虛擬電廠7個核心問題

虛擬電廠即是依托新能源技術與工業互聯網技術，提升電網智能調度與消納能力的典型案例。

2022年夏季，全球多地連續出現高溫天氣，各國電網用電負荷陡增。如何通過工業互聯網技術實現用戶側資源與電網供需互動、緩解電網負荷壓力，成為了社會各界熱議的問題。在全球推動綠色能源轉型的大背景下，發展虛擬電廠對于促進電網供需平衡、實現分布式能源低成本并網、推動新能源充分消納、保障電力系統安全運行等具有重要意義。

近日，中泰證券發布虛擬電廠報告，以“七問七答”的形式，回答了七個關于虛擬電廠的核心問題：

(相關資料圖)

1)如何定義虛擬電廠?

2)虛擬電廠的興起回應了新能源行業的什么痛點?

3)虛擬電廠在各國如何落地?

4)如何梳理虛擬電廠的產業鏈?

5)虛擬電廠盈利能力如何?

6)虛擬電廠的市場空間有多大?

7)哪些企業正在參與虛擬電廠?

虛擬電廠(VPP, Virtual Power Plant)是一種新型電源協調管理系統，虛擬電廠通過信息技術和軟件系統，實現分布式電源、儲能、可調負荷等多種分布式資源的聚合和協同優化。

虛擬電廠三大要素

作為一個特殊的電廠，參與電力市場和電網運行的協調管理系統。

它既可以作為“正電廠”向系統供電調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納配合系統填谷。在電網運行方式向源網荷儲靈活互動轉型和結構向清潔低碳轉型的背景下，大力發展虛擬電廠對促進電網供需平衡，實現分布式能源低成本并網，充分消納清潔能源發電量，推動綠色能源轉型具有重大的現實意義。

虛擬電廠各地項目匯總

1.虛擬電廠分類：電源型、負荷型、儲能型、混合型

虛擬電廠由可控機組、不可控機組，如風、光等分布式能源、儲能、可控負荷、電動汽車、通信設備等聚合而成，并進一步考慮需求響應、不確定性等要素，通過與控制中心、云中心、電力交易中心等進行信息通信，實現與大電網的能量互換。

根據虛擬電廠對外特征，不同類型特征的虛擬電廠具有不同的服務能力，虛擬電廠可以分為電源型虛擬電廠、負荷型虛擬電廠、儲能型虛擬電廠、混合型虛擬電廠等類型。

電源型：具有能量出售的能力，可以參與能量市場，并視實際情形參與輔助服務市場。負荷型：具有功率調節能力，可以參與輔助服務市場，能量出售屬性不足。儲能型：可參與輔助服務市場，也可以部分時段通過放電來出售電能?；旌闲停喝苄徒巧?。

日本和德國以儲能和分布式電源作為虛擬電廠的主體，美國則是以可控負荷為主，規模已占尖峰負荷的5%以上。

2.虛擬電廠業務板塊：注源控流+電力儲備+商業板塊

3.虛擬電廠發展趨勢：從邀約型向市場型

虛擬電廠發展分為三個階段，邀約型，交易型和自治型。

自治型階段：跨空間自主調度型虛擬電廠。隨著電廠聚合的資源種類越來越多，數量越來越大，空間越來越廣，形成“虛擬電力系統”，

交易型階段：電能量現貨市場、輔助服務市場和容量市場建成后，虛擬電廠聚合商以類似于電廠的形式，參與市場獲取收益。

邀約型階段：在沒有電力市場情況下，由政府機構牽頭，各個聚合商參與，共同完成邀約、響應和激勵流程。

自治型階段：跨空間自主調度型虛擬電廠。隨著電廠聚合的資源種類越來越多，數量越來越大，空間越來越廣，形成“虛擬電力系統”，既包括可調負荷、儲能和分布式電源等基礎資源，也包括這些基礎資源整合而成的微網、局域能源互聯網。

當前，由于我國目前儲能和分布式電源以及電力交易市場尚未發展成熟，虛擬電廠主要處于邀約型向市場型過渡的階段。

4.虛擬電廠發展趨勢：儲能、分布式光伏加速推進

儲能是虛擬電廠推進的重要方向。

儲能自身特征：儲能發展能夠實現電力市場調頻調壓及暫態穩定。在不同時間根據分布式電源的特征及用戶用電特征進行短期功率的靈活調節，實現靈活性應急的作用。穩定的儲能技術能夠在電力短缺時釋放電能，達到應對中長期能量短缺的效果。

