虚拟电厂模式之争：明尼苏达州客户自有DER聚合商挑战Xcel自有电池项目

Xcel Energy在明尼苏达州提出的一种新型储能项目正引发广泛关注，其背后涉及美国电力系统日益分散化背景下，配电资源的管理方式以及所有权与控制权归属的关键问题。

Xcel将其名为Capacity*Connect（简称C*C）的试点项目称为“首创”的“分布式容量”项目，并于10月向州公用事业委员会提交监管审批申请。

若获监管机构批准，Xcel将在2028年前于其配电网“战略位置”部署至多200兆瓦的表前电池，单台容量介于1兆瓦至3兆瓦之间。Xcel将保留电池所有权，并支付第三方在其场地上安置电池的费用。该项目拟议预算介于1.52亿美元至4.3亿美元之间。

该提案已受到部分利益相关方批评，尤其是客户自有分布式能源资源的聚合商，他们认为公用事业公司存在反竞争行为，且将损害费率支付者利益。

Sunrun公共政策高级副总裁Amy Heart表示，C*C“将更加昂贵”且“无法更快地让资源上线”。Sunrun运营着美国最大的虚拟电厂之一。

但其他虚拟电厂倡导者认为，公用事业自有资源与聚合的客户自有资源并非相互排斥。

能源政策设计研究所（EPDI）创始人兼执行董事Ted Ko表示：“两种商业模式的提供者都声称其方案能以最具成本效益的方式满足预期的负荷增长，而两者都是正确的。系统所需的虚拟电厂类型取决于对所需系统服务的精细理解。”

明尼苏达州监管机构预计将在2026年年中就C*C作出决定。

目前，虚拟电厂在全美范围内的关注度正在上升。马里兰州、伊利诺伊州和新泽西州等州正要求公用事业公司开发相关项目。密歇根州和新墨西哥州等州则在考虑立法推动。各州的要求和模式各不相同，利益相关方表示，这可能加速创新，也可能引发逐州争议。

两种商业模式的交锋

Xcel高管表示，C*C超过65%的收入将来自向中大陆独立系统运营商（MISO）提供的大系统容量（即资源充裕性）。

Xcel Energy电网战略与新兴技术总监Zach Pollock表示，该收入将使Xcel明尼苏达州的所有客户受益。

Xcel综合系统规划高级副总裁兼首席规划官Lon Huber表示，这些电池还将有助于满足Xcel 2024年综合系统计划中确定的储能需求。他补充说，作为所有者兼运营商，Xcel“在最大化配电系统储能效益方面具有独特优势，这是系统运营商或第三方无法比拟的”。

然而，Xcel在科罗拉多州却采取了不同的模式。Pollock表示，Active VPP（AVPP）项目由科罗拉多州参议院第24-218号法案授权。第三方聚合商将在五年内每年注册并管理25兆瓦的表后客户自有DER资源。

在马里兰州，巴尔的摩天然气与电力公司的DCP提案正在等待监管指导方针。

但关键的聚合DER性能数据将于2026年底在伊利诺伊州公布，这些数据来自2025年《清洁与可靠电网可负担性法案》（CRGA）授权的虚拟电厂。联邦爱迪生公司（ComEd）战略、能源政策与收入计划副总裁Scott Vogt表示，根据CRGA的季节性调度安排，公用事业公司将从2026年春季开始与聚合商主导的虚拟电厂合作，以降低ComEd在PJM互联容量市场中的成本。

在明尼苏达州的监管文件中，支持者和反对者详细阐述了他们对Xcel DCP的担忧。

聚合商主导的虚拟电厂

Sunrun的Heart和其他太阳能倡导者表示，伊利诺伊州和科罗拉多州的项目将由聚合商主导，并展示在没有公用事业所有权的情况下可以实现什么。

Vogt表示：“ComEd能够快速确保满足夏季峰值需求的最具成本效益的方式是利用配电系统资源。”参与客户将在今年获得预付注册返利和名义年度参与费，公用事业将通过费率回收这些成本。Vogt补充说，因系统容量成本降低而为所有客户带来的收益，要到PJM 2029-2030年远期容量拍卖时才能分配，并因MISO市场的监管和会计复杂性而延迟。

Vogt表示，ComEd并未考虑明尼苏达州的C*C商业模式，因为“伊利诺伊州的法规并未像其他州那样为公用事业资产所有权提供明确的直接路径”。

成本效益差异

Xcel C*C的成本效益是辩论的关键点。

根据太阳能利益相关团体的文件，其估计价格为每千瓦2150美元（按200兆瓦计）。文件补充说，Xcel科罗拉多州聚合商主导的AVPP项目估计成本为每千瓦624美元（按125兆瓦计）。

另一份太阳能方文件称，22个州的聚合商主导虚拟电厂和试点项目的行业估计效益成本比高于C*C预期的0.96。

明尼苏达州总检察长在12月10日的文件中补充说，Xcel并未定量比较“公用事业所有权与客户或第三方所有权的成本和效益”。

但Xcel的初始文件称，C*C提案确实提供了所要求的“定性”分析，涵盖公用事业所有的DCP以及“客户所有和第三方所有的资源”。Xcel在电子邮件中补充说，定量分析并非必需，且Xcel无法获取第三方的成本结构和所有权模式。

Sunrun的Heart表示，CRGA立法和科罗拉多州立法排除公用事业所有的DER是有原因的。她补充说，DCP是“一个短视的项目，速度更慢、效果更差，最终将让费率支付者付出更高代价”。

Pollock表示，比较明尼苏达州和科罗拉多州“根本不同”的项目的成本和效益是错误的。他补充说，科罗拉多州的项目成本基于五年期对客户自有资产使用的支付，而C*C的大型电池是20年的公用事业资产。

