虚拟电厂行业市场分析说明.docx

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1、虚拟电厂行业市场分析说明一、虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设，以解决发用电时间错配问题1.l风光发展带来发用电时间错配矛盾，电力系统灵活性资源需求日益增长我国风电、光伏产业发展迅速，发电量、装机容量占比逐年上升。发电量方面，2009年至2022年间，风电发电量从276.15亿千瓦时增长至最高7624亿千瓦时；光伏发电量从0增长至4276亿千瓦时，风光发电量占比从0.8%增长至13.7%,年度复合增长率约为22.5%。装机容量方面，2011年至2020年间，风电装机容量从15.28GW增长至最高72.IlGW,年度复合增长率约为16.8%;2013至2022十年间，光伏装机容量从12.92G

2、W增长至87.41GW,年度复合增长率约为21.0%。2022年光伏新增装机量再创新高，成为历年新增装机规模最大的一年。风电光伏大量并网带动电力系统灵活性调节资源需求提升。电力即发即用，而风电一般凌晨大发，光伏中午大发，用户侧用电高峰主要集中在上午和晚上，因此发/用电天然不匹配。随着风电光伏装机量、发电量不断提升，时间错配的矛盾愈发明显。为解决新能源发电-负荷侧用电的时间错配问题，电力系统对灵活性调节需求不断提升。建设虚拟电厂是解决时间错配的有效措施。发用电的时间错配问题，可以分为发电侧和负荷侧有两类解决措施。供给侧的解决方式主要为三种：1）火电灵活性改造；2）独立共享储能或新能源配储；3）特

3、高压远距离输电。需求侧的解决方式主要为三种：1）负荷管理；2）需求侧相应；3）虚拟电厂。其中，虚拟电厂便是负荷侧中解决时间错配的有效措施，通过整合分散的分布式资源，根据电力系统需求进行削峰填谷，整体可以同时作为“发电侧”或“用电侧”。图1:中国发电量结构（亿千瓦时）100,000.0016.0%90,000.0080,000.0070,0.0060,000.0050,000.0040,000.0030,000.0020,000.0010,000.000.00三三发电量:太阳能发电发电量:风电eI发电量:核电发电量:火电发电量:水电风光占比虚拟电厂是需求侧响应的延申，需求侧响应是主动的负荷管理。

4、负荷管理主要靠管制措施有计划的限制企业的用电，比如“有序用电”、“拉闸限电”，具有强制性，可能会影响公司的经营生产。需求侧响应则是市场驱动的、主动性的负荷管理，通过经济性驱动，让企业主动进行的负荷管理，从而降低顶峰负荷，减少电力系统的供电压力，需求侧响应一般指的是企业的负荷管理，灵活性资源主要是用户侧的可控负荷。虚拟电厂的范围更广，是通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统，其包括分布式发电资源、负荷侧的灵活性资源，可以整合一个区域的资源作为整体进行调节。微电网有望逐步与虚拟电厂相

5、结合。微电网可以理解为一个独立的电网系统，其内部可以独立运行，也可以并入大电网运行，可以说是第三级的电网系统（主网、配网、微网）。而虚拟电厂相比于微网，组织架构更复杂，运行需要依靠电网，规模较大，各个环节参与者更加细化，并且虚拟电厂具有市场激励机制，可以通过市场实现收益。微网可以简单理解成区域性的小型独立的虚拟电厂，其作为一个整体，也是负荷侧的灵活性资源。我们认为未来微电网有望成为一种灵活性资源参与虚拟电厂。1.2虚拟电厂具有较强的调节能力，我国的虚拟电厂处于发展初期虚拟电厂具有较强的灵活性调节能力。虚拟电厂并不实际发电，而是将分散的源、网、荷、储等元素进行集成调控，形成一个黑匣子，对外等效成