市場發展前景：云儲能市場和分布式儲能P2P市場是未來的重點發展方向。云儲能通過在云端聚合分布式儲能資源，為大量的用戶提供儲能服務。

作為共享經濟與電力系統儲能融合的產物，是未來電網的一個新形態。在能源交互機制基礎上，以點對點技術(P2P,(Peer-to-peer)為典型代表的分布式多邊交易形式應運而生。這種交易形式可實現配電網能量的就地平衡，在挖掘用戶的自主互動特性，減少集中管理模式下的計算壓力等方面有諸多優勢。

目前虛擬電廠發展著重于負荷調節方面，下一步虛擬電廠發展將圍繞推進分布式光伏接入聚合展開。

分布式光伏接入后，可以顯著增強虛擬電廠調控的靈活性，使虛擬電廠更好參與電力交易市場。

分布式光伏加速接入可以助推“源網荷儲一體化”的落地，將有效解決新能源與傳統能源和儲能之間協同難、消納難等制約新能源行業發展的突出“痛點”，助力加快構建以新能源為主體的新型電力系統。

5.虛擬電廠發展趨勢：從運營平臺到能源互聯網

虛擬電廠在我國仍處于試點示范階段，隨著虛擬電廠發展的逐漸成熟，虛擬電廠產業鏈將會進一步完善，從聚合平臺逐步向能源互聯網發展。

能源互聯網是運用信息通信技術，將分布式能量采集裝置，儲存裝置和各類負載等能源節點互聯起來實現能量雙向流動的交換與共享網絡。

隨著新一代能源技術與移動互聯網、大數據等新興技術的發展，傳統能源行業的結構、市場環境和商業模式也在逐漸發生著變化，帶動資金、技術和產業，形成集聚效應。虛擬電廠從運營平臺向能源互聯網方向發展將成為投資領域的新亮點。

虛擬電廠的興起回應了新能源行業的什么痛點?

1.虛擬電網發展背景：能源需求轉型，用電供需矛盾突出

圍繞電力的產生和消耗，大體分為發電測、電網側和用電測。

電網對運行安全有嚴格要求，電網安全的首要目標就是保證發用電的實時平衡，需要發電側的不斷調節去擬合負荷曲線。

新能源發電嚴重依賴于自然資源(光照強度、風力強度)，具有隨機性、間歇性和波動性的特點，對負荷的支撐能力不足。

若規模化直接并入電網發電，將會對電網造成巨大沖擊，威脅電力系統安全以及供電的穩定性。另外，由于小型分布式新能源發電設施、儲能設施、可控制用電設備、電動汽車等的持續發展普及，在用電側，很多電力用戶也從單一的消費者轉變為混合形態的產銷者，并且各類激增的大功率用電設備(如充電樁)“吃”起電來，也是讓電網直呼壓力山大，顯然不能任由其“胃口大開”一哄而上。因而，新的發用電勢態下，“虛擬電廠”應運而生。

2.供給側：火力發電仍占主導，水力、風能發電量不穩定

電力發電結構：我國電力發電仍以火力發電為主，2021年火力發電占比71.13%，水力發電占比14.6%，風力發電占比6.99%，核能發電占比5.02%，太陽能發電量占比2.26%。隨著煤炭價格的上漲，發電成本增加，火力發電廠發電意愿下降。

光伏發電裝機量分布不均：2022年一季度，全國光伏新增并網裝機1321萬千瓦，同比提高138%。新增裝機規模較大的省份包括河北180萬千瓦、浙江164萬千瓦、山東150萬千瓦。受地理位置和自然條件影響，光能資源分布不均勻，各省份裝機量差異較大。

風電裝機量分布不均：2022年一季度，全國風電新增并網790萬千瓦，同比增加16.7%。新增并網規模較大的省區主要有吉林163萬千瓦、甘肅90 萬千瓦、山西68萬千瓦。截至3月底，全國風電累計并網3.37億千瓦，同比增加17.6%。一季度海上風電新增并網36萬千瓦，受2021年底海上風電國家補貼到期影響，海上風電新增裝機規模放緩，同比下降79%。

3.需求側：用電側總量與結構變化提高負荷峰值

用電負荷總量屢創新高：當前社會用電短期峰值負荷不斷攀升，加之極端天氣的沖擊，2022年夏季我國部分地區區域電力供需緊張，國家電網5個區域電網和19個省級電網負荷屢創新高，四川等省份啟動了限電措施。

