中國儲能網(wǎng)訊：前一陣子，我們關(guān)注到獨立儲能的價差倒掛現(xiàn)象（以湖南為例），大家有點擔(dān)心其投資收益問題；之前的文章中，我們也分析過綠電直連下面是否可以被虛擬電廠聚合。
那獨立儲能能否被虛擬電廠聚合呢？畢竟二者的收益模式有部分重疊，比如電能量交易，輔助服務(wù)等。
今天我們來深入探討一下，以100MW級別的獨立儲能為例，看看二者之間的交集如何，政策規(guī)則如何規(guī)定，商業(yè)模式能否成立。
涉及到基礎(chǔ)知識的部分，各位朋友可以移步至本號的“虛擬電廠”和“獨立儲能”專題。
獨立儲能可以被虛擬電廠聚合嗎？
目錄
1. 獨立儲能聚合為“充電用戶”參與現(xiàn)貨交易的可行性與注冊規(guī)定
2. 獨立儲能提供輔助服務(wù)是否需要通過虛擬電廠聚合
3. 聚合獨立儲能“充電負(fù)荷”參與現(xiàn)貨交易的商業(yè)價值分析
1. 獨立儲能聚合為“充電用戶”參與現(xiàn)貨交易的可行性與注冊規(guī)定
政策可行性：在廣東和四川等地的電力市場政策中，獨立儲能項目作為獨立主體參與電能量現(xiàn)貨交易已經(jīng)得到明確允許。廣東省出臺了《獨立儲能參與電能量市場交易細(xì)則（試行）》，規(guī)定滿足準(zhǔn)入條件的新型儲能可直接作為市場主體參與中長期和現(xiàn)貨交易。準(zhǔn)入條件包括儲能項目直接接入公用電網(wǎng)且額定功率不低于5MW、在額定功率下可持續(xù)充/放電時間≥1小時等。對于規(guī)模100MW以上的獨立儲能電站，這些條件顯然都已滿足。
政策文件明確獨立儲能可以全電量參與電力現(xiàn)貨市場交易，并將其充電電量與放電電量拆分為兩個結(jié)算單元分別結(jié)算。例如廣東細(xì)則規(guī)定獨立儲能充電電量免收輸配電價和政府性基金附加，以鼓勵儲能參與市場。這表明在政策層面，儲能以購買電能充電的“負(fù)荷”身份參與現(xiàn)貨交易是被支持的。
在虛擬電廠（VPP）聚合方面，廣東和四川均鼓勵將分散的可調(diào)節(jié)資源由虛擬電廠運營商聚合后入市交易。廣東省2025年電力市場交易通知中提出“鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易”，同時強調(diào)獨立儲能、抽水蓄能、電網(wǎng)側(cè)替代性儲能等按照相關(guān)方案和細(xì)則執(zhí)行準(zhǔn)入。這意味著廣東認(rèn)可虛擬電廠作為市場主體代理資源參與交易的模式。
不過，由于100MW級別的獨立儲能本身規(guī)模巨大，完全可以獨立入市，廣東現(xiàn)行規(guī)則并未強制要求通過虛擬電廠聚合；更多是針對分布式、中小型資源才需聚合作用。但在操作上，獨立儲能也可選擇將其充電行為托付給具備售電資質(zhì)的虛擬電廠（本質(zhì)上是一家售電公司）來代理參與現(xiàn)貨市場購電。這相當(dāng)于虛擬電廠作為售電代理人，將儲能充電負(fù)荷視同普通用戶統(tǒng)一報量參與市場，以獲取低價電能充電。
四川省對于虛擬電廠的政策更加明確，要求虛擬電廠運營商具備售電公司資質(zhì)方可開展電能量市場的購售電業(yè)務(wù)。四川在《虛擬電廠建設(shè)運營管理實施方案》中規(guī)定，虛擬電廠運營商可以作為獨立市場主體參與中長期電能量、現(xiàn)貨電能量交易，但在現(xiàn)階段參與中長期交易需參照售電公司的要求執(zhí)行。這意味著虛擬電廠若要代理獨立儲能等資源購電，必須取得售電牌照，履行與售電公司相似的職責(zé)（如簽訂零售合同、電費結(jié)算等）。