6、为一个可控的电源，具有较强的灵活性调节能力，可以作为发电电源可向电力系统供电，也可以作为负荷消纳系统的电力，同时具有向上和向下调节负荷的能力。虚拟电厂的核心是聚合资源的能源管理系统，基础是分布式、灵活性资源和电力市场。虚拟电厂本质是一个能源管理系统，因此智能化的软件平台、集控系统是虚拟电厂的核心。参与软件平台调度、控制的分布式能源、灵活性资源是虚拟电厂的资源基础。灵活性资源在能源管理系统的控制下，还需要进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换，实现盈利。因此电力市场等市场机制是虚拟电厂实现盈利的市场基础。虚拟电厂可分为一体化和负荷侧虚

7、拟电厂。根据山西省能源局虚拟电厂建设与运营管理实施方案，虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“源网荷储一体化”虚拟电厂。两者相比：1)“源网荷储一体化”虚拟电厂范围更广，不仅包括电力用户，还包括新能源、配套储能项目。2)“一体化”虚拟电厂项目的运营商为源网荷储一体化项目业主或者授权代理商。3)“一体化”虚拟电厂调节精度更精确，不超过10%的波动。表3：根据山西省能U的实方案划分的W蜘类型M网黄储一体化”虎IR电厂定又指列入“源网苻储一体化”试成项目,建描出相电厂运营商聚合其绑定的具缶负荷调节能力的市场成后新能源、用户及配卖储能项目通过出化电力用户(包括电动汽车、可调节黄符、可中断负荷拟电厂一体化聚

8、合，作为独正本场主体赛的，作为个整体俚现为抗新状态)担建成制Ii电厂,对与电力市场,原则上不占用系统诩峰能外提供负荷的灵活响应调节服务,力，具备自主调峰、调节能力。井可以为公共电同提供调节服务。运营商选售管理具有山西电力市场交易资格的停电公司或电力用户-体化”项口主体发拧授权代理商，井具有山西电力市场售电费格参与市场参与中KWI,现货及辅助用务市场与现货及抽动服务市场以好15分钟为一员节!度个时段计界偏差率并进行考核要求“负衍类”虚拟电不超过15%要术“一体化”虚拟电厂不超过10%虚拟电厂发展可以分为三个阶段：邀约型阶段、市场化阶段、自主调度型阶段。邀约型阶段是在没有电力市场的情况下，由政府部

9、门或者调度部门发出邀约信号，各个聚合商、虚拟电厂参与组织资源以可控负荷为主进行响应，共同完成邀约、响应和激励流程，我国目前处于邀约型阶段；市场化阶段的最大变化为电力市场建设完成，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，基于自身商业模式分别参与电力现货市场、辅助服务市场、容量市场等获得收益，德国、美国等地区逐步向市场化阶段迈入；自主调度型阶段的变化为虚拟电厂的区域范围扩大，类似为“虚拟电厂电力系统”，不仅包括分布式能源，也包括这些资源的组合形态（如微电网、区域能源互联网等），收益模式也更加丰富，包括跨区域的电力市场交易。目前我国正处于邀约型发展初期。我国虚拟电厂具有盈利空间，但商业模式仍在探索中。

10、目前我国的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段。已经开展的虚拟电厂业务主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但是需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，一定程度丰富虚拟电厂的商业模式。1.3虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设虚拟电厂在经济性方面具备显著优势，前期投入为200-400元/KW,建设/运营/激励等环节投资为853元/KW。灵活性资源建设中可以分为电源侧、储能、需求侧、电网侧等。从建设的固定成本

11、来看：1.常规煤电灵活性改造成本600-700元/KW,燃煤热联灵活性改造成本300-500元/KW,注意这里的成本只是固定成本投入，改造之后会增加机组的磨损以及老化，从而增加折旧成本，并且灵活性调节本质等于在稳定运行的前提下减少发电，因此会损失发电收益。2.储能来看，抽水蓄能建设成本为630卜7200元/KW,电化学储能建设成本为1500元/kWh,今年来看，储能的造价因碳酸锂的价格大幅下降有明显降低。3.需求侧来看，需求响应前期平台建设、设备更换等投入只需要200-400元/KWo另外，根据国家电网测算，满足5%的峰值负荷，通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元。

