2023年虚拟电厂行业研究：海外虚拟电厂接入电力市场，国内电力市场化改革催化商业模式落地

1.中国电力市场体制改革顺应新型电力系统建设新要求

1.1.中国电力体制市场化改革持续深化

中国电力体制市场化改革持续深化。中国电力体制改革已经走过 20 余年，为提升电力生产 和使用效率，实现资源优化配置，电力体制改革始终坚持市场化方向，着力建设电力市场化 交易体系和价格形成机制，建设统一开放、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的现 代电力市场。

（1） 1997 年中国国家电力公司成立，公司是按照现代企业制度组建的大型国有企业，接 管原电力工业部下属企事业单位，1998 年，原电力工业部裁撤。标志着中国电力工 业管理体制实现了由计划经济向社会主义市场经济转型的第一步。该阶段国家电力 公司形成了“发、输、配、售”全产业链计划性一体化发展思路，虽然实现了政企分离， 但是全产业链定价权依然由政府掌控。

（2） 2002 年 12 月，国务院下发《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），提出“厂网分 开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的 16 字方针，规划改革的总目标为“打破垄断， 引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推 进全国联网，构建政府监督下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市 场体系”。该阶段改革打破了电力系统垂直一体化模式格局，实现“厂”（五大发电集 团为代表）、“网”（国家电网、南方电网）分离。但是国网、南网采用输配售一体化 混业经营模式，电力市场化改革仍待推进。

（3） 2015 年 3 月，国务院下发《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意 见》（即电改“九号文”），开启了新一轮电力体制改革。新电改按照“管住中间、放开 两端”的体制结构，发电端引导发电企业根据电力市场供求、价格信号、燃料成本变 化与用户协商电量和电价，解决发电企业体制性亏损问题；售电端准许民营资本投资 或者成立售电公司。本阶段通过一系列配套文件在批发、售电、零售环节引入市场化 竞争机制，推动全国范围内的中长期电力交易常态化和现货交易的大范围试点。

（4） 2022 年初，国家发改委与国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体 系的指导意见》，指出国内电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，未来将加快建设全国统一电力市场体系， 持续电力中长期市场建设、积极稳妥推进电力现货市场建设、持续完善电力辅助服务 市场、培育多元竞争的市场主体。2023 年 7 月，国家能源局召开电力调度交易与市 场秩序厂网联席会议，强调将研究制定电力市场“1+N”基础规则制度，深化辅助服务 市场机制。

1.2.新型电力系统建设对电力体制市场化改革提出新要求

新型电力系统建设推进，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。2021 年 3 月，总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发展做出系统阐述，首次提出构 建新型电力系统；党的二十大报告强调加快规划建设新能源体系，为新时代能源电力发展提 供根本遵循。新型电力系统是以确保新能源电力安全为基本前提，以满足社会经济高质量发 展的电力需求为首要目标，以高比例能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协 同、灵活互动为支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为 基础保障的新时代电力系统，是新能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。新型 电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基 本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新 型电力系统的“四位一体”框架体系。

新型电力系统建设在发电端面临出力不稳定的新能源装机占比提升冲击。新时代国内电力系 统发展呈现新常态，也迎来新的问题与挑战。在发电端，近年来国内新能源装机占比快速提 升，2022 年光伏及风电装机量占各类电源装机总量的比重达 30%，较 2020 年提升 6pct，但 其电力支撑能力与传统电源相比存在较大差距，尚未形成可靠替代能力，快速消耗电力系统 灵活调节资源。随着高比例新能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术的快速发展和推广 应用，电网系统主体多元化、运行方式复杂化的特点愈发显著，叠加近年来国际形势多变， 能源价格高企，动力煤、天然气等大宗商品价格大幅上涨，对国内电力系统稳定、高效出力 带来较大压力。

新型电力系统建设在负荷端面临峰值拉升，电网调控能力不足问题。在负荷端，国内近年来 用电需求维持稳步增长趋势，并且尖峰负荷特征日益显著。2022 年夏季为例，区域性高温事 件综合强度达到 1961 年有完整气象记录以来最强，同时长江干流和主要支流来水为有水文 记录以来同期最枯。此外，伴随电力系统可控对象从以源为主拓展到源网荷储各个环节，电 力系统信息感知能力不足，现有的电网调控技术手段无法做到全面可观、可测、可控，调控 系统管理体系不足以适应新形势发展要求。

电力体制市场化改革顺应新型电力系统特征，电力商品价值属性将实现多维化发展。新型电 力系统建设方案落地，面临来自发电、负荷两端发展滞后带来的多方面问题，解决这些问题， 一方面需要电力核心技术装备升级，依靠电力系统科技创新驱动效能持续提升；另一方面， 需要不断提升新能源消纳能力和源网荷储灵活互动调节能力，电网应更多承担电能互济、能 量共享的职能，深化电力体制改革和电力市场建设。推动电力商品在传统的电能量价值之外， 培育灵活性、可靠性、绿色环境等多维价值属性，并通过市场化定价机制引导电力商品多维 价值逐步向用户传导。