四川還強調(diào)聚合資源應(yīng)具備獨立的電力用戶戶號，聚合后的虛擬電廠需與調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議并接入調(diào)度控制系統(tǒng)。換言之，獨立儲能項目可以選擇注冊為虛擬電廠聚合資源的一部分，其充電負(fù)荷由具備售電資格的虛擬電廠代理參與現(xiàn)貨市場購電，虛擬電廠作為一個批發(fā)用戶在市場中統(tǒng)一報量。四川交易規(guī)則（征求意見稿）還提到，若虛擬電廠聚合的資源分布在不同220kV現(xiàn)貨結(jié)算節(jié)點，需要按節(jié)點拆分成多個交易單元參與現(xiàn)貨出清。
因此，在實踐中大型獨立儲能若由虛擬電廠代理，其各接入節(jié)點的充電負(fù)荷將在市場平臺上分別登記為虛擬電廠旗下的用戶側(cè)交易單元。
注冊規(guī)定：根據(jù)廣東《獨立儲能交易細(xì)則（試行）》和四川虛擬電廠實施方案，獨立儲能及虛擬電廠代理均需完成相應(yīng)注冊。以廣東為例，獨立儲能直接注冊時需向電力交易中心提交項目基本資料（投產(chǎn)并網(wǎng)證明、法人證照等）、技術(shù)參數(shù)（額定容量、充放電功率等需經(jīng)調(diào)度機構(gòu)確認(rèn)）以及簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議和購售電合同等文件。文件要求并強調(diào)并網(wǎng)協(xié)議、調(diào)度協(xié)議和購售電合同中涉及的計量/交易單元應(yīng)保持一致，確保儲能充放電的計量邊界清晰。在完成資料審核和技術(shù)參數(shù)確認(rèn)后，交易中心將為獨立儲能主體開戶入市。
如果通過虛擬電廠聚合，則需增加虛擬電廠運營商的注冊步驟。四川的方案指出，虛擬電廠運營商需向省級虛擬電廠管理平臺提交接入申請，提供其聚合控制平臺的信息、軟件產(chǎn)權(quán)證明等，由負(fù)荷管理中心核實后報能源主管部門。虛擬電廠運營商還須與負(fù)荷管理中心簽訂平臺接入?yún)f(xié)議，按需與調(diào)度簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議并接入調(diào)度系統(tǒng)。完成這些后，虛擬電廠即可在電力交易中心辦理市場主體注冊，獲取參與批發(fā)市場的資格。
接下來，獨立儲能作為聚合資源與虛擬電廠簽訂代理協(xié)議，并在交易平臺上關(guān)聯(lián)其電力用戶戶號到該虛擬電廠名下。交易中心會將虛擬電廠與其代理用戶綁定，并出具相應(yīng)結(jié)算關(guān)系：現(xiàn)貨交易產(chǎn)生的購電費用由交易機構(gòu)依據(jù)代理協(xié)議分別結(jié)算給虛擬電廠和資源業(yè)主，即虛擬電廠賬戶支付批發(fā)購電費用，儲能充電電費計入其用戶賬戶。這種“雙層賬戶”設(shè)計保證了代理模式下結(jié)算清晰，儲能運營方和虛擬電廠各自承擔(dān)相應(yīng)費用分?jǐn)偂?/span>
綜上，在廣東、四川電力現(xiàn)貨試點中，100MW級獨立儲能完全可以作為“充電用戶”由虛擬電廠聚合參與交易。廣東側(cè)政策更傾向于獨立儲能直接入市，但亦鼓勵虛擬電廠聚合分散資源參與；四川則明確虛擬電廠需取得售電資格方能代理儲能等資源購電。實際注冊流程涉及儲能項目自身的市場注冊，以及虛擬電廠作為售電代理的資格獲取和代理關(guān)系備案。整體來看，政策上此模式是可行的，各地交易規(guī)則已經(jīng)在準(zhǔn)入資格、注冊資料、協(xié)議簽訂等方面給出了指引和規(guī)范。
2. 獨立儲能提供輔助服務(wù)是否需要通過虛擬電廠聚合
