焦点热文：电力现货市场新规将出台，几家欢喜几家愁？

随着***层面首次明确电力***市场规则，储能、虚拟电厂等新兴业态的收益来源有望迎来极大丰富。

(资料图片仅供参考)

***能源局日前发布《电力***市场基本规则（征求意见稿）》（下称《规则》），公开征求意见。《规则》明确了电力***市场建设的主要任务，也就市场成员、市场构成与价格、***市场运营、市场衔接机制等作出细则说明。

在近期建设主要任务中，《规则》提到：稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接；推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与电力***交易；探索建立市场化容量补偿机制等。

华北电力大学能源互联网研究中心副***王***对之一财经表示，从广东等省份启动首批电力***试点以来，迄今两年多的时间里，各地“放水养鱼”激发市场活力，作出了许多有益的探索。基于这些经验，《规则》给出了更详细、更全面、可操作性更强的实操方案。待文件正式***，它将为电力市场建设提供规范性指导，储能等新兴市场主体的盈利空间也有望被进一步打开。

储能、虚拟电厂加速打开盈利空间

我国电力***市场的提出由来已久，2015年《关于推进电力市场建设的实施意见》就提出要“逐步建立以中***交易为主、***交易为补充的市场化电力电量平衡机制”；2018年我国启动首批电力***试点，包括8个地区，随后2021年又新增第二批试点。

多份研报认为，《规则》的***，意味着***市场即将从试点走向全面铺开。整个电力行业的建设成本、燃料成本和调节成本向下游传导的机制逐渐顺畅，行业空间将充分打开。

王***告诉记者，***以来，储能电站的建设成本高又缺乏疏导机制，受困于经济性因素，往往是“赔本赚吆喝”，多数难言盈利。因此在各地强制要求配置储能的背景下，常常会出现设备空置浪费，甚至因投资商片面追求低价采购而遗留产品安全隐患。

伴随新规***，这些为电网提供稳定性或灵活性的电源，有望获得应有的经济收益。

“就储能而言，一方面，电力***市场使得电价的峰谷价差拉开，储能完全可以从中套利。另一方面，推进调频辅助服务和***市场联合出清，可以实现调频辅助服务的市场化定价，提高储能收益率。此外，容量补偿对储能也是利好。总的来说，铺开电力市场以后，储能的收益来源***扩充了。”王***说。

虚拟电厂也是推进电力市场的获益方。

2019年开始，国内电网企业在***的支持下启动了电力市场虚拟电厂市场化交易试点工作，探索通过市场化交易的手段解决新能源消纳问题的 *** 。其中，冀北虚拟电厂是国内首个落地项目。

国网冀北电力科技创新部***王宣元告诉之一财经，自2019年起，冀北虚拟电厂参与华北（京津唐）调峰辅助服务市场运营，截至2022年11月初，冀北虚拟电厂已在线连续提供调峰服务超过4800小时，累计增发新能源电量3701万千瓦时；虚拟电厂运营商和用户总收益达673.70万元，平均度电收益182元/兆瓦时。

“目前我们还没有启动电力***市场的试点工作，仅是参与了调峰辅助服务市场运营，但收效已是显著。我相信随着***市场的逐步铺开，以及细分领域的详细文件***，虚拟电厂的盈***源会更丰富，也会加速负荷聚合商等主体对新商业模式的探索。”王宣元说。

新能源收益面临下行压力

由于新能源出力与负荷不匹配、功率预测的准确率不高等原因，今年山西、山东等电力***市场试点中，出现了在新能源***时电价较低的情况，甚至一度产生“负电价”的情况。进入电力***市场以后，收益反而不及原来，引得不少新能源企业纷纷“喊痛”。

信达能源研报认为，***市场、辅助服务市场带来收益率下行风险，其本质是新能源给火电等可控机组缴纳调节服务费。但绿电市场带来环境溢价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的收益率。

“电量价值与环境价值分别独立定价或为较好模式，但目前绿电市场将两类价值合并定价，市场机制仍待理顺。”上述研报称。

一位央企新能源投资人士对之一财经表示，一个大型的集中式电站，投资规模在几亿到十几亿，对于这种重资产投入，企业不追求高收益，而是更看重它的稳定性，每年7%到8%的收益率就很可观了。但是进入电力市场以后，电价可能高可能低，不好计算，这就很难得出准确的收益率了，投资风险势必加大。“虽然目前我们投资运营的风电和光伏电站，几乎没有参与电力***市场的，但是我们也在密切观望情况发展。”

上述人士还表示，目前其在地方考察电站项目的重心包括证照手续的合规性、电站的运行年限、是否有电价补贴等。由于现阶段电力***市场试点地区少、交易规模小，暂未将其纳入考量的重点，下一步将视政策情况而定。

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