1.3.容纳更多价值属性，电力市场周期细化、品种多元化发展

1.3.1.电力商品多元价值属性的实现由不同交易品种承担

电力商品价值属性由能量价值向容量价值、调节价值、绿色环境价值等多维价值属性拓展。 在新型电力系统的建设过程中，电力市场化建设的推进要求市场内能够充分、精准反映电力 资源的价值，电力商品的价值也由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、容量价值、调节 能力价值及绿色环境价值等多维价值的集合转变。其中： （1） 电能量价值主要反映电能量的生产成本，主要通过电能量市场（电力中长期交易市 场、电力现货市场为代表）体现，这是以往国内市场电力商品的主要价值属性。随着 新能源快速发展，出力占比提升，电力产品的平均生产成本下降，电力系统总成本 因灵活调节资源不足等问题而提升，电能量价值在总价值中的占比将逐渐下降，这 也反映出电力商品的其他多元价值属性发展的必要性。 （2） 电力容量价值主要反映电力系统容量充裕度，主要通过容量市场体现。新能源大规 模发展和国内支撑性电源不足的矛盾将愈发突出，电力供应不足与新能源消纳困难 问题并存，均体现了电力系统对电力商品备用容量价值的要求。 （3） 电力调节能力价值主要反映电力系统的灵活调节能力，主要通过辅助服务市场体现。 新能源出力对天气等要素的依赖度较高，随机性、波动性较大，增加电力系统对调 峰、调频等辅助服务资源的需求，以保障电网的安全稳定运行。 （4） 电力绿色环境价值本身是电力系统的外部化属性，主要通过绿电、绿证市场体现。 为推动国内电力系统的低碳转型，应以市场机制引导电力商品绿色价值属性内部化， 通过新的定价机制、成本核准等手段体现绿色价值属性。

1.3.2.国内全品种、全周期的电力市场建设稳步推进中

国内中长期+现货电力市场建设齐头并进。从时间维度划分，电力市场包括中长期市场与现 货市场。根据海外电力市场的发展经验看，部分国家不存在中长期市场，电力电量平衡完全 依靠现货市场实现；部分国家虽然具备中长期市场，但是仅产生纯粹金融交易，或者配套建 立独立的平衡市场机制。国内方面，2015 年“9 号文”的第二个配套文件《关于推进电力市场 建设的实施意见》中，将电力中长期与现货市场之间的关系描述为：“具备条件的地区逐步建 立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易 规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。”展望未来，国内统 一及各省电力市场在时间维度将沿袭该组织方式，理想的“中长期市场价差合同+现货市场 全电量交易”模式下，中长期市场和现货市场不存在主次关系，仅存在职能的不同，现货市场 实现电力电量平衡，中长期市场实现价格风险管理。

辅助服务市场、容量市场建设承载电力商品的多元价值属性。前文所述中长期及现货市场的 主体交易标的为电能量，而成熟的电力市场中还应有多元的交易品种，以承载电力商品的不 同价值属性。其中， （1） 调峰辅助服务是较早展开试点的交易品种，主要在发电机组之间展开，可调度机组 （通常是火电机组等灵活性较强的出力机组）在日内市场调节（调降）发电机组出 力，对冲新能源机组出力的波动性。依据国际经验，辅助服务市场中一般不单独设 置调峰品种，而是通过现货市场实现相应功能。 （2） 辅助服务（除调峰外）是指除电能量生产、输送、使用外，为维持电网安全稳定运行 和保障电能质量所需要的各项服务，主要包括调频、备用、无功补偿、黑启动等，调 频为其中主要交易品种。 （3） 容量补偿服务是指为确保电力系统的远期充裕度而设置的电力市场交易品种，根据 国际市场经验，容量服务补偿结算机制与传统电能量交易不同，通常不考虑实际运 行中的处理状态，仅根据有效联网容量结算补偿规模。

一方面，中国电力体制市场化改革目前面临的部分困境，大部分都能在欧美等国的电力市场 发展历史中找到相似情境；另一方面，虚拟电厂作为高效组织灵活性电力资源，接入电力市 场交易的经验也值得国内借鉴。因此后文将选取美国、德国、澳大利亚三国为例，在尝试厘 清其电力市场运作机制的基础上，分析虚拟电厂参与电力市场的形式，借此展望在电力体制 市场化改革推进背景下，国内虚拟电厂商业模式的落地场景。

2.海外多国以电力系统市场化建设为基础，引导虚拟电厂接入电力市 场交易

2.1.德国电力市场中虚拟电厂的多路径商业模式跑通

2.1.1.德国电力系统主体多元

作为欧洲最重要的经济体之一，德国电力产业发展水平较高。电力市场的相关运营和参与主 体权责清晰。其中： （1） 联邦经济事务和气候行动部（Bundesminister fur Wirtschaft und Klimaschutz, BMWK） 是德国电力主管部门，负责保证全国范围内的电力供应可靠性，为评估德国电力系统 供应可靠性，该部门可委托电网运营商（Transmission System Operatpr，TSO）运用模 拟外部条件对电网安全及供电能力进行测试。 （2） 联邦网络局（Bundesnetzagentur, BNetzA）联邦州监管机构共同监管输配电网公平开 放及输配电费情况，同时还承担天然气、通信网络、邮政和铁路的监管任务。 （3） 欧洲能源交易所集团（European Energy Exchange，EEX）是德国主要电力交易机构， 提供多种电力交易产品服务，其中电力中长期市场（例如期货、远期）上进行电力金 融及物理合约交易；电力现货市场（EPEX SPOT）上进行电力日前及日内交易。欧盟 一体化电力市场根据地理区域聚合组织不同国家的电力交易，EEX 负责运营德国、 法国、荷兰、比利时、奥地利、瑞士和卢森堡等国的电力现货市场。 （4） 发电环节，德国前五大发电集团分别为 RWE、LEAG、EnBW、E.ON 和 Vattenfall， 2020 年数据为例，五大发电集团发电量占全国发电量的 65%左右；输电环节，德国 共有 TenneT、50Hertz、Amprion 和 TransnetBW 四家输电公司，它们同时也是德国 输电网运营商（TSO），分别运营各自的输电网调度区域，构成德国电力市场的四大 平衡区域；配电环节，德国共有近 900 家配电公司，它们同时也是德国配电网运营商 （Distribution System Operatpr，DSO），德国各 TSO 和 DSO 共同负责电网规划、建 设、运行，提供包括频率稳定控制、电压稳定控制、平衡供需偏差及断电情况下恢复 供电等系统服务；售电环节，德国目前有超百家电力零售商，其中 E.ON、Innogy、 Vattenfall 和 EnBW 等为代表。