电力研究院（EPRI）DER集成Flex-It计划首席技术总监Brian Seal表示：“目前尚不清楚哪种灵活性类型在成本效益上更优。”他补充说，根据他自己进行的多项成本效益研究，“这取决于具体的技术类型和数量”。

Seal表示，大型电池通常可稳定运行长达20年，而消费者不会对聚合项目做出“长期承诺”。此外，表后DER聚合的可用性会随天气、季节、一天中的时间以及消费者的“兴趣和意愿”而变化。

竞争异议

围绕C*C的另一个关键争议点是，Heart表示，“它无法与竞争性市场兼容”。

前明尼苏达州委员会工作人员、现为R Street Institute副研究员兼顾问的Chris Villarreal在R Street Institute的文件中表示同意。Villarreal告诉Utility Dive：“系统服务通常由公用事业公司招标，因为许多监管机构看到了了解市场价格的价值。”他补充说，竞争性采购“引入了成本纪律”，这尤其重要，因为“公用事业公司存在资本投资偏见”。

Villarreal表示，Xcel明尼苏达州与Sparkfund合作竞争性采购硬件和开发服务，并不等同于为满足系统需求而进行的招标。这需要技术中立的配电容量竞争性招标，或至少让Sparkfund的竞争对手作为DCP的实施者参与。

总检察长在1月27日的文件中补充说：“Xcel独家选择Sparkfund运营C*C，可能是在利用费率支付者的资金来支持Xcel的非监管投资。”

Villarreal表示，Xcel声称公用事业所有权是保护可靠性和网络安全的唯一途径，这种说法具有误导性。他补充说，Xcel可以明确其态势感知需求，并将其纳入市场投标方的合同义务中。

软件平台提供商Dynamic Grid创始人兼首席执行官Kay Aikin表示：“公用事业所有权还可能导致公用事业偏好自身资源，从而扭曲市场。此外，由于Xcel获得成本回收而Sparkfund获得利润率，这比聚合客户自有DER更昂贵。”

Xcel在1月9日的文件中承认，C*C项目于2024年与Sparkfund“构思并开发”。文件补充说，Sparkfund由风险投资基金Energy Impact Partners拥有，该基金旗下有100多家公司，Xcel的母公司是该基金的少数投资者，但不参与投资组合公司的运营。

文件称，由于Sparkfund对DCP的创新方法，Xcel没有寻求其他项目实施者。Sparkfund将负责C*C的选址和开发，80%的硬件和服务将通过竞争性招标选择，但运营复杂性排除了第三方聚合商的参与。

文件称，对于C*C，“不同的用例”和“第三方所有权[尚]为时过早”，但“C*C不会取代或排除第三方DER项目”。整合电网DER管理系统将最大化利用“现有基础设施……随着我们向更动态的运营迈进”，以及“更广泛的DER生态系统”。

文件称，C*C将尽可能选址以避免对DER聚合商所需的托管容量产生负面影响。“该项目的核心原则是尽可能叠加效益”，因此C*C的预期效益“不应被视为上限”。

Sparkfund首席执行官Pier LaFarge表示，科罗拉多州立法者强制要求与第三方聚合商和客户合作。他补充说，Xcel“似乎希望扩大并成熟这两种商业模式，以观察它们的价值如何结合，从而对费率施加下行压力并满足负荷增长”。

LaFarge表示，表后DER的“超能力在于客户需要它们，忽视成千上万或数百万的资产将是荒谬的”。但他补充说，“公用事业拥有的电池，就像公用事业拥有的变压器和变电站一样，可以在需要的地方建造，并在无需担心客户参与的情况下调度”。

LaFarge表示，两者都有“极佳的价值主张”。DCP项目是“Xcel明尼苏达州扩展其配电侧容量的新方式”。

LaFarge表示，DCP可能催生公用事业主导的“自带离网灵活性资源”项目。他补充说，这将允许大型能源用户为聚合商管理的客户自有DER付费，而不是开发现场发电或削减用电。

Dynamic Grid的Aikin强调，公用事业的运营卓越性必不可少。随着电力需求增长和配电系统改造费用上升，“每个公用事业都应制定价格信号，并利用虚拟电厂和电池开发商”。

两者共存的空间

Wood Mackenzie数据显示，2024年至2025年，C*C所用的大型电池等公用事业规模电池装机容量增长了4.6吉瓦，增幅27%。但报告补充说，DER聚合中的住宅电池也增长了70%，即647兆瓦。

EPRI的Seal表示，这两种类型的虚拟电厂是“互补的”。他补充说，对于负荷激增等特定需求，“很难确保数千台客户设备能迅速注册”，但如果需求是“负荷增长接近基础设施限制等缓慢出现的问题，公用事业或第三方同样可以满足”。

根据DER管理软件提供商EnergyHub开发的Huels Test评估，当前客户自有的DER聚合虽然有价值，但尚未像发电厂那样完全可调度。然而，分析师和利益相关方一致认为，公用事业可以随时调度大型电池以减少用电。

Xcel的Huber表示：“仅靠虚拟电厂并非答案。”他补充说：“但所有类型的虚拟电厂，如DCP，加上新的大型发电和输电、大型电池和客户自有资源的灵活性，以及需求响应项目，可以满足即将到来的吉瓦级增长。”

EPDI的Ko表示，监管决策应基于具体需求，“一项监管决策并不能为所有虚拟电厂设定规则”。他补充说：“长期愿景是让监管机构理解每种商业模式的价值，并让所有DER为其提供的所有服务和效益获得适当补偿。”