用電需求結構變化，電力負荷特性惡化：近年第三產業及城鄉居民用電的增長形成了“日內雙峰”的特征，同時拉大了用電負荷峰谷差，使能源電力保供形勢更為復雜嚴峻。以上海為例，2020年夏季的最大峰谷差率高達43%，導致本地發電機組頻繁啟停，對機組安全性造成了負面影響。

4.虛擬電廠兼具靈活性和經濟性

靈活性：把負荷側的這些資源，包括用電負荷、儲能，以及分布式的資源，通過信息化手段和技術自動化手段集合起來，使其具備一個電廠的特性。

它既可作為“正電廠”向系統供電或控制可調負荷調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納，配合填谷，能夠實現配電網側新能源的聚合管理、就地消納及靈活運行。虛擬電廠削峰填谷示意圖

經濟性：投入成本約為火電廠的1/8。我國東西部電力供需關系趨緊，電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負荷95%以上峰值負荷累計不足50小時。峰谷差問題可以依靠多種手段緩解，但總體來看，隨著虛擬電廠技術的日漸成熟，虛擬電廠將成為削峰填谷投資成本最低的手段。

根據國家電網測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足其經營區5%的峰值負荷需要投資4000億，而通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環節投資僅需500-600億元，既滿足環保要求，又能夠降低投入成本。

火電廠和虛擬電廠投資成本比較(億元)

虛擬電廠在各國如何落地?

1.歐美虛擬電廠發展歷程

德國：虛擬電廠已實現商業化

德國的虛擬電廠已實現商業化。其主要業務是在批發市場銷售100kW以上中型可再生能源電廠生產的電量，在日前市場優化其售電，使這些電廠成為虛擬電廠資源。

虛擬電廠有利于靈活性較高的機組獲利。除可再生能源電廠外，燃氣熱電聯產、電池儲能、應急發電機和需求響應等都可作為虛擬電廠資源。其主要應用場景是通過電力市場的靈活電價，引導電廠管轄內系統優化發用電成本，優化交易收益。

在德國，虛擬電廠上中下游產品已經逐漸完備，虛擬電廠可直接參與電力市場進行交易之外，還參與電網系統輔助服務(二次、三次調頻)來收取服務傭金，以及針對不同用戶都有相應的售電套餐。

根據運營商不同，德國的虛擬電廠大致可分為三種類型：獨立虛擬電廠運營商、大型電力公司(跨國、地區和市級企業)以及新型市場參與者。

歐洲：產業鏈分工明確，商業模式聚焦發電側

歐洲虛擬電廠通常由獨立虛擬電廠運營商、發電企業或部分輸電網運營商(TSO,TransmissionSystemOperator)提供服務。

從產業鏈角度：歐洲的電力系統分為發電、輸電、配電和售用電環節，而電網運營主體可以劃分為輸電網運營商和配電網運營商(DSO,DistributionNetworkOperator)。輸電網運營商負責控制和運行輸電網，包括監測和控制電網內斷路器、開關以及輸電網的電壓。配電網運營商負責將能源進行分配和管理，并輸送給終端消費者，屬于競爭性業務。歐洲各國根據區域劃分輸電網運營商的管轄范圍，并依靠跨國電網鏈接，屬于區域性壟斷業務。

基于以上分工，目前商業化歐洲虛擬電廠主要由獨立第三方運營商、發電公司或TSO提供服務。德國四家運營商通過參與歐洲互聯電網的方式進行跨國電力交易。德國DSO數量超過900個，分別負責德國900多個配電網區域。隨著分布式可再生能源(DER,DistributedEnergyResource)直接輸入配電網，以及DER的間歇性和隨機性，配電網負載壓力增大，因此上游運營商主導的虛擬電廠應運而生。

聚焦發電測，實現降本增效

20世紀初，歐洲開始利用可再生能源發電。截至2020年，歐盟可再生能源發電量占比達到38%。由于歐洲發電資源較為分散，早期虛擬電廠主要聚焦于電力供給側，聚合發電資源，幫助可再生能源穩定并網，協調發電功率。

從收益方式的角度：一方面，虛擬電廠能夠幫助發電企業降本增效，并從中獲取服務費分成。另一方面，虛擬電廠可以直接參與電力現貨交易和輔助服務，獲取輔助服務及電力交易收益的分成。