2.1.2.德国已建立起“中长期-现货-平衡市场”三阶段电力市场，引入惩罚机制保障电力系统 稳定运行

德国电力市场已建立起“中长期-现货-平衡市场”三阶段的交易时序体系。德国电力体制市 场化改革最早可追溯至上世纪末，1998 年颁布能源产业法全面放开售电侧市场，要求网络运 营商透明、公开且无歧视以第三方协商接入模式（NTPA-Negotiated Third Party Access）公开 电网接入权，公开事项包括电网接入谈判、第三方接入义务、发输配电财务的独立核算、联 网与供电义务等。德国充分借助立法的有力引导作用，强化电力市场竞争，消除垄断权，拆 分垂直一体化的企业，持续推进电力市场化改革。经过 20 余年市场化改革发展，德国电力市 场建立起以平衡结算单元（Balance Group，BG）为主体，包括中长期市场（含期货）、现货 市场（日前、日内）和平衡市场在内的电力市场交易体系。

市场（日前、日内）和平衡市场在内的电力市场交易体系。 （1） 中长期市场，德国中长期电力交易合约通常是发、用电双方签订场外双边协议，欧 洲能源交易所（EEX）也在其衍生品市场面向包括德国在内的欧洲 20 个主要市场推 出丰富的电力期货和期权产品，支持现金结算以及现货市场的实物交割。 （2） 现货市场，德国的现货市场分为日前拍卖、日内拍卖和日内连续交易。① 参与日前 拍卖的市场主体须在运行日前一天（D-1 日）12 点前进行交易，按照边际成本排序， 集中竞价，统一出清，形成实际运行日（D 日）每小时的电力批发价格；② 日内拍 卖中市场主体须在 D-1 日 15 点之前进行市场交易，同样按照边际成本排序，集中竞 价，统一出清，形成 D 日每 15min 的电力批发价格；③ 日内连续交易市场主体在 D-1 日 15 点至运行前 5 分钟按照 1h、15min 等时间间隔进行滚动撮合交易，在实际 运行的五分钟之前形成现货市场的最终电力批发价格。德国电力现货市场的日前拍 卖与日内连续交易阶段分别与欧洲统一的日前、日内市场耦合。 （3） 平衡市场，当实际运行情况与现货市场最终出清计划出现偏差时，德国电力市场通 过电力平衡机制维持电网系统供需平衡和频率稳定，其本质是通过购买上调、下调 备用容量开展一次、二次、三次调频，其中一次调频形成频率保持备用市场 （Frequency Containment Reserves，FCR）由各平衡单元自主决定是否参与，相关容 量须在 30s 内启动完成；二次调频形成自动频率恢复备用市场（Automatic Frequency Restoration Reserves，aFRR），相关容量须在 5min 内启动完成；三次调频形成手动频 率恢复备用市场（Manual Frequency Restoration Reserves，mFRR），相关容量须在 15min 内启动完成，并且需要持续 15min 至 1h 以上。

德国电力市场 TSO 保障中长期及现货市场达成的输送电合约履行，平衡市场引入惩罚机制 保障电力系统稳定运行。德国电力市场属于分散式设计模式，发、用双方在日前阶段自行确 定日发、用曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。在德国电力市场上，得益于 较强壮的输配电系统，发、用电两端的平衡单元可在欧洲能源交易所自行达成中长期交易合 同，并在日前市场上确认并向 TSO 上报出力/负荷曲线，德国日内电力市场支持相关方以 5min 的频率更新上报的曲线，因此从中长期交易到日内连续交易，随着电力实时交割时间的临近， 电力供给和需求的匹配度逐渐提高，系统调度机构则需要尽量保证输送电合约的执行。当实 际执行的发、用电情况与最终日内市场出清（实际执行前 5min）结果存在偏差时，德国 TSO 选择平衡市场机制维持电力系统稳定，平衡市场采用惩罚机制，依次出清三个调频备用市场， 平衡责任主体承担相应成本，TSO 完成相关结算流程。

2.1.3.Next Kraftwerke 聚合资源规模领先，已顺利接入德国电力市场交易

德国 Next Kraftwerke 虚拟电厂运营商已运转十余年，接入 12.3GW 电力资源。2009 年创立 的 Next Kraftwerke 是德国大型虚拟电厂运营商，同时是欧洲电力交易市场（EPEX SPOT）认 证的能源交易商，在 EEX 等欧洲交易所均可参与电力现货市场交易。Next Kraftwerke 业务覆 盖数据采集、电力采集、电力交易、电力销售到用户结算，也通过技术咨询为其他能源运营 商提供虚拟电厂运营服务和技术解决方案。Next Kraftwerke 通过中央控制系统，将来自沼气、 风能和太阳能等可再生能源的发电资产与商业和工业电力用户以及储能系统连接在一起。截至 2023 年 6 月，Next Kraftwerke 已聚合超过 1.5 万个能源单位，当月售电量达到 15.1GWh， 接入总容量达 12.3GW。

Next Kraftwerke 通过 NEMOCS 平台实现虚拟电厂主要功能。聚合资源之后，Next Kraftwerke 通过其开发的虚拟电场控制系统——NEMOCS 实现虚拟电厂服务，具体包括交易、调度、负 载管理、需求响应和平衡服务，通过远程控制单元（Next Box）将分散的电源和电力用户连 接到 NEMOCS 系统。NEMOCS 是一种模块化设计的控制系统，其服务解决方案，能够连接、 监视和控制分布式电源与用户。主要有四大功能：（1）标准聚合接口；（2）可视化实时监控； （3）高性能数据处理（根据电力价格与控制信号，以秒级速度计算分析经营策略、并将策略 转化为对资产的控制信号）（4）优化资产运营。

