电力市场下虚拟电厂前景分析

零碳园区系列.O 零碳园区系列.O 当前能源结构背景1.风电、光伏装机来到第一瓶颈全年供电小时数8760，30%的供电小时数就是2628。这就是目前风+光能够在不增加太多系统成本下的极限。各省目前完成可再生能源消纳压力并不大，部分省份可以不设置机制电量：蒙东已经宣布2025年不设置机制电量多个省份达到30%之后不再新增zfzf想要低成本绿电和系统成本要大幅增加之间的矛盾一切围绕绿电直连的目的看看输配真正的成本试试源网荷储的水看看输配真正的成本试试源网荷储的水产业只能尽快满足欧盟要求；绿电直连就是个源网荷储项目绿电直连是层外皮本质上是自发自用、自带平衡、高比例绿电的源网荷储项目欧盟《电池与废电池法规》规定工业电池必须申报产品碳足迹。在配套细则《电动车电池碳足迹计算规则草案及附件》中明确，电池碳足迹计算时，电力排放仅限“国家电网平均值”或“直连绿电”，“直连绿电”如光伏、风电直接供电等，且需可独立计量。这意味着企业无法通过购买绿买绿色电力来降低电力消费的碳足迹，只有直接连接的绿色电力才能被认可用于电池碳足迹的计算。如果绿电不足的处罚：阶段性禁止销售所有进入欧盟市场的动力电池必须提交碳足迹报告,所有进入欧盟市场的动力电池必须提交碳足迹报告,未达标产品将被要求整改并限制流通。绿电比例不足需加贴碳足迹性能等级标签,若未达到最低等级(如欧盟可能设定的A级或B级),产品将被电商平台强制下架。超过碳足迹最高阈值的电池产品将被完全禁止进入欧盟市场,现有库存需在6个月内清退。海关将拒绝清关欧盟要求电池护照记录全生命周期碳足迹数据海关将拒绝清关。例如,某中国电池企业因无法提供波兰工厂欧盟绿电比例要求：欧洲各国因能源结构差异，碳排放因子呈现“南北分化”特征：欧盟委员会目前对电池的碳排放没有具体具体数字的要求，在等待新的文件发布。根据生态环境部、国家统计局、国家能源局2025年1月21日联合发布的数据，2023年中国全国电力碳足迹因子绿电比例绿电比例不足的处罚:一切围绕调节能力通过智能化的管理，提升绿电消纳比例，保证系统运动安全。一切围绕zf想要低成本绿电zf想要低成本绿电和系统成本要大幅增加之间的矛盾1.大电网中，通过交易实现盈利；2.源网荷储中，成为系统建设的一部分，或者赚取容量费。如果绿电比例无法突破，零碳前景无法实现WORKCOMPLETION淳德能源周玉娟淳德能源周玉娟输配环节能否降价？输配环节能否降价？1整个过程为新技术提供场景整个过程为新技术提供场景解决方案2零碳园区系列.O 场景一：源网荷储and绿输配利益的改革经历了几次尝试01《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（2015）：01《有序放开配电网业务管理办法》《有序放开配电网业务管理办法》（2016）020203《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》201703输配利益的改革经历了几次尝试增量配电业务配电区域划分实施办法（试行2018增量配电业务配电区域划分实施办法（试行2018关于进一步推进增量配电业务改革的通知（2016）05《增量配电业务配电区域划分实施办法》20240604绿电直连自身的困难WORKCOMPLETION技术上0101系统的安全和稳定，直连其实是个小型微网0202直连线路的建设0303增加用电设备的弹性0404各种计量，绿电、碳排放等经济上0101加配储能或者燃气机组0202拉线到底多少钱，还需要给电网缴纳输配费用0303先筛选低成本灵活性的设备0404计量是为了收益服务的，无论是卖电，还是后面计算碳排放。绿电直连的电源：风电、太阳能发电、生物质发电。既可以是分布式，又可以是集中式，容量规模上没有限制。的的目前只能做一对一的绿电直连：采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家发展改革委、国家能源局另行规定。