盡管虛擬電廠可以聚合多種資源統(tǒng)一參與市場，但在當(dāng)前實踐中，獨立儲能在提供調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)時通常以獨立主體身份直接參與，而不經(jīng)虛擬電廠代理。
從調(diào)度、市場和責(zé)任劃分等角度，可分析其中原因如下：
調(diào)度控制邏輯：輔助服務(wù)（尤其調(diào)頻類）對實時響應(yīng)速度和精度要求極高。調(diào)度機構(gòu)通常直接將自動發(fā)電控制（AGC）等指令下達(dá)到每一臺提供調(diào)頻服務(wù)的儲能裝置或機組，以確保秒級響應(yīng)。若通過虛擬電廠聚合多個儲能，再由虛擬電廠在內(nèi)部進(jìn)行二次分配，會引入額外的通訊和控制環(huán)節(jié)，增加響應(yīng)延遲和不確定性。不通過聚合，每臺獨立儲能直接受調(diào)度指令控制，響應(yīng)路徑更短、責(zé)任更明確。目前電網(wǎng)調(diào)度更信任這種“一對一”控制模式，避免了虛擬電廠在信號轉(zhuǎn)發(fā)中可能的遲滯或偏差。
市場機制與準(zhǔn)入規(guī)則：現(xiàn)行輔助服務(wù)市場對參與主體有明確的獨立準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)。以調(diào)頻市場為例，通常要求單個資源滿足最低功率和持續(xù)時間門檻（四川征求意見稿要求獨立儲能調(diào)頻功率≥5MW且持續(xù)不低于1小時）。大型獨立儲能往往單體就達(dá)到要求，無需借助聚合“拼單”達(dá)標(biāo)。在此背景下，監(jiān)管機構(gòu)更傾向于讓儲能直接注冊為調(diào)頻/備用市場主體。在四川的規(guī)則中，獨立儲能和虛擬電廠在運行日需自主選擇參與現(xiàn)貨或調(diào)頻/備用中的一個，不能同時兼營。這是為了避免一個資源重復(fù)出力承諾。由于獨立儲能完全有能力單獨參與輔助服務(wù)市場，反而虛擬電廠聚合資源后還要面對同樣“二選一”的限制，因此實際操作中儲能更可能直接以獨立身份選取輔助服務(wù)市場，而不會額外增加一個聚合層。
責(zé)任邊界與考核結(jié)算：輔助服務(wù)的效果和合約履行需要精細(xì)考核。獨立儲能直接參與時，其出力偏差、未達(dá)響應(yīng)等行為均由其自身承擔(dān)考核費用或違約罰則，邊界清晰。如果通過虛擬電廠代理，一旦出現(xiàn)未按指令響應(yīng)或服務(wù)未達(dá)標(biāo)的情況，責(zé)任劃分會復(fù)雜化。虛擬電廠作為市場主體將對聚合資源的統(tǒng)一承諾負(fù)責(zé)，必須承擔(dān)整體考核罰款，然后再內(nèi)部追溯到具體儲能資源。這不僅增加了結(jié)算層級，還可能引發(fā)利益糾紛。例如，多個儲能聚合提供備用，如果其中一臺未能在調(diào)度命令下啟動，電網(wǎng)只看到虛擬電廠未履約并對其考核罰款；虛擬電廠事后需要區(qū)分是哪臺儲能的責(zé)任并轉(zhuǎn)嫁罰金。這種模式對虛擬電廠運營商提出了更高的風(fēng)險管理要求。而直接由獨立儲能承擔(dān)，可以避免“連坐”風(fēng)險，誰出問題由誰負(fù)責(zé)，激勵相容性更強。
信息透明與對稱性：調(diào)度機構(gòu)希望對提供輔助服務(wù)的每一臺設(shè)備的狀態(tài)了然于胸，包括實時可用容量、SOC（荷電狀態(tài)）等。當(dāng)通過虛擬電廠聚合時，電網(wǎng)側(cè)看到的可能只是聚合后的總效果，“黑箱”內(nèi)各資源具體情況不透明。信息不對稱可能導(dǎo)致調(diào)度對聚合體的信任度降低。例如某臺儲能SOC不足以繼續(xù)提供調(diào)頻，但虛擬電廠上報的總體容量可能未及時反映這一變化，增加調(diào)度決策的不確定性。相比之下，獨立儲能直接參與意味著調(diào)度中心直接監(jiān)測每臺儲能的工況，信息更加透明，可依據(jù)單臺設(shè)備能力及時調(diào)整指令（各地也在探索要求虛擬電廠提高可觀測性，但目前尚在完善中）。