Next Kraftwerke 旗下虚拟电厂在德国电力市场跑通多元商业模式。（1）输出系统化软件技 术服务获利。除了正常运行虚拟电厂，NEXT 公司还提供可定制虚拟电厂（NEMOCS）服务， 为能源公司建立自己的虚拟电厂提供软件解决方案。此外，NEXT 公司还提供电力系统平衡 区管理软件（NEXTRA）。（2）代表客户参与电力市场交易，通过分成获利：①日前市场：提 高发电预测准确性，降低偏差考核风险。以 Next Kraftwerke 聚合的德国某 2000 兆瓦光伏项 目为例，为减小预测偏差，交易员需要通过系统减少日前预测与实际发电量的偏差。通过 NEMOCS 监测分析功能，预测准确度可以达到 95%。②日内（实时）市场：根据市场价格导 向，优化资产运营策略。Next Kraftwerke 的中心交易场所位于巴黎的 EPEX 现货市场，15min 之内的差额可能超过每兆瓦时 50 欧元。受益于这些价格差异，NEMOCS 在最经济可行的时候发电或用电。③平衡市场：聚合快速响应机组，参与辅助服务市场。Next Kraftwerke 通过 NEMOCS 系统，可以统筹虚拟电厂所聚合的快速反应机组，通过参与辅助服务市场获得收 益。

相关法律法规完善虚拟电厂参与电力市场资质，同时鼓励分布式电力资源通过虚拟电厂聚合 获利。在负荷端，2012 年，欧盟出台法令（2012/27/EU），将负荷聚合商（aggregator）定义 为聚合负荷侧资源，在有组织的能源市场上销售和竞价的需求侧电力服务供应商。2019 年， 为持续驱动需求侧资源灵活性释放，欧盟推出后续法令（EU/2019/943、EU/2019/944）明确 负荷聚合商参与电力市场的资质，法令规定所有的电力客户类型（工业、商业、家庭等）均 应可以通过聚合商模式，在公开的电力市场上交易自身的灵活用电以及自供电能力，相关交 易类型包括电能量交易、辅助服务、容量市场等。在发电端，2014 年德国出台《可再生能源 法（修正案）》（EEG-2014），对可再生能源引入市场机制，规定新增可再生能源装机（100kW 以上）必须以类似于常规电源的平衡结算单元形式参与电能量市场。2020 年 10 月，德国《电 网扩建加速法案》（NABEG 2.0）正式生效，将再调度市场参与主体由 10MW 以上传统电源， 扩充至 500kW 以上各类电源，部分 500kW 以下的发电机组（规模低至 100kW 的较小型可再 生能源电厂、热电联电厂）。德国电力市场以发掘需求侧电力资源灵活性为目标，赋予聚合商 参与电力市场的合法资质，同时通过系列法案规定达到一定规模的电源侧资源须接入电能量 市场、平衡市场、再调度市场交易。分布式电力资源，尤其是电源侧资源通过聚合方式参与 电力市场获利的需求快速释放，并且在市场化机制下形成对聚合平台上更优调度、竞价策略 的要求，在此背景下，Next Kraftwerke 为代表的独立虚拟电厂运营商深耕调度算法和策略 环节的竞争优势得以彰显，聚合资源的容量快速成长。

2.2.美国代表性虚拟电厂已接入电能量、辅助服务等市场交易

2.2.1.美国电力系统主体多元化特征显著

美国作为全球最大经济体，电力系统规模较大，结构较复杂。美国电力系统构成主体多元， 其中： （1） 联邦能源管制委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）是全国性能 源管理政府机构，负责管理州际贸易中电力和天然气的运输和批发销售，以及州际贸 易中通过管道进行的原油运输。同时负责跨区输电以及批发电力市场的监管，并根据 2005 年的能源法被授权决定跨区输电线路的建设审批。 （2） 能源部（Department of Energy，DoE）负责制定和实施国家综合能源战略和政策， 同时是联邦层面监管美国电力行业的主要单位。 （3） 美国目前建立起 7 个有组织的区域竞争电力市场，包括新英格兰（ISO-NE）、纽约 （NYISO）、PJM、西南部（SPP）、德州（ERCOT）、加州（CAISO）和中西部（MISIO）， 每 个 市 场 中 均 有 独 立 的 系 统 运 营 商 （ Regional Transmission Organization ， RTO/Independent System Operator，ISO）管理和运行电网。美国其他地区的电力市 场仍保持管制。（4） 美国电力市场在发输配售环节均有多元主体参与。发电环节，美国电力市场共有 3000 多家公用电力公司，其中联邦所属电力公司占比仅 0.3%，市属电力公司占 60.9%， 私有电力公司占 5.7%；输配电环节，共有超过 3200 家公司输配电力给大众消费者， 其中 2200 家是政府所有的公司。

