擴充了。”王永利說。

虛擬電廠也是推進電力市場的獲益方。

2019年開始，國內電網企業在政府的支持下啟動了電力市場虛擬電廠市場化交易試點工作，探索通過市場化交易的手段解決新能源消納問題的方法。其中，冀北虛擬電廠是國內首個落地項目。

國網冀北電力科技創新部主任王宣元告訴第一財經，自2019年起，冀北虛擬電廠參與華北（京津唐）調峰輔助服務市場運營，截至2022年11月初，冀北虛擬電廠已在線連續提供調峰服務超過4800小時，累計增發新能源電量3701萬千瓦時；虛擬電廠運營商和用戶總收益達673.70萬元，平均度電收益182元/兆瓦時。

“目前我們還沒有啟動電力現貨市場的試點工作，僅是參與了調峰輔助服務市場運營，但收效已是顯著。我相信隨著現貨市場的逐步鋪開，以及細分領域的詳細文件出臺，虛擬電廠的盈利來源會更豐富，也會加速負荷聚合商等主體對新商業模式的探索。”王宣元說。

新能源收益面臨下行壓力

由于新能源出力與負荷不匹配、功率預測的準確率不高等原因，今年山西、山東等電力現貨市場試點中，出現了在新能源大發時電價較低的情況，甚至一度產生“負電價”的情況。進入電力現貨市場以后，收益反而不及原來，引得不少新能源企業紛紛“喊痛”。

信達能源研報認為，現貨市場、輔助服務市場帶來收益率下行風險，其本質是新能源給火電等可控機組繳納調節服務費。但綠電市場帶來環境溢價，未來政策或將在兩個市場間做平衡，給予新能源發電相對合理的收益率。

“電量價值與環境價值分別獨立定價或為較好模式，但目前綠電市場將兩類價值合并定價，市場機制仍待理順。”上述研報稱。

一位央企新能源投資人士對第一財經表示，一個大型的集中式電站，投資規模在幾億到十幾億，對于這種重資產投入，企業不追求高收益，而是更看重它的穩定性，每年7%到8%的收益率就很可觀了。但是進入電力市場以后，電價可能高可能低，不好計算，這就很難得出準確的收益率了，投資風險勢必加大。“雖然目前我們投資運營的風電和光伏電站，幾乎沒有參與電力現貨市場的，但是我們也在密切觀望情況發展。”

上述人士還表示，目前其在地方考察電站項目的重心包括證照手續的合規性、電站的運行年限、是否有電價補貼等。由于現階段電力現貨市場試點地區少、交易規模小，暫未將其納入考量的重點，下一步將視政策情況而定。

標簽： 電力現貨市場 虛擬電廠