現(xiàn)行規(guī)則傾向直接參與：許多省份的輔助服務(wù)規(guī)則最初是針對傳統(tǒng)機組設(shè)計，近期才擴(kuò)展納入儲能，并明確了儲能作為獨立經(jīng)營主體參與。例如南方能源監(jiān)管局審定的廣東《獨立儲能交易細(xì)則》已經(jīng)銜接了獨立儲能參與輔助服務(wù)的結(jié)算問題，為儲能直接提供輔助服務(wù)提供機制保障。這表明監(jiān)管層面已為儲能直接參與輔助服務(wù)做好規(guī)則準(zhǔn)備，而虛擬電廠參與輔助服務(wù)仍在試點摸索階段，需要針對聚合特點完善交易品種和技術(shù)要求。在這種過渡期，儲能業(yè)主更傾向直接參與已成熟運作的輔助服務(wù)市場，避免成為聚合模式的“試水者”。
基于以上原因，從反面來看，通過虛擬電廠聚合獨立儲能來提供輔助服務(wù)弊大于利：在技術(shù)上增加調(diào)度協(xié)調(diào)難度，在商業(yè)上引入額外中間主體、攤薄收益且增加違約風(fēng)險。特別是對于單體容量大的獨立儲能，沒有必要再經(jīng)由聚合“曲線入市”。相反，獨立參與能夠直接對接調(diào)度和市場考核，減少中間環(huán)節(jié)，提高響應(yīng)可靠性和收益確定性。這也是當(dāng)前實踐中100MW級獨立儲能提供調(diào)頻/調(diào)峰服務(wù)大多自行與調(diào)度對接的原因。當(dāng)然，未來隨著虛擬電廠技術(shù)和信用機制的發(fā)展，小型分散儲能聚合作為聯(lián)合體提供輔助服務(wù)可能逐步實現(xiàn)，但就現(xiàn)階段規(guī)則和技術(shù)條件，獨立儲能自主參與是更為穩(wěn)妥的選擇。
3. 聚合獨立儲能“充電負(fù)荷”參與現(xiàn)貨交易的商業(yè)價值分析
將獨立儲能項目的充電行為由虛擬電廠聚合代理參與電能量現(xiàn)貨交易，在商業(yè)上具有多方面潛在價值：
現(xiàn)貨價差套利能力：電能量現(xiàn)貨市場的價格實時波動為儲能“低買高賣”提供了套利空間。虛擬電廠聚合多個儲能后，可以統(tǒng)一優(yōu)化充電時段，在電價低谷時集中充電、在高價時段停止充電甚至協(xié)調(diào)儲能放電（通過其他市場或減少購電）以規(guī)避高價購電成本，從而獲利。以廣東現(xiàn)貨試點為例，某獨立儲能電站在現(xiàn)貨市場中已經(jīng)實現(xiàn)“兩充兩放”的日循環(huán)，在供需寬松、電價低時大量充電，在電網(wǎng)緊張、電價高時迅速轉(zhuǎn)為放電，有效賺取了峰谷價差。
聚合代理模式下，虛擬電廠可以將多臺儲能的充電計劃集中安排在價格最低的時段，從批量購電中獲益。此外，政策對儲能充電的費用減免進(jìn)一步提高了套利空間——例如廣東明確獨立儲能充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金附加，意味著儲能從市場購電充電只需付現(xiàn)貨電能價，不需額外繳納輸電費等，大幅降低了充電成本。
綜上，在現(xiàn)貨價差劇烈波動的環(huán)境下（一些地區(qū)峰谷價差達(dá)4:1以上），虛擬電廠可以借助集中優(yōu)化充電策略最大化套利收益。
偏差優(yōu)化與成本降低：現(xiàn)貨市場通常實行分時出清計劃與實際執(zhí)行的偏差結(jié)算機制，即若實際用電（充電）與計劃不符，將產(chǎn)生偏差電費或考核費用。聚合多個儲能由虛擬電廠統(tǒng)一報量，有助于在群體內(nèi)部消化偏差、降低偏差成本。