2.2.2.美国电力市场采用双结算机制，电能量与辅助服务联合出清

美国电力市场可分为中长期、现货两阶段，现货市场上电能量与辅助服务联合出清。美国是 全球最早进行电力市场化改革的国家之一，但仍未在全国范围内完全实现电力市场化。美国 电力市场交易标的物较为复杂，除典型的电能、辅助服务外，还包括金融输电权、容量等。 按照组织时序划分，美国电力市场可划分为中长期和现货两个交易阶段的市场： （1） 中长期市场，市场成员可以签订从日前到中长期各种周期的双边合同，此类双边合 同约定的电量和电价仅具备金融结算意义，以规避现货市场（日前、实时阶段）上市 场价格波动的风险，不需要 ISO/RTO 集中组织和安全校核，也不要求系统调度执行。 在中长期时序维度上，美国部分区域电力市场（如 MISO、NY-ISO、PJM 和 ISO-NE） 采购 3-5 年时间维度上的发电容量，组织容量市场以确保电力资源的充裕性和电网 可靠性。 （2） 现货市场，美国电力现货市场交易可分为日前以及实时两个阶段。① 日前市场基于 次日的出力以及负荷曲线，通过双边报价及节点边际定价机制，出清约 95%的市场 交易需求；② 实时市场主要目标在于平衡日前发电计划与实际运行之间的偏差，其 中电能量实时交易以 5min 为频率滚动更新。与德国市场不同，美国市场作为典型的 集中式电力市场不设置单独的平衡市场，而是在现货市场中通过电能量与辅助服务 的联合出清。不同区域电力市场上的辅助服务品种不同，主要包括调频、旋转备用、 非旋转备用等。

美国区域电力市场运营方组织现货市场日前+实时双结算，引导实际运行发、用电情况与实 时市场出清结果吻合。美国电力市场是典型的集中式市场设计，主要以中长期差价合同管理 市场风险，配合采用全电量集中竞价的现货交易，本质是基于安全约束条件确定机组组合与 发电曲线，是一种与电网运行紧密联系、将各类交易统一优化的交易模式。在中长期交易阶 段，美国区域性电力市场运营方不参与组织，发、用电双方自行采用双边交易的金融差价合 约形式达成交易，或是在纽约交易所开展电力金融衍生品交易。在现货交易阶段，美国区域 性电力市场考虑输配电能力限制，结合发、用电两侧的规划曲线统一完成电力调度规划，同 时在日前和实时两阶段市场采用双结算系统，日前市场出清结果用于结算，日前可靠性机组 组合用于日前计划；实时市场出清结果用于结算和调度执行。为增加市场流动性、弥合日前 市场和实时市场的价格偏差，美国区域性电力现货市场上辅助服务与电能量联合出清。

2.2.3.AutoGrid 为北美代表性虚拟电厂项目，顺应加州政策拓展客户扩容聚合资源规模

AutoGrid 十余年深耕电力系统软件技术与系统化解决方案，已聚合超 8GW 灵活性电力资 源。AutoGrid 是位于美国加利福尼亚州的清洁科技公司，十余年来深耕释放分布式能源潜力 的软件技术与系统化解决方案，与全球领先的能源公司一同致力于推进电网智能化、清洁化、 灵活化建设。公司已在全球范围内获取清洁、可负担、可靠的能源，以应对气候危机为使命， 目前已拥有 Clean Power Alliance（位于美国加州）、中华电力（中国香港）、TotalEnergies SE （法国）、ENMWA. NEOM（沙特阿拉伯）等在内的全球能源公司客户，已聚合约 8GW 灵活 性电力资源。2022 年，AutoGrid 被施耐德电气收购，将继续加速推进公司愿景实现以及全球 影响力拓展。

AutoGrid 虚拟电厂平台帮助用户理解电力市场监管与运转规则，已接入电能量、辅助服务 等电力市场。目前在全球市场部署虚拟电厂的主要问题在于标准化市场规范的缺位，导致虚 拟电厂发展面临较高的监管、法规障碍。凭借领先的技术和数据分析能力，AutoGrid 能够帮 助用户理解并适应全球不同地域虚拟电厂项目参与当地电力市场的监管与运转规则。此外， AutoGrid 自主研发由 AI 驱动的软件平台 AutoGrid Flex，聚合并控制负荷侧、电源侧多元的 分布式电力资源的同时，引入 ISO 为代表的电网侧利益相关方，成功打通灵活性电力资源响 应电网调度市场的供求逻辑，电力资源的调度控制以及相关方之间的利益与价值流转均可以 通过平台实现。AutoGrid Flex 上嵌入了 24/7 全天候运转的网络运营中心（NOC），以人工智 能驱动平台复杂算法，给出用户、ISO/RTO 等利益相关方，通过参与电能量、容量、辅助服 务市场获利的最优方案。

北美洲虚拟电厂聚合资源类型丰富，加州虚拟电厂数量领先优势显著。根据 Wood Mackenzie 披露的报告，北美洲目前虚拟电厂项目聚合的资源类型多元，已涵盖源、荷、储环节，其中 最多虚拟电厂聚合的前三类资源分别为智能温控系统、直控负荷、储能。在聚合场景方面， 工商业场景下主要聚合的资源为直控负荷以及发电类资源；居民住宅场景下主要聚合的资源 为光伏与储能等其他资源。分地域看，美国加利福尼亚州虚拟电厂数量接近 140 个，领先优 势显著。

加州政府通过 CCA 项目推动分布式资源聚合，AutoGrid 通过服务政府项目扩容资源聚合规 模。在北美洲规模最大的加利福尼亚虚拟电厂市场上，2002 年州政府下令批准社区选择（The California Community Choice Association，CCA）项目运营。通过 CCA，非营利性社区组织可 以聚合社区内的分布式电源、负荷或储能资源，CCA 项目聚合商与现存的公用事业公司 （Investor-Owned Utility，IOU）合作向电网供电或购电，并维持电网的稳定运转。目前加州 已有 25 个正在运行的 CCA 项目，为 1400 万客户提供服务。AutoGrid 在加州的主要客户清 洁能源联盟（The Clean Power Alliance，CPA）是目前最大的 CCA 项目。AutoGrid 一方面通 过自身业务的合作网络关系招募分布式发电与负荷资源、为低收入社区安装智能温控系统等 手段扩容 CPA 的资源聚合规模；另一方面通过 AutoGrid Flex 平台向分布式资源一端提供发/ 用策略优化服务，同时向电网一端提供智能调度服务，提升电网整体的可靠性。

