随着国家层面首次明确电力现货市场规则，储能、虚拟电厂等新兴业态的收益来源有望迎来极大丰富。
国家能源局日前发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（下称《规则》），公开征求意见。《规则》明确了电力现货市场建设的主要任务，也就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、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现货交易；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主任王永利对第一财经表示，从广东等省份启动首批电力现货试点以来，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。待文件正式出台，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
我国电力现货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”；2018年我国启动首批电力现货试点，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》的出台，意味着现货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。
王永利告诉记者，长期以来，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。
伴随新规出台，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，电力现货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现货市场联合出清，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，储能的收益来源大大扩充了。”王永利说。
虚拟电厂也是推进电力市场的获益方。
2019年开始，国内电网企业在政府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方法。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主任王宣元告诉第一财经，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现货市场的试点工作，仅是参与了调峰辅助服务市场运营，但收效已是显著。我相信随着现货市场的逐步铺开，以及细分领域的详细文件出台，虚拟电厂的盈利来源会更丰富，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、山东等电力现货市场试点中，出现了在新能源大发时电价较低的情况，甚至一度产生“负电价”的情况。进入电力现货市场以后，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，现货市场、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第一财经表示，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，几乎没有参与电力现货市场的，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。由于现阶段电力现货市场试点地区少、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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