峰谷套利是个“伪命题” 虚拟电厂才是终章
允许储能电网峰谷差价套利是出于市场经济发展和电力体制改革的需要。
我们先来了解一下什么是电网峰谷价差套利。电网峰谷价差套利是指通过在电力市场中以较低的谷时电价购买电能，然后在较高的峰时电价时出售电能，以实现利润的商业行为。这种套利行为不仅可以平衡电网供需关系，也可以提高储能设备的经济效益。
谈及电网峰谷价差套利的开始，我们需要从电力体制改革中说起。我国电力体制改革始于2015年，通过引入市场机制和竞争机制，推动电力市场的发展。这为峰谷价差套利提供了商机。此后，国家相关政策文件相继出台，明确支持储能电力交易和峰谷差价套利。
目前，储能设备仍被允许进行峰谷差价套利。这主要基于以下几个方面的考虑。峰谷差价套利有助于优化电力市场运行，平衡电网供需关系，减少电力系统的调峰压力。套利行为鼓励储能设备的投资建设，推动新能源技术的应用和发展。再次，套利可为储能设备的运维和维护提供可持续的盈利来源，有效降低成本。
如果取消峰谷差价套利，储能行业将面临一系列的变化。第一，设备安装成本的提高将直接影响储能行业的发展速度。储能设备的运营成本大多依赖于峰谷差价套利所获得的盈利。如果取消这一套利行为，将导致储能设备的回报周期明显延长，减少投资回报率。这将使得企业和投资者对储能设备的兴趣和投资意愿减弱。
第二，取消套利将使得储能设备的负荷率下降。峰谷差价套利鼓励储能设备在谷时充电，峰时放电。这样一来，储能设备的负荷率得以提高，能够更好地满足电力系统的调峰需求。一旦取消套利，储能设备将丧失了主要的收益来源，负荷率将大幅下降，对于电力系统的柔性调控能力也将受到影响。
行业竞争格局可能发生变化。目前，市场上的储能设备供应商众多，竞争激烈。套利的存在可以为储能企业提供一定的收益保障，鼓励企业持续创新和技术改进。如果取消套利，一些小型储能企业可能难以生存，行业竞争格局可能出现重大调整。
但是当现货市场交易完全打开，峰谷套利也将成为过去式！
从21年开始，电力供需转变为缺电的环境，去年迎峰度夏期间全国缺口达到7000多万。政府多次发布文件，要求各地提高需求侧响应能力。虚拟电厂作为一种调节电力供需的手段，可以通过聚合不同设备的能力，有效参与电网的响应，从而填补电力缺口和削减电峰。新能源消纳问题将成为首要矛盾。虚拟电厂将促进新能源的消纳，因此其需求将会越来越大。
目前，虚拟电厂的商业模式较少，敓相对国外而言，中国的商业模式还不够成熟。目前能够商业化运营的主要是需求侧响应和第三方独立主体参与的服务市场。
(1) 需求侧响应
需求侧响应是指在缺电高峰时，政府发文启动需求侧响应，需求方参与电力调峰，获得相应的收益。虽然需求侧响应的时间段较短，去年最长的省份启动时间为10天，但每度电的收益较高，大约为3到4块钱。(2) 第三方独立主体参与的服务市场
第三方独立主体参与的服务市场可以全年长周期运行，包括度夏和非度夏季节。该市场有多个品种，如雪峰填补备用等。不同省份和区域的市场规则和限价政策各不相同。
（3）参与者
虚拟电厂的参与者可以简单分为两类：投资者和技术支撑厂家。投资者主要是发电侧或电网公司，他们投资建设虚拟电厂平台，并通过招投标的方式让技术支撑厂家提供服务。
Q：虚拟电厂是如何产生的？为什么近年来越来越受关注？
A：虚拟电厂在缺电的背景下逐渐敓兴起，由于电力供需紧张，特别是在去年的迎峰度夏期间，全国出现了7000多万千瓦的硬缺口。虚拟电厂通过聚合各种复合能力，有效参与电网响应，既可以削峰，又可以填补缺口。与其他灵活性改造储能等手段相比，虚拟电厂成本不高，可以利用现有的设备，大幅降低成本。此外，由于新能源消纳情况好转，虚拟电厂能够促进新能源的消纳。总的来说，无论是现阶段还是将来，虚拟电厂的需求都将存在，并随着市场推进和新能源的发展而增加。
Q：目前虚拟电厂的商业模式有哪些？与国外相比如何？
A：目前国内的虚拟电厂商业模式较少，主要有需求侧响应和第三方独立主体参与的服务市场。需求侧响应主要在迎峰度夏缺电时启动，但时间段短且机会有限。第三方独立主体参与的服务市场可以全年长周期运行，参与的品种较多，但不同地区的市场规则和限价政策有所不同。相比国外的多样化参与模式，国内商业模式相对较少。
Q：参与虚拟电厂的主体可以分为哪两类？为什么目前大多数是发电侧或电网公司？
A：参与虚拟电厂的主体可以分为敓投资方和技术支撑方。投资方主要是发电侧和电网公司，因为目前商业模式较为单一，难以获得高收益率。这些主体更多是作为示范项目来参与，强调宣传价值、消纳增加和减少碳排放等方面的价值，而非以盈利为主要目的。
Q：目前对于虚拟电厂的盈利方式及前景有何看法？
A：目前对于虚拟电厂的盈利方式与商业模式相似。现阶段的市场启动仍处于初期阶段，不能过于乐观，但未来的前景也不能太悲观。有些报道过于夸大虚拟电厂的收益，可能会对市场产生不良影响。总的来说，虚拟电厂的前景是存在的，但需要在市场推进和政策支持下逐步发展。
