新能源与虚拟电厂交易运营关键技术及实践

　　1.1-政策导向：“双碳”目标驱动市场化改革深化，供需侧市场衔接模式耦合强化

　　从截止2024年全球各主要国家碳排放量和人均碳排放量看，中国无论从总量还是人均排放量来看均处于快速增加阶段，我国“双碳”目标驱动下新能源大规模发展引发的分时供需矛盾、新能源交易均价不断下探，同时储能以及负荷侧灵活资源如何参与市场，并与新能源发展有效衔接是未来我国电力市场需要解决的难点。

　　1.2-市场结构：从“单一主体”向“多元协同”转型，新型市场主体交易更复杂

　　传统电力市场以火电企业、电网公司为核心，随着电力市场化改革深化，当前市场主体已从单一向多元拓展，涵盖分布式x新能源电站、储能运营商、负荷聚合商、虚拟电厂服务商等新兴参与方；交易品种也从传统的“年月及月内中长期电能量交易”电能量，进一步拓展至现货（日前/日内/实时）、辅助服务（调频/备用/爬坡等）、绿电绿证、需求响应、容量市场等多元品类市场。在此背景下，针对新型市场主体资源特性的市场规则持续优化，新能源、储能、虚拟电厂等多主体联合参与电力市场的模式，已逐渐成为行业发展的重要趋势。

　　1.3-供需格局：新能源占比攀升催生调节需求，负荷侧多元化拉动虚拟电厂应用

　　电源侧方面，分布式光伏、分散式风电发电装机和发电量占比将持续上升，但风电/光伏的间歇性导致“弃风弃光”仍有发生，需分布式储能通过“充电储绿电、放电补缺口”提升消纳率。

　　负荷侧方面，随着电能替代深入，空调、电热泵、电锅炉等温感负荷占比提高，气象因素主导下的源荷供需双侧大范围波动，电力供应不足风险高，存在巨大挑战；亟需推动分布式储能/新能源成为“用户侧削峰填谷、电网侧调压调频”的关键资源，形成“供需双向驱动”的市场环境。

　　1.4-市场博弈：统一电力市场博弈复杂，高比例新能源电力市场运营模式多变

　　统一电力市场博弈方面，各省新能源高比例发展模式下分时段供需博弈复杂，跨省跨区省间博弈、省内新能源与灵活性调节资源博弈、配套外送基地短期平衡市场博弈等，统一电力市场模式下需多市场主体联合博弈。

　　市场运营模式方面，随着高比例新能源与虚拟电厂灵活性资源占比提高，市场价格波动巨大，市场交易运营的风险高，亟需供需联合对冲风险，单一新能源参与模式或单一虚拟电厂参与模式下无法有效规避市场主体交易运营风险。

　　1.5-市场现状：新能源结算均价不断下浮，给虚拟电厂盈利空间带来机遇

　　新能源入市后参与市场电价水平低，已影响产业健康可持续发展。在新能源渗透率较高的省份，中午时分光伏发电量较大，往往会导致低谷电价的出现，进而影响光伏项目现货的年平均成交价格。从全国范围来看，大部分省份新能源入市后的结算电价相较于标杆上网电价均呈现出显著的下滑趋势，降幅普遍超过10%。