电力系列报告（二）：虚拟电厂-电改东风已至，广阔蓝海将成

虚拟电厂是解决电网尖峰负荷最经济的选项之一。随着中国经济的快速发展，电力需求继续保持增长态势。从电力结构来看，三产和居民消费占比不断增加，时段性需求带来电力负荷特性恶化，用电峰谷差拉大，尖峰负荷拔高且短暂。根据国网推算，通过建设煤电机组满足经营区内5%的峰值负荷，需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂的建设、运营与激励，则仅需约煤电投资的1/10，虚拟电厂经济性更高。虚拟电厂是基于IOT、云服务、AI等信息技术将可控负荷、分布式电源、储能等资源汇聚起来，并以虚拟化的“电厂”参与电力市场，随着国内分布电源、储能资源的快速建设以及IOT技术的发展，虚拟电厂将逐步为稳定电网安全做出更多贡献。 国内虚拟电厂仍处初级阶段，未来具备广阔空间。虚拟电厂的发展包括邀约型、市场型、自主调度型三个阶段。由于我国电力市场建设还不够完善，当前虚拟电厂仍处于邀约阶段。在邀约模式下，以政府为主导，电网负责数据搜集及管理，负荷聚集商（虚拟电厂运营商）负责实施并协调用户，目前，以江苏、浙江、上海、冀北等地的试点为主，盈利模式还比较单一，收入来源主要为政府补贴及参与电力辅助服务市场，由于补贴资金来源的有限，整体市场规模仍比较小。从虚拟电厂运营商的类型来看，主要包括聚集需求侧资源的负荷聚合商以及聚焦虚拟电厂软件平台建设的技术服务商，虚拟电厂运营商的负荷聚集能力及数据监测能力也是其未来发展的核心竞争优势。从竞争格局来看，由于行业处于启动期，行业集中度很低，以广州市为例，2021年8月至今参与虚拟电厂项目的企业，其主营业务分别为售电/综合能源业务/充电桩制造建设运营/能源数字化/电力工程/电力设备制造的企业数量分别为4/6/5/2/7/1，行业集中度很低。从市场空间来看，在政策驱动下，未来虚拟电厂或将具备广阔发展空间 ，预计2025/2030年虚拟电厂市场规模分别为497.73/881.53亿元。 对比海外市场发展，国内虚拟电厂业务仍具较大提升空间。从欧洲虚拟电厂发展来看，可再生能源的快速发展让欧洲成为虚拟电厂的先行者，其中德国在虚拟电厂的发展处于前列，目前德国已实现虚拟电厂商业化，可将分布式电源、储能与可调负荷结合开展业务，通过电力市场的灵活电价，引导电厂优化发电成本，实现最大化收益，此外，德国虚拟电厂运营商还可参与电力辅助服务，通过电网系统辅助服务（调频、调峰）等获取佣金。以德国领先的虚拟电厂运营商Next Kraftwerk为例，其根据风电、光伏、生物质发电、水电的不同特性，参与不同的电力服务，实现了收益的最大化，同时通过NEMOCS软件系统，实现了聚合资源、监控数据、数据处理、优化资产运营、实施个体控制等功能。从美国虚拟电厂的发展来看，美国电价的持续上涨催生了户用光伏需求，EIA数据显示，2001年至2021年这20年间，美国零售电价上涨了53%，带动了户用光伏装机规模快速提升，为虚拟电厂的发展构建了基础。以特斯拉为例，其通过推出家用储能电池Powerwall，并联合公用事业公司布局虚拟电厂业务。具体模式是公用事业公司以低折扣价格为客户提供特斯拉储能系统。并要求客户将储能系统部分容量用于电网平衡，以此实现与客户共享收入。 投资建议：全球气温升高及经济的快速发展，尖峰负荷拔高且短暂，为保障更经济地实现电力供应，避免拉闸限电，需求侧响应受到广泛关注，此外，随着分布式电源、储能的发展，虚拟电厂可聚合的负荷量逐渐提升。同时，电力市场的日趋成熟，也为虚拟电厂的发展带来强大支撑。建议关注：布局智慧能源系统，具备虚拟电厂业务支撑能力的【朗新科技】；已开展虚拟电厂业务并持续布局的【国能日新】；全面投入综合能源服务并布局虚拟电厂资源的【恒实科技】；面向电力企业可提供虚拟电厂平台建设运营服务的【国网信通】。 风险提示：政策推进不及预期、电力市场发展不及预期、技术创新不及预期。 1.虚拟电厂是满足电网尖峰负荷最具经济性的选项 1.1.电力需求保持增长，尖峰负荷逐步拔高 全国用电峰谷差拉大，尖峰负荷逐步拔高。