Q：虚拟电厂项目接入了多少聚合资源？它的可调资源能占比多少？一天的需求响应次数是多少？它的邀约方式是怎样的？
A：虚拟电厂项目最初参与试点运营的总容量大约是8万，主要聚合的资源包括蓄热式电采暖和电锅炉等。虚拟电厂主要聚合的是功率较大的设备，例如电锅炉。在第一年的运营中，虚拟电厂参与选股的时间为半年不到5个月，总收益为160万。虚拟电厂管理平台已经接入了三家虚拟电厂厂家，总容量达到35万多，最大的调节能力是20万左右。从2019年至今，总收益达到了680万左右。
Q：虚拟电厂给用户的费用大约是多少？
A：虚拟电厂需要付给用户约220左右的费用，剩下的费用归虚拟电厂平台所有，虚拟电厂的总收益第一年为160万。
Q：虚拟电厂的补贴均价大约是多少？
A：虚拟电厂的补贴均价不确定，因为不同时期参与的价格差距很大。根据统计，虚拟电厂的均价大约在两三毛钱一度电。
Q：虚拟电厂的市场空间有多大？国内推广有哪些阻力？
A：虚拟电厂的市场空间与其成本和未来负荷体量有关。根据估算，虚拟电厂的建设成本大约在800~1000元每千瓦。如果按照8,000万的负荷来计算，市场空间大约在640~800亿元左右。但实际上不可能将所有负荷都聚合起来，按5,000万来算，市场空间大约在400~570亿元左右。虚拟电厂的推广面临一些阻力，包括投资成本和用户装置等方面的问题。
Q：国内推广虚拟电厂遇到的阻力有哪些？
A：并不算是阻力，现在对虚拟电厂的需求是非常迫切的。但是由于市场模式和商业模式不够完善，导致推广的速度不快，品种也单一。很多省份不愿意开放市场，希望能够控制终端构建成本，这对虚拟电厂不利。不过未来可能会有起色，例如辅助服务市场的推动。
Q：未来会有大面积推广电力市场化改革吗？
A：目前国内将虚拟电厂视为辅助工具，但未来可能会有更大范围的推广，实现全面的电力市场交易。不过与国外成熟的模式可能有所不同，国外市场建设已经有二三十年的历史，我们的市场起步时间较短，品种不够完善。不过国外市场也在不断调整和改造，激励用户投资光伏、储能等，参与不同市场。总的来说，我们国内的资源还比较简陋，需要再发展一段时间。
Q：可以详细讲一下国外的模式吗？
A：美国的需求侧响应品种非常丰富，其中一种模式是紧急状态下参与需求响应，每度电能获得的补贴不低于500美元，相当于人民币3.5元左右。这种模式适用于电网紧急情况，不论是缺电还是电网故障。这与国内的需求侧响应有相似之处，但范围更广。其他国家的市场建设也非常完善，用户投资光伏、储能等，形成完整的商业链。
Q：虚拟电厂参与的需求侧响应资源有哪些类别？如何操作参与现货电能量？
A：虚拟电厂可以参与紧急需求侧响应资源和经济型需求侧响应资源。参与现货电能量时，可以节约用电以省钱，并且可以作为发电侧资源，即在电价高峰时节约电量，然后按照现货电能量的电价来计算收入。
Q：虚拟电厂还可以参与哪些市场？
A：虚拟电厂除了可以参与现货电能量市场外，还可以参与辅助服务市场和容量市场。而且，容量市场是按照竞价结果给具备条件的需求和响应资源稳定预期的补偿费用。这种市场模式在美国比较常见。
Q：虚拟电厂可以获得怎样的收入？
A：虚拟电厂可以获得多种类型的收入，包括特斯拉建立分布式储能设施，用户可以参与电网需求侧响应，获得每度电高达两美元的补偿。总的来说，虚拟电厂每度电的费用是非常高的。
Q：欧洲的虚拟电厂模式与美国有何不同？
A：欧洲的虚拟电厂模式与美国不同，欧洲更注重分布式新能源的参与，市场规则要求分布式资源不能低于100千瓦的容量，并且强制要求参与市场。为了聚合分布式资源，必须有一个平台帮助聚合，因此虚拟电厂的需求量非常大。在欧洲，通过虚拟电厂参与市场一年的收入大约可以达到50亿元人民币左右。
Q：虚拟电厂的商业模式和市场规则在不同国家有何差异？
A：不同国家的市场规则导致虚拟电厂的商业模式不同。另外，就地取材也是关键因素，即根据实际情况来利用资源。不可能为了参与市场而大量投资储能设施或分布式光伏等。
Q：目前国家的虚拟电商更多的还是需求侧响应模式，能否举一些例子说明在复合型虚拟电厂模式下，哪些市场参与方更有优势？
A：理论上任何人都可以参与，但有一些商业机密等因素可能限制了某些人的参与。目前来说，有两类市场参与方比较有优势。第一类是投资建设虚拟电厂平台的人，通常以国企为主，因为他们除了要赚钱外，还需要完成一些社会任务，因此他们的积极性比较高。第二类是能提供关键技术的人，目前社会资本已经参与进来，很多上市公司也在从事相关工作。其中最关键的技术是控制技术和协调控制技术，它们需要接收电网层面的调度指令，并通过算法将其分解到底层用户，按照指令参与调解。当然，虚拟电厂还有其他功能模块，如市场管理模块、电能在线监测和运行管理系统等。总的来说，参与虚拟电厂必须了解市场规则，并具备算法能力。