绿电直连到底是好事还是坏事有利好，有利空oooo并网型绿电直连：并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。现货地区可以上网现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主,余电上网为辅的模式;现货市场未连续运行地区,不允许向公共电网反送。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%,占总用电量的比例应不低于例,2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定,一般不超过20%。剩余20%,就是用来弃掉的。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电本质上20%的弃电，成本为负值，因为带绿证：通过虚拟电厂的管理：2.免费充电；直连线路本身的成本很高，通过虚拟电厂提升千伏架空线路静态投资约58万千伏架空线路静态投资约58万高压直流线路(±800千伏)造价 and电力市场虚拟电厂的业务类型:由于资源分布在配电网,虚拟电厂主要是解决配电网的平衡问题,而不是和独立储能去竞争输电网的平衡。需求侧响应电力辅助服务电能量交易虚拟电厂从聚合资源类型角度分为:发电储能类虚拟电厂(包括发电类,储能类,发电储能类)、负荷类虚拟电厂、源网荷储类虚拟电厂;目前为止,以省为界限标准,不许可跨省聚合资源,也不许由于资源分布在配电网,虚拟电厂主要是解决配电网的平衡问题,而不是和独立储能去竞争输电网的平衡。需求侧响应电力辅助服务电能量交易负荷类虚拟电厂：权;分户与未分户市场资格:分布式表后储能(工商业储能用户侧储能)目分户与未分户市场资格:分布式表后储能(工商业储能用户侧储能)目前为止没有单独户号(未分户),不具备自主入市资格,寄生在电力用户户号内被聚合入市(共户号),分布式光伏则具备独立户号,可以被发电类虚拟电厂单独聚合;负荷类虚拟电厂：售电公司2.0：负荷类虚拟电厂是售电公司的2.0升级版本，售电公司+表后可调能力建设=负荷类虚拟电厂，售电业务利润和虚拟电厂套利交易利润无法区分开来，在现货电价预测基础上，调度可调能力的目标就是降低售电公司在批发市场的度电采购成本，主要手段是第一阶段套利交易：中长期和现货交易的优化持仓带来的度电成本降低；发电储能类的虚拟电厂：新的业务主体：分布式电源代理竞价商，增量电站授权代理竞价商参加省级竞价，代理竞价商收取一定的代理费用，各省要求售电公司申请代理竞价商资格，主要是因为售电公司在交易中心有保函；（2）调度数据网政策与实际差异：聚合分布式光伏、分散式风电、分布式表前储能（线路储能台区储能政策方面存在矛盾，因为现在的分布式光伏因为四可装置的安装，已经进入调度数据网的管理范围，分布式表前储能在并网的时候也要求进入调度数据网，但是虚拟电厂的聚合资源又强调聚合非调度数据网的分布式资源，需要进一步磨合；配电网如果进行资源的调度，有可能不符合虚拟电厂的利益诉求，但是配电网具备最后的调度权限，这个问题政策模糊不清。度权限，这个问题政策模糊不清。发电储能类的虚拟电厂：新的业务主体：分布式电源代理竞价商，增量电站授权代理竞价商参加省级竞价，代理竞价商收取一定的代理费用，各省要求售电公司申请代理竞价商资格，主要是因为售电公司在交易中心有保函；（2）调度数据网政策与实际差异：聚合分布式光伏、分散式风电、分布式表前储能（线路储能台区储能政策方面存在矛盾，因为现在的分布式光伏因为四可装置的安装，已经进入调度数据网的管理范围，分布式表前储能在并网的时候也要求进入调度数据网，但是虚拟电厂的聚合资源又强调聚合非调度数据网的分布式资源，需要进一步磨合；配电网如果进行资源的调度，有可能不符合虚拟电厂的利益诉求，但是配