2.中國：虛擬電廠發展處于初級階段

目前，國內虛擬電廠仍處于初級階段，以試點示范為主。在我國，主要以需求響應為主流，而虛擬電廠側重點在于增加供給，產生逆向潮流現象。虛擬電廠的發展可分為三個階段：邀約型、市場型以及跨空間自主調度型虛擬電廠。當前，我國虛擬電廠正處于邀約型向市場型過渡階段，呈現以下幾個特點：

虛擬電廠政策有待完善，亟待出臺國家和省級層面專項政策。

目前，國家層面還沒有出臺專項的虛擬電廠政策，省級層面僅有上海、廣東、山西分別出臺了《關于同意進一步開展上海市電力需求響應和虛擬電廠工作的批復》(2020.9.16)、《廣州市虛擬電廠實施細則(征求意見稿)》(2021.6.30)和《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》(2022.6.23)。

與虛擬電廠相關的政策主要涉及需求響應、輔助服務等。為調動用戶側資源響應電力系統積極性，在2013年需求側試點基礎上，上海、江蘇、廣東、浙江、山東、河南等14個省區出臺了需求響應新政策;江蘇、湖北、遼寧、湖南、河南、安徽、福建、貴州、江西等省區，以及東北、華東等五大區域出臺或對電力輔助服務政策進行了修訂;華北、華中、浙江、江蘇等地能源主管部門開放了虛擬電廠等第三方主體和用戶資源參與調峰輔助服務身份。

虛擬電廠，目前主要作為調度對象參與電網調度運行控制，作為市場主體參與電力市場交易，以實現電網靈活性資源的聚合和協調優化調度。

2022年5月20日，部署于國電投深圳能源發展有限公司的虛擬電廠平臺，成為我國首個虛擬電廠調度用戶負荷參與電力現貨市場盈利的案例。廣東、上海、江蘇、河北等地已開展虛擬電廠試點建設。

如何梳理虛擬電廠產業鏈?

1.虛擬電廠產業鏈圖譜

2.聚焦虛擬電廠上游：基礎資源分類

非連續性工業、電動交通和建筑空調是調節意愿、調節能力和調節聚合成本俱佳的優質可調負荷資源。

虛擬電廠盈利能力如何?

1.電價機制改革

電價是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：峰谷電價差越大，用戶購買輔助服務和需求側響應的激勵也就越大;電價平均水平越高，用戶購買能效優化服務、虛擬電廠進行現貨交易的收益也就越大。因此，電價機制改革進程是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。

分時電價機制進一步完善，拉大峰谷價差

2021年7月，國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，合理確定峰谷電價價差，系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價原則上不低于4：1，其他地方原則上不低于3：1;建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價的基礎上上浮比例原則上不低于20%。在《通知》發布后，多省市相應政策，制定出臺了相應的峰谷電價政策。

電價機制改革推高電價

自2021年7月推進分時電價機制與2021年10月燃煤上網電價政策的調整以來，電力生產工業生產者出廠價格指數不斷走高，這體現了上網電價的提高。我們預計，隨著市場化電價機制改革的不斷深入，我國上網電價上漲的趨勢仍將持續。

2.電力市場改革推進，電力現貨市場建設推進

現貨市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：電力現貨交易與中長期交易互為補充，其中現貨市場具有重要的價格發現功能，中長期市場的電力價格往往根據現貨市場價格而定，因此電力現貨市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。

電力現貨市場建設加速推進，形成“8+6”試點格局

2017年8月，國家發改委、能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，在南方(以廣東起步)、浙江、蒙西、山東、山西、福建、甘肅、四川8地開展電力現貨市場試點工作;2021年5月，國家發改委、能源局發布《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，在上海、安徽、江蘇、遼寧、河南、湖北6省市開展第二批電力現貨市場試點工作。

電力現貨交易規則不斷完善

2019年7月，國家發改委、能源局編制《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》，明確建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場，并且要求跨省中長期電力交易的偏差部分按照受(送)端省份現貨市場規則進行結算;2021年11月，國家電網有限公司經國家發改委、能源局同意，正式印發《省間電力現貨交易規則(試行)》，對電力現貨交易的具體方式、機制和步驟作了明確的設計。

3.電力市場改革推進，統一電力市場建設加速

統一電力市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素

對基礎資源的聚合能力是決定虛擬電廠競爭力的重要因素，而統一的電力市場將為虛擬電廠提升跨空間資源聚合的能力打開空間，奠定虛擬電廠商業模式向跨空間自主調度型階段發展的基礎。

