电力新能源科技FAQ：浅析虚拟电厂及电力交易

“虚拟电厂（含电力交易）应该是间歇性新能源发电在市场竞争中遇挫后的自发产物。在市场收益的推动下，企业会主动配置资源，提升收益。但目前仍需要思考几个问题：市场激励是否有效？市场准入是否放开？市场支撑条件是否足够？”东南大学高赐威教授在SNEC期间的一场发布会上表示。

最近半年，电力交易和虚拟电厂的顶层政策相继出台，让行业看到了电力交易成熟的可能性。

首先是“136号文”规定的新能源“全面入市”。此前，电网会按照固定价格全额收购或保障性收购新能源电量，虽然部分省份开展了电力中长期交易或现货交易，但新能源电站本身不需要直接进入市场交易。

新政实施之后，虽然仍然有“差价合约”机制对部分新能源电量提供保障性收购，但进入市场交易已经成为未来的趋势。

比如，根据广东省电力交易中心印发的《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》以及《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》，新能源电站最高可获得90%的保障性收购，但海上风电项目执行期限为14年，其他新能源项目为12年，到期后不再执行。

广西规定强制20%电量进入市场交易；蒙东电力市场则规定，2025年6月1日后的增量项目“暂不安排纳入机制电量，完全参与市场竞争”。

新能源电站可以采用报量报价参与现货市场、聚合为发电类虚拟电厂报量报价参与现货市场以及作为价格接受者参与现货市场三种方式进行市场交易。

其次，电力现货市场正在全国各省陆续“转正”。今年6月6日，湖北电力现货市场正式投运，成为全国第六个电力现货市场。

市场化的推进使得电价波动更大，交易套利空间也更大。比如，蒙东电力现货市场规定，现货市场价格上限暂定为1.5元/kWh，下限为0.05元/kWh，而燃煤发电基准价为0.3035元/kWh。一度电交易的好坏，最大差值可达1.55元/kWh，对于1GW光伏电站而言，这可能意味着20亿元的收益差距。此前的蒙东电力中长期交易市场中，新能源交易价格不超过燃煤发电基准价格。

根据国家发展改革委、国家能源局在今年4月底发布的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，2025年底前将基本实现现货市场全覆盖。如果全国新能源装机全部进入市场交易，每年新增可交易电量约4000亿kWh，以蒙东的价差1.55元/kWh计算，市场空间约6000亿元。