12、我们按照2022年的最大负荷12.9亿千瓦的5%,虚拟电厂建设运营激励等环节投资550亿元进行测算，得到单位投资为853元/KWo我们认为虚拟电厂具有较好的经济性的重要原因之一为：虚拟电厂并不需要新建设灵活性资源，他起到的作用是聚合存量的规模较小而难以发挥作用的灵活性资源，因此建设虚拟电厂基本上需要的为通信、软硬件等建设，而不需要灵活性资源的建设，成本较低。二、顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔2.1中央政策方向明确，虚拟电厂的建设有望加速中央部委多次提及建立虚拟电厂，近两年政策密集出台。从政策发展脉络来看，2015年国家能源局以及发改委便提及虚拟电厂的商业模式创新，发展至今由

13、更多实施细则不断推出，比如关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见明确提及相关的灵活性资源（用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源）,以及市场参与者（负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等）；科技支撑碳达峰碳中和实施方案提及建立一批适用于分布式能源的“源-网-荷咻-数”综合虚拟电厂。从政策的出台看密度来看，近两年的政策密集出台，虚拟电厂的建设有望加速推进。我们认为政策明显加快的原因一方面是电力市场持续深入推进叠加用户侧灵活性资源不断建设、挖掘，虚拟电厂的基础建设逐步完善，另一方面是新能源装机、发电量节节攀升，电网消纳压力逐步增大，灵活性资源的建设迫在眉睫，因此

14、需要挖掘用户侧的灵活性调节资源，从而虚拟电厂在政策上来看，呈现加速建设的态势。各省出台电力需求侧响应利好政策，助力构建需求侧响应盈利性。近几年，各省先后出台需求侧响应的细则，明确需求侧响应的参与规则、收益计算模式以及响应价格。准入门槛来看，虚拟电厂或负荷聚合商的准入门槛多数为100OKW,部分地区如山东（5MW以上）、陕西（2MW以上）、安徽（5MW以上）、福建（2.5MW以上）要求更高。收益模式来看，补偿基准价格基本上为4元/kWh,如福建、浙江，其他省份价格有所差别，基本在0-5元/kWh之间，另外部分省份如浙江、河北、安徽等地区设置了容量补贴。政策多为20222023年出台，我们预计未来

15、更多省份有望出台相关利好政策，虚拟电厂的盈利模式有望初步打通。2.2虚拟电厂的两大基础建设加速推进，虚拟电厂正处于OT的过程虚拟电厂的两大基础建设分别为灵活性资源的建设或挖掘，电力市场的建设。这两大基础建设近期处于加速推进的态势。电力市场化改革逐步深化，现货市场、中长期市场、辅助服务市场等模块逐步完善。2022年1月国家发改委、国家能源局出台关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，明确指出到2025年初步全国统一电力市场体系。电力市场改革围绕电力商品属性为核心，建立完善电力现货市场、电力中长期交易市场、辅助服务市场等功能模块，引入储能电站、虚拟电厂、分布式能源等新型市场主体参与市场交易，利

16、用市场机制优化电力资源配置，有利于促进新能源消纳和能源结构转型。工商业储能是体现虚拟电厂灵活性的核心基础，虚拟电厂有望拓展工商业储能盈利模式。对于虚拟电厂而言，灵活性主要表现为为可调节负荷、用户侧储能。空调、电动汽车等需求侧的可调节性资源可以通过聚合方式参与虚拟电厂，从市场交易获益。考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7元/kWh（介于0.60-0.78元/kWh）以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。短期来看，工商业储能需求2023三2025年有望达5.1、10.4、18.7GWho在收益不断提升、成本不断下降、政策持续推动、缺电焦虑持续的情况下，我们预计未来两年经济性将推动工商业储能快速发展。我