虚拟电厂盈利能力的影响因素有哪些？

虚拟电厂的盈利能力影响因素有电价机制改革、电力市场改革、商业模式的顶层设计几个方面。

盈利能力影响因素：电价机制改革

电价是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：峰谷电价差越 大，用户购买辅助服务和需求侧响应的激励也就越大；电价 平均水平越高，用户购买能效优化服务、虚拟电厂进行现货 交易的收益也就越大。因此，电价机制改革进程是虚拟电厂 盈利能力的重要影响因素

分时电价机制进一步完善，拉大峰谷价差：2021年7月，国 家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，合 理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷 电价原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1；建立 尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价的基础上上浮比例原则 上不低于20%。在《通知》发布后，多省市相应政策，制定 出台了相应的峰谷电价政策

电价机制改革推高电价：自2021年7月推进分时电价机制与 2021年10月燃煤上网电价政策的调整以来，电力生产工业生 产者出厂价格指数不断走高，这体现了上网电价的提高。我 们预计，随着市场化电价机制改革的不断深入，我国上网电 价上涨的趋势仍将持续

电价机制改革持续深化：2021年10月12日，国家发展改革委对外发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求 有序放开全部燃煤发电电量上网电价，取消目录销售电价，加强与分时电价政策衔接，明确燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至上 下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业交易电价不受20%限制。此政策推翻了此前电价“只降不升”的预期，标志着我国交易电价 市场化形成机制基本建成，电价改革迈入新阶段。我们预计，随着新型电力系统的加快构建，电价机制改革将不断深化，推动电力回 归商品本质，并持续拉大电价峰谷价差、推高电价平均水平

盈利能力影响因素：电力市场改革推进，电力现货市场建设推进

现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：电力现货交易与中长期交易互为补充，其中现货市场具有重要的价格发现功能，中长 期市场的电力价格往往根据现货市场价格而定，因此电力现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素

电力现货市场建设加速推进，形成“8+6”试点格局：2017年8月，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通 知》，在南方（以广东起步）、浙江、蒙西、山东、山西、福建、甘肃、四川8地开展电力现货市场试点工作；2021年5月，国家发改 委、能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，在上海、安徽、江苏、辽宁、河南、湖北6省市开展第二批电力 现货市场试点工作

电力现货交易规则不断完善：2019年7月，国家发改委、能源局编制《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，明确建立以中长期 交易为主、现货交易为补充的电力市场，并且要求跨省中长期电力交易的偏差部分按照受（送）端省份现货市场规则进行结算；2021年 11月，国家电网有限公司经国家发改委、能源局同意，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，对电力现货交易的具体方式、机制 和步骤作了明确的设计

统一电力市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：对基础资源的聚合能力是决定虚拟电厂竞争力的重要因素，而统一的电力市场 将为虚拟电厂提升跨空间资源聚合的能力打开空间，奠定虚拟电厂商业模式向跨空间自主调度型阶段发展的基础

目标2030年基本建成统一电力市场：全国统一电力市场体系建设提速：2022年1月，国家发改委、能源局印发《关于加快建设全国统一 电力市场体系的指导意见》，制定了推进全国统一电力市场建设的总体目标，即2025年初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省 （区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；2030年基本建成全国统一电力市场体系， 国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易

统一电力市场率先在南网落地，交易总量与交易主体扩容：2022年7月，覆盖范围包括广东、广西、云南、贵州、海南等五省区，涵盖 电力中长期、现货、辅助服务交易，按照同一个交易规则和技术标准运行的南方区域电力市场启动试运行，标志着全国统一电力市场体 系加速构建。根据南方电网的预计，2022年南方区域电力市场累计市场化交易电量将达到1.11万亿千瓦时，接近云南、广东、贵州三省 在2021年的全社会用电量总和。到2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体将增加到800多万户，是之前 的80倍。我们预计，随着全国统一电力市场建设在未来进一步推进，电力市场交易总量与市场主体的数量将进一步增加，对电力系统综 合调节能力的要求将随之提升，从而带动对虚拟电厂辅助服务的需求

盈利能力影响因素：商业模式的顶层设计

商业模式顶层设计是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：我国虚拟电厂总体处于试点阶段，多数试点项目涉及的业务场景较为有 限。并且省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台，已建的虚拟电厂平台没有统一的标准和接口，以分散的不同市场主体自建虚拟电厂 为主，这限制了虚拟电厂聚合基础资源能力的提升上限。因此我们认为，虚拟电厂盈利能力的提升，需要顶层设计提供统一的省 级/市级/区域及虚拟电厂平台，实现与大电网的互动控制，从而开辟应用模式拓展的新空间

虚拟电厂商业模式顶层设计尚待完善：目前，国家层面的虚拟电厂专项政策尚未出台，省级层面仅有上海、广东、山西分别印发 了了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作的批复》、《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》和《虚 拟电厂建设与运营管理实施方案》，亟待出台国家层面和更多省级层面的专项政策。我们预计，随着国家层面顶层设计的完善与 统一的虚拟电厂平台的建设，虚拟电厂涉及的业务场景与盈利方式将进一步多样化发展