目標2030年基本建成統一電力市場

全國統一電力市場體系建設提速：2022年1月，國家發改委、能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，制定了推進全國統一電力市場建設的總體目標，即2025年初步建成全國統一電力市場體系，國家市場與省(區、市)/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營;2030年基本建成全國統一電力市場體系，國家市場與省(區、市)/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易。

統一電力市場率先在南網落地，交易總量與交易主體擴容

2022年7月，覆蓋范圍包括廣東、廣西、云南、貴州、海南等五省區，涵蓋電力中長期、現貨、輔助服務交易，按照同一個交易規則和技術標準運行的南方區域電力市場啟動試運行，標志著全國統一電力市場體系加速構建。根據南方電網的預計，2022年南方區域電力市場累計市場化交易電量將達到1.11萬億千瓦時，接近云南、廣東、貴州三省在2021年的全社會用電量總和。到2023年底，市場化交易電量占比將達到80%左右，參與交易的市場主體將增加到800多萬戶，是之前的80倍。我們預計，隨著全國統一電力市場建設在未來進一步推進，電力市場交易總量與市場主體的數量將進一步增加，對電力系統綜合調節能力的要求將隨之提升，從而帶動對虛擬電廠輔助服務的需求。

4.虛擬電廠商業模式的頂層設計

商業模式頂層設計是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。

我國虛擬電廠總體處于試點階段，多數試點項目涉及的業務場景較為有限。并且省級層面缺乏統一的虛擬電廠平臺，已建的虛擬電廠平臺沒有統一的標準和接口，以分散的不同市場主體自建虛擬電廠為主，這限制了虛擬電廠聚合基礎資源能力的提升上限。因此我們認為，虛擬電廠盈利能力的提升，需要頂層設計提供統一的省級/市級/區域及虛擬電廠平臺，實現與大電網的互動控制，從而開辟應用模式拓展的新空間。

虛擬電廠商業模式頂層設計尚待完善。

目前，國家層面的虛擬電廠專項政策尚未出臺，省級層面僅有上海、廣東、山西分別印發了了《關于同意進一步開展上海市電力需求響應和虛擬電廠工作的批復》、《廣州市虛擬電廠實施細則(征求意見稿)》和《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，亟待出臺國家層面和更多省級層面的專項政策。我們預計，隨著國家層面頂層設計的完善與統一的虛擬電廠平臺的建設，虛擬電廠涉及的業務場景與盈利方式將進一步多樣化發展。

虛擬電廠市場空間有多大?

虛擬電廠的業務場景主要有輔助服務交易、需求側響應、現貨交易與能效優化。

輔助服務交易：參與電網調峰、調頻、備用，通過調配可控資源提供發電容量，保證電網穩定運行，并獲取補貼收入。

需求側響應：虛擬電廠根據合同要求按時按容量切負荷，保障電網供需平衡，并獲取補貼收入。

現貨交易：代表產銷者集群在電力現貨市場進行交易，優化電網運行供需，并獲取分成收入。

能效優化：為大用戶提供能源資源優化管理服務，預測電力市場價格波動，幫助用戶決策可調負荷的用電行為，代理購電業務，提供智能用電方案，并從客戶獲取分成收入。

投資市場規模：根據全球能源互聯網發展合作組織的預測，2025年、2030年最大負荷則將分別達到15.7、18.2億千瓦。我們根據國家電網的數據測算得到，虛擬電廠可調負荷資源庫的投資成本約為914元/千瓦，由此預計2025年、2030年虛擬電廠投資規模將分別達到718、998億元。

運營市場規模：我們認為虛擬電廠的核心服務為平抑峰值負荷，因此通過測算虛擬電廠用可調負荷資源庫解決峰值負荷調節問題所帶來的平抑負荷的價值，作為虛擬電廠運營市場規模的估計。我們預計2025年、2030年虛擬電廠的運營市場規模將分別達到932.19億元、1,283.10億元。

國內市場來看，參與虛擬電廠項目的主要三類，一是虛擬電廠軟件平臺服務商，為電網公司虛擬電廠搭建軟件平臺的公司，如國能日新、國電南瑞、國網信通、東方電子、遠光軟件、朗新科技。二是負荷聚合商，聚合長尾需求側資源，提供需求側的電力預測曲線，并參與電網的需求側響應獲取補貼分成，如恒實科技。三是如電享科技、國能日新等從新能源、新型儲能領域開展虛擬電廠技術研發和布局的企業。

部分企業虛擬電廠布局情況

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