2.3.澳大利亚虚拟电厂可接入电能量与辅助服务市场交易

2.3.1.澳大利亚已形成国家级电力市场，由 AEMO 统一运营

澳大利亚早在 1990 年就将国有的垂直一体化电力企业拆分为发、输、配、售 4 个环节，发电 和售电环节首次引入竞争。电力体制市场化改革中，澳大利亚市场逐渐形成多元的电力市场 参与主体，其中：

（1） 澳大利亚能源管理局（Australia Energy Regulator，AER）根据国家能源法的规定， 是澳大利亚全国电力市场的合规与执行单位，其主要职能包括保护电力用户公平参 与电力市场、有效管理国内电力市场、有效监管垄断性质的电力基础设施，同时激励 相关方成为电力服务供应商。 （2） 澳大利亚政府理事会（Council of Australia Governments，COAG）是澳大利亚电力 市场最高监管机构，负责制定总体能源战略。 （3） 澳大利亚能源市场运营商（Australian Energy Market Operator，AEMO）负责全国 能源市场的运作，包括电力输送、电力质量控制和电力安全等。AEMO 需要确保澳 大利亚电力供应的稳定可靠，并制定相应的电力调度计划。 （4） 除了北部特区和西澳大利亚之外，昆士兰州（Quensland，QLD）、新南威尔士州（含 首都直辖区）（New South Wales，NSW）、南澳大利亚州（South Australia，SA）、维 多利亚州（Victoria，VIC）和塔斯马尼亚州（Tasmania，TSA）已形成统一的发、输、 配、售分开，发电侧和售电侧竞争、输配电政府管制、公司化运营的国家电力市场 （National Electricity Market，NEM）。其中，发电环节，澳大利亚有五大发电企业， 包括 CS 能源（CS Energy）、AGL 能源公司（AGL Energy）、起源能源公司（Origin Energy）、澳大利亚能源公司（Energy Auatralia）、斯坦韦尔公司（Stanwell）；输配电 环节，NEM 市场上有 5 家州内输电公司、3 家跨州输电公司和 13 家配电公司；售电 环节 NEM 市场集中度较高，四家大规模售电公司分别是 AGL Energy、Origin Energy、 Energy Auatralia、尔刚能源公司（Ergon Energy）。

2.3.2.澳大利亚电力市场采用“中长期金融合约+单边强制性电力库+辅助服务市场”模式

澳大利亚国家电力市场（NEM）组织时序亦可大致分为中长期及现货两阶段。 （1） 中长期市场，主要通过电力合约（衍生品）管理电力市场远期价格风险，此类衍生品 仅作为稳定电力价格的手段，而不产生实际的电力交付义务。NEM 的中长期市场主 要通过场外交易（OTC）以及悉尼期货交易所的场内交易两种形式组织。 （2） 现货市场，NEM 现货市场分日前与日内两阶段组织。NEM 现货市场仅在发电侧单 边竞价，按照边际出清规则竞价，电力用户仅为价格接受者。此外，作为集中式电力 市场，NEM 与美国类似，同样采用电能量市场与调频辅助服务市场联合出清，同时 在出清模型中考虑输配电线路的约束，引导出清结果与实际运行结果的吻合。NEM 市场化辅助服务品种大致可分为应急调频（Regulation FCAS）和调节调频 （Contingency FCAS）两类。

NEM 作为另一典型的集中式电力市场，采用“中长期金融合约+单边强制性电力库+辅助服务 市场”模式。中长期市场上，OTC 模式下包括发、用电双方之间通过电力经纪人实现的直接 交易；场内模式则是通过交易所匹配买卖合约展开此类交易可直接双边达成，也可经过经纪 人询价成交。AEMO 在中长期市场上负责组织结算流程。现货市场上，在实时市场之前， AEMO 根据发电侧的报价以及出力预测、用电侧的负荷预测，以 24 小时为周期滚动开展预 出清，出清结果仅为市场主体提供价格预测信息，不参与结算；实时市场中，电能量交易和 辅助服务交易联合出清，并且以 5min 为单位滚动优化出清，NEM 现货市场交易以及电力调 度均由 AEMO 统一负责。

NEM 在辅助服务市场与德国类似，采取惩罚机制，由具体的电网波动责任方承担相应的服 务补偿成本。NEM 市场化辅助服务可分为应急调频与调节调频两类共八种服务类型，其中， ① 由于应急调频向上恢复是补偿电网中发电缺失,此部分费用从发电厂收取；由于应急调频 向下恢复是补偿电网中负载或者输电设备的缺失,此部分费用从用户收取。② 调节调频： AEMO 监测发电侧或者负载侧频率偏移的影响,市场参与者帮助修正频率偏移,获得相应收入 补偿；市场参与者加剧频率偏移,付出相应成本。例如，当电厂实际出力出现偏差,该偏差与实 时电网调频需求出现反向作用时,此时电厂运行对于电网频率偏移起到负面影响,将被电网按 照既定计算规则收取调节调频费用。

2.3.3.Tesla 在澳大利亚建设最大规模虚拟电厂，可参与电能量与辅助服务市场交易

Tesla 基于自身产品与用户资源优势，快速聚合分布式资源，建设澳大利亚最大的虚拟电厂 项目。2019 年特斯拉与南澳大利亚州政府合作，在 1000 多个低收入家庭中安装了屋顶太阳 能系统以及 Powerwall 户用储能系统。如今已在全州范围内建立了 50000 多个家庭的太阳能 和 Powerwall 电池系统社区、250MW 机组容量。除了帮助稳定电网之外，Tesla 在南澳大利 亚州的虚拟电厂项目能够帮助住户节省用电成本。

