从源网荷储一体化，到虚拟电厂的路有多远？

最近山东省能源局发布了《关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知》，提到了源网荷储一体化项目的四种试点模式，包括：就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、自发自用。最讲究行文秩序的山东，内容顺序就说明了很多问题。首先鼓励的是就近消纳，而不是自发自用，因为自发自用比例较高的好项目，不需要文件就有人做了。文件是需要解决实际矛盾的，这个矛盾就是光储充的相对的产能过剩，投资过剩、装机过剩情况下，如何继续推动地方新能源产业发展。所有过剩的本质，都是消费不足。既然自发自用不行了，那就绿电专线，搞就近消纳，本质上还是提高本地消纳率。本地消纳不了，那就入市，入市无非两个渠道：一是按照公用电厂并网的，走绿电交易，接受电网统一调度；二是不在电网统调范围内的分布式电源，以虚拟电厂名义聚合参与交易。虚拟电厂的不同政策思维1000个人，有1000个虚拟电厂。不同的省份，不同的电力系统平衡需求，不同的利益诉求，会导致虚拟电厂的定位千差万别。电力时段性供需矛盾较大，且对电价上涨较为敏感的省市，比如重庆、四川成都，更强调虚拟电厂作为负荷资源的政策性调节能力，即以约定价格的需求响应为主，既要保安全，又要控经济成本。负荷较大、电力紧平衡（部分时段缺电）、电价相对较高、且相对市场化意愿较高的地方，比如广东、浙江，更强调虚拟电厂政策与电能量现货、辅助服务市场的衔接，侧重于负荷资源的快速响应参与动态平衡。新能源装机增速较快，时段性供大于求的省份，如山东、山西、河南，则面临更大的消纳压力，所以更强调虚拟电厂作为电源的发展需求。而西北地区，以集中式新能源并网，本地高载能行业集中消纳，跨省跨区外送为主要场景，虚拟电厂的应用需求并不清晰。目的决定了手段。源网荷储一体化，缺运营昨天与一位参与源网荷储一体化项目的朋友聊天，感受是，“源网荷储一体化”项目的收益率和风险，在为期6-20年的项目运行周期里，很难评估，这个难度来自三个方面：一是政策、市场环境的不确定性，看不清未来；二是技术复杂度较高，比单个的光伏、储能、充电桩复杂，不同场景、不同的匹配模式，测算不清楚；三是目前缺乏成熟的财务模型，因为上述两个问题，导致缺乏可参考的，经过时间验证的，成熟的成本-收益模型；别说缺乏，可以说根本就没有。因为目前的财务模型，基本是套用固定资产的投资-收益模型，按照相对固定的时段、价格、运行成本，给一个现金流量表和损益表。但是源网荷储一体化，一方面是消费端（消纳），受宏观面影响，不确定性增加；另一方面是交易端（市场），受所在省市的政策面影响，未来走向也不清晰。本质上是一个运营的财务模型，而不是固定资产的财务模型。打个不恰当的比喻，以前的“新能源“融资，给的是“车辆租赁公司”的模型，只要车能租出去，每辆车每年的租金和成本是固定的。现在的“源网荷储一体化”融资，需要的是“网约车公司”的模型，一辆车每个座位，每时段的流水，单量，里程数，充电费，保险费，每单司机的提成，广告费，流量费，平台提成，需要考虑各种情况的动态数据集成。如果连对财务指标负责的运营方都没有，这个财务模型是无法提炼的。源网荷储一体化运营，是虚拟电厂的基础我曾经见过一个“源网荷储一体化”的案例，运营方是园区物业公司，投资方是各个新能源公司。最后的结果是，新能源公司和售电公司按照合同拿走了电费以后，运营方实际是亏损的。运营方不在乎这个事情，因为对物业来说，电力成本并不透明，也不单独进行收支核算，而是隐藏在物业的整体财务管理中，甚至于以前他们都没意识到单独的电力运行是亏损的。因为这个亏损最终无非转嫁到业主和租户头上。但是如果“源网荷储一体化”是统一投资和管理的，那么资方必然要把“源网荷储”的财务模型独立，也就是电力收支“一本帐”。虚拟电厂是这本账里的部分收入。这是虚拟电厂和源网荷储一体化融合的底层财务逻辑。到了源网荷储一体化的阶段，客观上需要电力运营期的财务独立，收益才能清晰化。财务独立意味着运营相对独立，有运营对财务数据和收益率指标负责。而目前的现状是，99%的源网荷储一体化项目，延续着以前的“大投资，定收入，小运维”的固定资产逻辑。从未来的趋势来看，虚拟电厂交易管理方（电网企业或者电力市场），对虚拟电厂运营方（源网荷储一体化聚合商）的要求也在不断提高，比如：需要运营方提供与电力用户的合同；需要对每一次响应/交易中，与用户的分成情况情况进行抽查，以减少用户投诉。这就要求有承担运营角色的组织，并且建立零售管理的能力——与用户合同如何签、如何分成、每次分成的比例和数据是多少、如何结算、如何付款？而且这不仅是虚拟电厂的交易分成，还涉及到光伏、储能、充电桩、负荷调节、以及源网荷储各种复杂交互的界定、分成。所有的交易，前提是建立交易管理的能力，这个能力就是运营。很多项目落不下去的原因也在这里。如何建立面向虚拟电厂交易、源网荷储运行的运营能力，我们后续将继续关注和讨论。

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