Wind数据显示，2021年中国全社会用电量为8.31万亿千瓦时，同比增长10.30%，继续保持增长态势。用电结构方面，2021年第三产业、城乡居民生活用电占比分别为17.12%/14.13%，分别较2011年提升6.26/2.18个百分点，第三产业和居民生活用电的占比均不断增加，而第三产业和居民生活用电均具有显著的时段性，电力负荷曲线出现恶化，主要表现为用电峰谷差拉大，尖峰负荷拔高且短暂。 图1：2003-2021年全社会用电量（亿千瓦时）及同比增长率（%）图2：第三产业和城乡居民生活用电占比不断提升 虚拟电厂是满足尖峰负荷的重要手段。随着用电负荷特性持续恶化，电网负荷尖峰短而高，如果单纯依靠增加电源来满足100%的负荷需求要付出极大的代价。根据袁家海所著的《中国电力供应安全的经济性分析与保障路径研究》，“电网负荷的新常态下，中国的电力安全观也应有所调整，若需求响应规模可达最大负荷的5%，则电力规划不应以100%最大负荷为负荷平衡条件，95%更为经济、科学，剩余的5%则可以由需求响应、储能和新型可调度新能源（风电+储能、光伏+储能、光热、可再生能源集成虚拟电厂）等资源来满足”。根据国网测算，通过建设煤电机组满足其经营区内5%的峰值负荷，需要投资4000亿的电厂和配套电网，而通过发挥需求侧资源满足峰值负荷需求，投资规模仅约1/10，虚拟电厂的经济价值凸显。 图3：采用虚拟电厂满足国网经营区内5%峰值负荷所需的投资成本仅为建设煤电的1/10 1.2.虚拟电厂可聚合海量负荷资源，快速响应削峰填谷 虚拟电厂（Virtual Power Plant,简称VPP）,其核心思想就是通过运用IOT、云服务、AI等信息技术和软件系统将分布式发电、需求侧和储能资源汇聚起来，通过数字化的手段形成一个虚拟的“电厂”来做统一的管理和调度，同时作为主体参与电力市场。 虚拟电厂既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合系统填谷，既可快速响应指令，配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同电厂参与到电力市场交易、电力辅助服务交易等。 图4：虚拟电厂的定义 从资源端来看，虚拟电厂资源包括可控负荷、分布式电源、储能三类。虚拟电厂的发展是以三类可控资源的发展为前提的，分别是可控负荷、分布式电源与储能，以上三类电源在现实中往往糅合在一起，作为虚拟电厂的控制单元。 表1：虚拟电厂资源的主要类型 可控负荷中，非连续工业负荷是首选优质资源。各类负荷能否参与虚拟电厂以及参与度的大小除受外部价格信号影响外，更多与负荷的调节能力有关，一般而言，使用频次低、可调节时段长、响应时间快，则负荷的调节能力则较高。综合来看，可控负荷资源潜力的大小由“可调节能力”和“价格敏感度”两大因素决定，即单个用户可调节能力大、价格敏感度高，则具有规模开发的基本条件。在实际运行层面，工业中非连续生产作业，其可调节能力大、价格敏感度高，用户可调资源潜力大。 表2：部分行业可控负荷特点 可控负荷距离调峰目标仍有一定差距。根据2021年国家发改委发布的《国家发展改革委关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》，要求“提升市场化需求侧调峰能力，充分发挥电能服务商、负荷集成商、售电公司等市场主体资源整合优势，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。”2019年，受高温影响，我国实施削峰需求响应17次，削峰负荷达7037.70兆瓦。按照2019年7月最高用电负荷10.53亿千瓦的3%来计算，需要灵活负荷3159万千瓦，现有的需求侧响应调峰能力距离目标仍然有较大差距。主要原因是当前我国电力市场改革仍处在初期，分时电价与辅助市场交易机制还不够完善，导致用户与负荷运营商参与动力不足。 图5：2014-2019年度国内开展削峰需求响应负荷情况 分布式电源规模快速增长。