一方面，不同儲能在執(zhí)行計劃上誤差可能方向相反，聚合后偏差部分可以相互抵消：例如A電站實際少充了電、而B電站多充了電，兩者偏差在虛擬電廠內(nèi)部對沖后，整體偏差量減小，需向市場結(jié)算的偏差電量也相應(yīng)減少。另一方面，虛擬電廠可以基于大規(guī)模資源更準(zhǔn)確地預(yù)測聚合負(fù)荷曲線，降低報量誤差。
由于單站儲能的出力具有不確定性，而多個儲能的聚合負(fù)荷更平滑、更可預(yù)見，虛擬電廠在日前階段報量時就能優(yōu)化曲線，減少與實況的不一致。尤其在廣東現(xiàn)貨市場實施日清、月結(jié)和分時偏差電費考核的制度下，偏差電費會直接影響盈利。虛擬電廠通過偏差優(yōu)化策略（如動態(tài)調(diào)整部分儲能充電計劃追隨實時價格變化），可降低偏差考核費用，提高整體盈利的穩(wěn)定性。
簡單而言，聚合效應(yīng)起到了“削峰填谷”偏差的作用，讓計劃與執(zhí)行更吻合，進(jìn)而減少因偏差而產(chǎn)生的額外成本分?jǐn)偂?/span>
批量交易的信息優(yōu)勢與風(fēng)險對沖：虛擬電廠作為匯集多臺儲能的“大戶”參與市場，在信息和風(fēng)險管理上具備一些單一儲能不具備的優(yōu)勢。首先，虛擬電廠從旗下眾多資源獲取更全面的實時數(shù)據(jù)和市場響應(yīng)信息，對市場供需態(tài)勢有更敏銳的感知。例如，不同區(qū)域儲能的運行反饋、節(jié)點電價變化等匯總后，可以幫助虛擬電廠更準(zhǔn)確判斷下一時段價格走向，從而調(diào)整策略（這類似于“大數(shù)據(jù)信息優(yōu)勢”）。
其次，聚合后的規(guī)模效應(yīng)提高了議價和風(fēng)險對沖能力——“不要把雞蛋放在一個籃子里”在這里同樣適用：任一單體儲能的不利狀況（如設(shè)備故障、SOC不足）對整體影響被攤薄。虛擬電廠可以在某臺
儲能出現(xiàn)問題時，迅速調(diào)配其他儲能增加出力/減少出力來彌補，從而依然履行對市場的總體承諾，不至于因為單點失誤而遭受全部偏差考核或機會損失。這種投資組合式的風(fēng)險對沖提高了現(xiàn)貨交易計劃執(zhí)行的可靠性。
再次，在現(xiàn)貨報價方面，虛擬電廠可以綜合考慮多臺儲能的成本和狀態(tài)來制定報價策略（在具備報價資格時），比單一儲能的報價更理性穩(wěn)定。如果不具備報價條件（如暫以價格接受者身份參與），虛擬電廠也能通過分散決策來降低受到極端高價沖擊的風(fēng)險（例如在極端高價時段安排部分儲能避開市場）?？傊?，虛擬電廠集成信息、分散風(fēng)險，使得參與現(xiàn)貨交易更具穩(wěn)定性和優(yōu)勢。
售電代理的靈活資源整合能力：虛擬電廠本質(zhì)上是靈活性資源的集合優(yōu)化，由具備售電資質(zhì)的運營商進(jìn)行專業(yè)調(diào)度管理。其商業(yè)價值不僅體現(xiàn)在同類資源的規(guī)模效應(yīng)，還在于異質(zhì)資源的協(xié)同調(diào)控。聚合獨立儲能充電負(fù)荷后，虛擬電廠可以將其與其他類型的可調(diào)節(jié)資源協(xié)同優(yōu)化：例如，與分布式光伏出力、可中斷負(fù)荷等配合，實現(xiàn)資源互補。
在白天光伏出力過剩時，虛擬電廠可增加儲能充電量吸收低價電；在晚上高峰負(fù)荷時，虛擬電廠不僅可以減少儲能充電（避峰），還可調(diào)動其他響應(yīng)負(fù)荷一起降低購電需求。這種跨資源的統(tǒng)一優(yōu)化能夠?qū)崿F(xiàn)比單一儲能更優(yōu)的成本收益平衡。
