虚拟电厂与售电公司必须是一家么？
有朋友找我聊天，问了一个问题：虚拟电厂和售电公司是不是必须是一家？这里我们分四个方面去推导一下：1、什么样的虚拟电厂与售电业务可以...
有朋友找我聊天，问了一个问题：
虚拟电厂和售电公司是不是必须是一家？
这里我们分四个方面去推导一下：
1、什么样的虚拟电厂与售电业务可以一体化
虚拟电厂按照资源来源分，大致可以分为四种类型：
电源型虚拟电厂主要是聚合分布式光伏资源，以发电主体的名义入市，所以是电力市场，特别是电能量市场的“卖家”。
储能型虚拟电厂，如果是工商业分布式电化学储能资源的聚合，这类资源具有响应速度较快的特征，可以作为能量市场的短期交易卖方，更适合作为辅助服务市场调频产品的提供方，所以也是卖方角色。
无论是卖方虚拟电厂，还是买方虚拟电厂，由于都是基于用户的关口计量电表数据进行结算，所以某种意义上都必须与用户进行绑定。
这里我们主要针对负荷型虚拟电厂进行分析。
2、是不是必须是一家
从国外成熟电力市场的操作方式看，负荷型虚拟电厂可以是一家，也可以独立运营。
--与售电业务绑定的虚拟电厂，一般采用零售合同折扣模式，即在零售合同中与电力用户约定一定的折扣或优惠，激励用户把负荷侧灵活资源拿出来交给虚拟电厂运营商进行调度和交易。
--独立运营的虚拟电厂，与用户单独签订负荷资源委托的协议，可以是固定月费模式，要求用户保证一定容量的可调节资源（可以看成是零售端的容量市场）；也可以是利润分成模式，不签订保底容量协议，在需要的时候调用用户资源，获得利润后与用户分成（特斯拉在美国加州的户用储能虚拟电厂参与需求响应就是分成模式）。
3、如果不是一家，会有什么问题？
如果售电公司与虚拟电厂不是一家，可能存在以下三方面的问题：
一是责任与结算割裂，两份合同（售电合同 vs. 灵活性/响应合同）下的偏差、电费、补偿、考核由不同主体承担，出现执行偏差时难以界定谁负责，同时结算口径、计量边界、考核周期不一致，导致对同一电量/收益的重复或遗漏结算。
二是管理界面不一致，售电业务关注关口负荷曲线，虚拟电厂更在乎关口以下的可调节资源。
三是激励与条款冲突，售电价格机制（阶梯/分时/保底量）与VPP激励（削峰填谷、容量补贴、分成）可能相互抵触，客户在两合同下的最优选择不一致，降低响应意愿。
其中比较重要的一点就是，售电业务与虚拟电厂的业务之间，存在一定的利益不清晰，利益冲突。
售电公司是依据用户的年度负荷预测曲线（分解到日负荷曲线）作为零售合同和交易的依据。
而虚拟电厂则是通过调整表后的各类资源，比如各类灵活性负荷（可中断、可转移、可调节），用户侧储能、分布式光伏，基于用户的日负荷曲线的变化部分去进行套利。
某种程度上说，售电公司希望负荷曲线越精准、越固定越好，这样交易风险是最小的。而虚拟电厂运营商则是希望负荷曲线具有“听话”的弹性，如果是两家的话，售电公司并不一定知道虚拟电厂运营商如何调整用户负荷曲线，而虚拟电厂获得的收益则可能是售电公司一部分交易损失。
4、实操层面，国内明确必须是一家
从现有的虚拟电厂的实操政策来看，倾向于售电公司+虚拟电厂运营商的一体化。
在国家能源局关于印发《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）中，明确要求：
原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与一家售电公司、虚拟电厂（含负荷聚合商）确立服务关系。
在《浙江省虚拟电厂运营管理细则（试行，征求意见稿）》中，则更明确了：
原则上同一电力用户在同一合同周期内仅可与一家虚拟电厂运营商或售电公司建立代理服务关系。
5、小结
在电力市场化的初、中期，将售电公司和负荷型虚拟电厂合为一体，一方面减少了交易、结算、监管的各种风险，用户也只需要与一家签约；另一方面鼓励售电公司开展负荷侧的资源管理、调度，并参与虚拟电厂业务，也有助于售电公司的业务多元化，控制零售侧风险。
随着分布式入市交易、电力市场的逐步开放、交易品种的逐步增加，交易专业化的趋势将推动独立性虚拟电厂（比如分布式聚合的电源型虚拟电厂）的涌现。
责任编辑：叶雨田
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