分布式电源是指在用户现场或靠近用电现场配置较小的发电机组，以满足特定用户的需要，具有经济性、灵活性的特点。目前，国内对分布式能源的界定和统计还处于不严谨的状态。华经产业研究院数据显示，截至2020年底，分布式光伏约为78.15GW，分布式风电约为1.2GW。前瞻产业研究院数据显示，截至2019年底，分布式天然气发电约为1.5GW，因此粗略估计2020年分布式电源装机规模为80.85GW。国家电网数据显示，2025年国网区域分布式电源装机规模为1.8亿千瓦时，按此计算，预计十四五期间分布式电源装机的复合增速为17.36%，保持快速增长态势。 图6：2020-2025年中国分布式电源装机规模（单位：GW） 从技术端来看，主要包括计量技术、通信技术、智能调度决策技术、信息安全防护技术四类。精准的计量是虚拟电厂建立的基础，可靠的通信是虚拟电厂可靠生产的条件，智能调度决策技术是虚拟电厂发挥作用的重要保证，而信息防护技术是保证虚拟电厂稳定运行的底线思维。 图7：虚拟电厂平台架构示意 表3：国内外虚拟电厂核心技术 2.我国虚拟电厂仍处初级阶段，具备广阔市场空间 2.1.国内虚拟电厂运营模式处于邀约阶段，盈利模式单一 虚拟电厂运营模式发展包括三大阶段，我国仍处于最初级阶段。从虚拟电厂的发展阶段来看，依次可以分为邀约型、市场型、自主调度型。在第一阶段，由于电力市场建设不够完善，可通过政府部门或调度机构进行邀约，并由负荷聚合商响应，当前我国各省市试点的虚拟电厂以邀约型为主，其中以江苏、上海、广东等省市开展得比较好。在第二阶段，电力市场建设较为完善，负荷聚合商可以直接参与到电力市场进行交易，报价机制更为市场化。在第三阶段，负荷聚合商可实现跨区域自由调度。 图8：虚拟电厂运营模式发展的三个阶段 邀约型运营模式：政府主导，电网实施，负荷服务商负责协调，全社会共同参与。邀约型模式下，电网基于收集和统计的数据，设计出需求侧响应的种类，供用户或负荷集成服务商选择，用户根据自身实际情况（包括改变生产计划成本、预期的削减负荷能力和舒适度等）判断是否签订合同。当用户签订合约后，电网公司在系统出现紧急情况时确定需求侧响应负荷量，进行调度安排，并按合约规定将信息发送给客户，用户按照规定削减负荷，否则将处以惩罚。 图9：政府主导下的邀约型需求侧响应运营模式 各省开展的虚拟电厂项目以试点为主。目前江苏、浙江、上海、冀北等地均开展了虚拟电厂的实践，其中江苏主要参与的是需求侧响应市场，上海主要以聚合商业楼宇空调资源为主开展虚拟电厂试点，冀北主要参与华北辅助服务市场为主，从已开展的项目来看，目前已建的虚拟电厂平台水平参差不齐，没有统一的标准和接口，主要还是分散的不同市场主体自建虚拟电厂为主。 表4：中国虚拟电厂实践案例 盈利模式比较单一。虚拟电厂运营的收入主要来源于参与需求侧响应获得的补贴收入，另外部分项目也通过参与电力辅助服务市场获得。从收入端来看，主要包括需求侧响应获得的补贴收入以及参与辅助服务市场交易收入，从成本端来看，虚拟电厂平台、终端成本仍然较高，自控、信息设备等投入成本。 各省市补贴方式存在差异，补贴资金大致可以分为三类：1）国家及各省市设立的需求侧响应专项管理资金；2）额外征收的差别电价收入，如用电高峰期加价的电价；3）年度跨省区交易电量计划形成的购电价差盈余； 表5：全国需求侧响应补贴政策时间省份 2.2.市场竞争处于启动期，政策驱动快速成长 从产业链来看，虚拟电厂产业链包括上游基础资源、中游负荷聚合商、下游电力需求方。其中基础资源包括可控负荷、分布式能源、储能三类。虚拟电厂运营商包括负荷聚合商和技术服务商，负荷聚合商具有一定负荷资源优势，可以聚合零散负荷资源开展服务，技术服务商则主要依托软件开发、模型算法等方面的优势，可以为负荷聚合商提供技术服务，或者直接参与交易。电力需求方包括电网公司、售电公司、大用户等，其中以国网和南网为主的电网公司是电力市场的主要买方。 图10：虚拟电厂产业链体系 国内虚拟电厂运营商包括负荷聚合商与技术服务商两类。1）负荷聚合商，重点聚焦需求侧