另外，作為售電代理，虛擬電廠可以為儲能業(yè)主提供一站式的市場服務(wù)，包括代理現(xiàn)貨交易、結(jié)算、電費回收等，降低了單個儲能直接參與市場的門檻和交易成本。特別是在用戶側(cè)現(xiàn)貨市場機制尚不完善的階段，儲能項目將充電側(cè)交由有經(jīng)驗的售電公司代理，可以借助其專業(yè)團(tuán)隊提高收益率，同時避免因操作失誤而遭受偏差考核。
虛擬電廠還享有中長期與現(xiàn)貨市場銜接的便利：四川已提出完善虛擬電廠參與現(xiàn)貨結(jié)算周期、放寬中長期合同電量比例限制等措施，這有利于虛擬電廠更靈活地簽約和調(diào)整電量，進(jìn)一步整合批發(fā)市場資源。這些能力歸結(jié)到一點：虛擬電廠使分散的儲能從各自為戰(zhàn)轉(zhuǎn)為協(xié)同作戰(zhàn)，通過規(guī)?；\營來提升整體盈利水平和資源利用效率。
現(xiàn)階段的合理性與限制
在當(dāng)前電力市場發(fā)展階段，虛擬電廠聚合儲能充電參與現(xiàn)貨交易具有上述顯著價值，也符合國家鼓勵提升系統(tǒng)靈活性、促進(jìn)新能源消納的方向，被認(rèn)為是一種合理的創(chuàng)新模式。
然而，現(xiàn)實中仍存在一些限制因素需要考慮：
? 市場機制成熟度：電力現(xiàn)貨市場在我國尚處于試點或起步階段，價格機制和交易規(guī)則仍在完善。例如，部分現(xiàn)貨試點用戶側(cè)尚未全面放開自主報價權(quán)，廣東現(xiàn)階段采用“發(fā)電側(cè)報量報價、用戶側(cè)報量不報價”模式。這意味著虛擬電廠代理儲能充電在許多時候只能作為價格接受者，無法通過報價精細(xì)控制充電成本，套利空間受到一定限制。
? 技術(shù)和運營要求：虛擬電廠要發(fā)揮作用，需要強大的聚合控制平臺和與電網(wǎng)/交易平臺的系統(tǒng)對接能力。運營商必須具備實時監(jiān)測、快速控制多儲能的技術(shù)，以滿足調(diào)度和市場的要求。這對售電公司轉(zhuǎn)型做虛擬電廠提出了不小的挑戰(zhàn)，技術(shù)能力不足的代理商難以真正實現(xiàn)精細(xì)優(yōu)化。
? 結(jié)算與收益分配：雖然規(guī)則設(shè)計了清晰的結(jié)算通道，但在商業(yè)實踐中，儲能業(yè)主與虛擬電廠如何分成收益、如何分擔(dān)偏差和罰責(zé)，需要通過合同約定。這本身就是對風(fēng)險和利益的再次分配。如果虛擬電廠收費過高或條款不合理，業(yè)主可能寧愿自行參與市場而非通過代理。
? 資源多節(jié)點分散的限制：虛擬電廠聚合資源必須按電網(wǎng)節(jié)點分組參與現(xiàn)貨。如果一家公司有多處儲能分布廣泛，虛擬電廠在運營上相當(dāng)于管理多個區(qū)域的子虛擬電廠，無法將所有資源完全當(dāng)作一個“池子”平滑使用。這在一定程度上削弱了信息和風(fēng)險對沖的規(guī)模效應(yīng)——各節(jié)點上的資源仍需各自應(yīng)對所在節(jié)點的價格和偏差考核。
總結(jié)
虛擬電廠聚合獨立儲能充電參與現(xiàn)貨的模式在當(dāng)前具有一定的合理性和可行性：政策上得到支持、機制上已開始建立、技術(shù)上儲能集群調(diào)度可行、商業(yè)上套利和優(yōu)化空間明顯。
但受制于市場/技術(shù)的不完善，這一模式在實踐中還處于摸索階段，需要在現(xiàn)貨與輔助服務(wù)的銜接、調(diào)度協(xié)調(diào)、信用考核機制等方面逐步優(yōu)化。隨著電力現(xiàn)貨市場和虛擬電廠運營走向成熟，我們預(yù)計上述商業(yè)價值將更充分地體現(xiàn)出來，助力儲能更靈活高效地融入電力市場，為電網(wǎng)調(diào)峰填谷和新能源消納創(chuàng)造更大收益空間。