AEMO 为虚拟电厂提供三种示范路径，引导其参与全国电力市场。澳大利亚电力系统为鼓励 分布式资源通过虚拟电厂参与电力市场，在 AEMO 牵头的国家虚拟电厂演示项目（NEM Virtual Power Plant (VPP) Demonstrations Program）文件中，明确了虚拟电厂参与电力市场三 种路径。（1）虚拟电厂运营商（VPP coordinator）与传统电力零售商（Financially Responsible Market Participant，FRMP）签订商业合同，双方共同参与电能量市场与辅助服务市场，VPP coordinator 与 FEMP 分别向 AEMO 上报自身的运营数据；（2）VPP coordinator 可同时作为 FRMP，以双重职能成为零售商（Retailer）直接参与电能量市场与辅助服务市场；（3）VPP coordinator 注册为辅助服务供应方（Market Ancillary Services Provider）（非零售商）仅参与辅 助服务市场。

3.国内电力体制市场化改革思路清晰，关注重要节点对虚拟电厂商业 模式落地催化

3.1.省级-省间双层架构的全国性电力市场初步形成

国内电力体制市场化改革持续推进，目前已形成省级-省间双层架构的全国性电力市场。在组 织时序维度上，省级与省间市场持续推进中长期交易占主体，现货交易制度发展完善；在市 场品种维度上，除电能量交易外，辅助服务、需求侧响应交易等一方面将在更多区域市场落 地，另一方面将增强与电能量交易市场的互动，共同为建设全国统一电力市场体系和构建新 型电力系统提供有力支撑。

3.2.国内电力市场将继续推动中长期+现货交易体制完善

3.2.1.中长期电力市场推进多元主体引入、分时段定价机制建设

中长期交易仍将延续国内电能量交易主体地位。2022 年 12 月，国家发改委、国家能源局联 合发布《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》，延续要求市场化电力用户 全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量 90%的要求，燃煤发电企业的月度及以上周期 合同签约电量比例不低于上一年实际发电量的 90%。中长期交易电量在当前基础上将继续增 长，在电能量整体市场中占据较高比重。 发、用电两侧将有更多元主体进入中长期电力交易市场。随着电力市场化体制改革推进，电 力市场准入门槛将继续降低，促使各类型主体进入电力市场，多元主体的进入将对中长期电 力市场带来较大影响： （1） 发电侧，目前火电已基本全量进入市场，水电、新能源、核电仅部分电量参与市场交 易，后续随着各类电源有序进入市场交易，中长期电力市场化改革仍有待持续深化。 例如与煤电机组不同，可再生发电机组整体投资成本中初始投资占比很高，变动成 本几乎为零，而目前中长期市场上主要的年度及月度合同仅能及时传导煤电机组的 可变成本变化，不利于提前多年锁价，以保证新能源机组的投资回报率。 （2） 负荷侧，目前较大规模的工商业用户通过大用户直供或者售电公司代理形式参与市 场，小用户基本仍由电网公司代理购电。前述政策要求分批次推动经营性用户全面 参与市场，随着社会资本进入售电环节，售电公司主体也将多元化发展，冲击电力 中长期市场交易体制，朝着实现有效竞争方向发展。

中长期电力市场化进程将持续推进。电力市场化体制改革将持续向传统中长期电力市场体制 发起挑战，后者将持续推进自身做出适应市场化体制的变化。目前国内中长期电力合约不组 织实时交易，因此需要通过分时段电量和价格曲线来体现不同时段电量价值。参照现货市场 价格划定中长期市场分时段曲线，实现中长期市场与现货市场的衔接是大势所趋。2022 年， 陕西和广东两省分别出台了中长期电力市场分时段交易实施方案，在原有的年度、月度、多 日等交易周期中，增加分小时集中竞价功能，引导短周期交易价格与现货市场价格趋同。

3.2.2.全国电力现货市场建设提速，电力平衡与电价发现功能强化

国内电力现货市场建设提速，即将建成覆盖全部省份的电力现货市场。国内于 2017 年推出 第一批 8 个省级电力现货市场试点，2021 年推出第二批 6 个试点。2022 年国内在政策层面 加快了电力现货市场建设推进力度，2 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推 进电力现货市场建设工作的通知》，确定现货市场在分步推进的基础上实现全省份覆盖，要求 第一批试点地区 2022 年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区在 2022 年 6 月底 前启动现货市场试运行，其他地区 2022 年一季度上报建设方案，预计 2023 年启动试运行； 11 月，国家能源局外发《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，确立省、区域性电力市场 运行的基本框架。

现货市场电能量价值发现功能仍受到电力市场化改革进度制约。现货市场最主要的作用之一 是发现电能量商品价值，目前国内电力现货市场的这一定价作用受到中长期交易限价政策以 及分时段交易未普及等因素的制约。整理 2022 年国内部分省份电力现货市场的价格表现， 广西、甘肃、蒙西等区域现货市场年度均价相对煤电基准价涨幅超 20%，但由于中长期市场 20%的价格上下浮动区间限制，现货市场价格无法顺利传导至中长期市场，一定程度带来电 能量价格的扭曲。此外，由于中长期市场未推行分时段交易，现货市场的分时段价格分布规 律也无法在中长期电力交易中反映。

展望未来，中长期电力市场的市场化改革将持续修正现货市场在电能量价值发现中的作用。 此外，省内现货市场日前-日内-实时三级市场架构将逐步形成，现货市场在促进电力平衡和 电价发现方面的作用将更加完善；省内与省间现货市场的协同运行也将随着试点工作分批推 进落地，通过现货市场形成的电价信号促进电力资源在全国范围内的调度优化。

3.3.需求侧响应、辅助服务等电力交易品种逐步成熟

3.3.1.需求侧响应是当前阶段解决电力供给经济性与可靠性两难问题的有效方式

需求侧响应着力需求侧灵活电力资源开发利用，与建设电力市场的目标一致。2017 年国家发 改委出台《电力需求侧管理办法（修订版）》，提出“各地应扩大需求响应试点实施范围，结合 电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场”。2021 年国内电力供求出现紧平 衡状态。2022 年国家提出电力“保供稳价”，各省按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用 电助力”的原则，制定和实施电力需求响应办法，并取得了明显的成效。相比于需求响应，电 力市场是实现电力供求平衡特别是电力保供的根本形式，两者有共同的目标、实施主体和作 用机制。 需求响应是当前阶段解决电力供给经济性与可靠性两难问题的有效方式。电力工业资本密集 与电力负荷需求尖峰化及不确定性的特征，客观产生满足用电需求的经济性与可靠性的两难 选择问题。高可靠性供电带来更大的投资和运维成本，进而拉高电价；低可靠性供电带来更 低的投资和运维成本，维持电价在较低水平。因此，电力保供本质上是电价与可靠性水平的 组合选择问题。可靠性成本如果不由国有电力企业或国家承担，就只能由高负荷时段甚至电 力短缺时段用电的用户承担。在用户数量多、用电负荷特性信息不对称且不稳定的情况下， 激励相容约束条件下，吸收用户参与是有效解决方式之一。例如，用户在获得补偿后减少或 转移尖峰时段负荷需求，只要补偿水平低于削减负荷对应的投资与运维成本，即可依靠不同 可靠性需求用户的理性选择，形成同时有利用户和电力系统的“双赢”效果。

美国电力市场已完成需求侧响应与电力系统的一体化融合。美国电力市场改革中同样面临着 需求侧管理如何在竞争市场中充分发挥作用的问题。最初美国需求响应作为电力市场的补充， 叠加在电力市场上发挥作用，伴随市场化改革推进以及电力工业发展（如新能源出力占比提 升），电力系统经济可靠运行对需求弹性提出了更高的要求，敦促电力市场与需求响应融为一 体。美国联邦管制委员会（FERC）于 2008 年发布 719 号法令允许需求响应参与电力市场竞 价；于 2011 年发布 745 号、755 号法令，要求区域输电运营商或独立系统运营商（RTO/ISO） 支付需求响应资源公平的市场出清价格；于 2020 年发布 2222 号法令，推动需求侧资源通过 聚合的方式参与电力现货市场。目前，美国主要电力市场的需求响应占峰值负荷的比例达到 5%～12%。如在美国加州电力市场，包括虚拟电厂在内的负荷聚合商直接参与日前、实时和 辅助服务市场，通过投标反映其用电弹性，需求响应已经成为加州电力市场的有机组成部分。

3.3.2.辅助服务多品种交易体制逐步成熟

国家能源局更新细则文件，指引国内辅助服务市场向好发展。2021 年底，国家能源局发布《电 力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，以适应新能出力占比提升以及电力市场 化改革提速的新形势。文件提出增加电网急需的辅助服务品种，扩大辅助服务参与主体范围，完善辅助服务补偿和市场交易机制。2022 年南方、华东、华北、西北等区域都根据前述文件 指引修改了辅助服务实施细则，确认辅助服务整体发展框架。 目前国内市场主要通过固定补偿方式开展辅助服务交易，而根据电力市场化改革整体要求， 例如 AGC 调频、备用等具有市场化条件的交易品种将逐步转为市场化交易。分品种看， （1） 调峰是目前国内辅助服务市场的主要品种，为促进相关主体的调峰能力改造，华北等 区域电力市场采用了调峰容量（按照调节能力）、调峰电量（按照实际调用的电量） 两种交易方式。调峰本质上仍是反映电能量在不同时间段因供需格局变动带来的价 值量差异，因此后续将与现货市场逐步融合发展。《电力辅助服务管理办法》中指出 现货市场运行期间，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务；国家能源局在 《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》中指出要加强现货市场与调峰辅助服务市 场的融合。 （2） 调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方 式，提供有功出力减少频率偏差所提供的服务。目前南方区域、山西、江苏、福建、 安徽等省都启动了调频辅助服务市场。 （3） 备用及其他，备用辅助服务是指为保证电力系统可靠供电，并网电力主体用过预留调 节能力在电网发电不足时响应调度指令增加出力的辅助服务。此外，2022 年南方、 华北区域已启动转动惯量补偿；华东、西北区域已启动转动惯量和爬坡辅助服务，预 期爬坡、转动惯量等辅助服务品种将在更多省、区域级电力市场启动。

3.4.虚拟电厂步入高速成长窗口期

按照不同市场交易品种梳理各省级电力市场建设细则文件，同时借鉴海外发达国家电力体制 市场化改革的先进经验，无论是辅助服务多交易品种实施方案在各省级市场的逐次落地，还 是需求侧响应作为现阶段解决电力供给经济性与可靠性两难问题有效手段的引入，国内电力 体制改革的设计思路与发展历程一定程度上有迹可循。另一方面，虚拟电厂作为聚合分布式 电力资源、提升电力系统灵活性的重要新兴主体，在大部分省级电力市场建设指引文件中得 到强调和重视。展望未来，以国内电力体制市场化改革持续推进为基础，虚拟电厂作为市场 重要主体的资质被确认、多交易品种的市场参与路径被打通为条件，国内虚拟电厂市场发展 有望迎来持续催化，步入高速成长窗口期。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）