新能源IT深度十：从虚拟电厂商业模式看千亿空间–20220908

核心逻辑 ►技术角度看虚拟电厂：定义&发展背景&发展趋势&竞争力 发展背景：新型电力系统下的能源保供工作要求大力提升电力负荷的弹性，虚拟电厂能够充分挖掘负荷调节能力，兼具灵活性与经济性。 发展趋势：（1）目前我国虚拟电厂聚合的资源集中在负荷侧，下一阶段虚拟电厂将大力推进分布式光伏等资源的接入聚合；同时，储能将成为虚拟电厂中重要的灵活性资源；（2）虚拟电厂将从试点向平台型商业模式发展，并将参与大电网互动。我们推测，未来的虚拟电厂运行架构中主要包含4层架构&5类角色。 核心竞争力：一为客户资源，二为技术能力。技术方面，我们认为实现对每种负荷的协调控制是关键和难点，即调度know-how是关键。 ►商业角度看虚拟电厂：业务场景&盈利型催化因素&空间测算 虚拟电厂的主要业务场景包含辅助服务、需求响应、市场化交易、能效管理。 我们认为虚拟电厂的盈利性主要受以下三方面的催化：（1）完善虚拟电厂专项政策，完善需求响应、辅助服务市场政策，进一步明确虚拟电厂商业模式；（2）电力现货市场建设加速，推动价格发现，统一电力市场加速推进，电力市场参与主体将急速扩容；（3）电价是决定虚拟电厂盈利能力的核心指标，电价机制改革不断深入，能为虚拟电厂进一步打开盈利空间。 ►虚拟电厂空间测算：（1）投资建设市场空间：根据我们的估算，到2025年，虚拟电厂的投资建设 市场规模将超过300亿元，平均每年投资建设规模达到105~200亿元。（2）运营市场空间：我们认为虚拟电厂的商业本质是通过解决95%以上峰值负荷的问题创造价值。根据我们的估算，预计2025年虚拟电厂的运营市场规模将达到968亿元，2030年将超过4500亿元。 投资建议：核心推荐国能日新，东方电子，朗新科技，受益标的还包括南网科技、恒实科技、远光软件、国电南瑞、国网信通等。 风险提示：1）政策落地不及预期；2）虚拟电厂技术发展不及预期；3）电力市场改革不及预期；4）市场系统性风险等。 01技术角度看虚拟电厂 1.1虚拟电厂定义：核心是聚合和协调控制 ►虚拟电厂的定义：虚拟电厂是一种物联网技术，将不同空间的可调节负荷、储能侧和电源侧等资源聚合起来，实现自主协调优化控制，聚合参与电力系统运行和电力市场交易。 ►虚拟电厂的核心功能是调节分布式电源、储能和可控负荷。 1）调节分布式电源：分布式电源规模小、分布广、种类多，虚拟电厂通过储能把分布式电源组织起来，平抑出力波动并进行统一调控。 2）调节柔性负荷、储能、电动汽车等：比如在冬夏两季用电高峰期，虚拟电厂控制系统通过AI和远程控制，在不影响人体舒适度的情况下，调节空气温度；在不影响楼宇安全的情况下，调节电梯运行方式；调节楼宇中的储能设备；将周边楼宇充电桩的充电模式由快充变成慢充等。 1.2虚拟电厂发展背景：用电尖峰负荷持续提升 ►电能在能源消费中所占的比例不断增大，将由2020年的26%提升至2060年的70%。 电能替代是实现碳中和的主要手段之一，2022年3月，国家发改委等十部门联合发布《关于进一步推进电能替代的指导意见》，明确提出到2025年，电能占终端能源消费的比重达到30%左右。根据全球能源互联网发展合作组织，预计到2060年电力占终端能源消费比重将提升至70%。 ►全社会用电量持续提升，用电尖峰负荷水涨船高。 2021年，全社会用电量达到8.3万亿度，同比增长11%；全国主要电网最高用电负荷合计达到11.9亿千瓦，随之同比增长11%。 1.2虚拟电厂发展背景：能源电力保供形势复杂严峻 ►今年入暑以来，多个省份用电负荷创历史新高，能源电力保供形势复杂严峻。各地纷纷强化电力需求侧管理，制定有序用电方案，部分地区陆续开始实质限电。江苏、浙江、四川、安徽等省份均不同程度上发布了限电通知。 8月14日，四川省发布《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户（含白名单重点保障企业）实施生产全停（保安负荷除外），放高温假，让电于民，时间从8月15日至20日，共持续6天。8月15日，四川召开电力保供调度会，会议指出，预计全省最大用电负荷将比去年同期增加25%，四川的电力供需形势已由7月份的高峰时期电力“紧缺”，转变为全天电力电量“双缺”局面。 8月16日晚，重庆市经济和信息化委员会、国网重庆电力公司联合发布《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，启动有序用电一级方案，纳入有序用电方案的所有电力用户必须全部参与执行(保安负荷除外)，时间从8月17日至24日，持续8天，加之重庆市北碚区此前发布的限电令，重庆部分地区的限电时间长达11天。 1.2虚拟电厂发展背景：新型电力系统要求大力提升需求侧负荷弹性 ►新型电力系统下的能源保供工作要求大力提升电力负荷的弹性。 充分发掘需求侧可控负荷、可中断负荷、电动汽车充电网络、储能等资源的灵活调节潜力，加强电力需求侧与电力生产和供应侧的协同互动，鼓励以负荷聚合商、虚拟电厂等方式聚合需求侧资源参与需求响应，追踪可再生能源出力，为系统提供调峰调频等辅助服务。 在保障系统安全稳定运行的同时，电力需求响应还可通过引导需求侧电力负荷与供给侧新能源出力曲线的趋同，促进可再生能源电力的规模化消纳。 1.3虚拟电厂：挖掘负荷调节能力，兼具灵活性与经济性 ►需求侧：尖峰负荷规模持续增加，但单次持续时间短、出现频次低、累计持续时间短，每年95%以上峰值负荷不超过50小时。 ►供给侧：若一味通过扩建电厂来满足尖峰时段的用电需求，便会在用电低谷期产生巨大浪费，新型电力系统亟需挖掘负荷侧调节能力来应对发、用电实时平衡；虚拟电厂聚沙成塔的技术逐渐成熟。 ►虚拟电厂能够调动负荷侧资源，兼具灵活性与经济性。 经济性：据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区5%的峰值负荷需求，需要电厂及配套电网投资约 4000亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为400-570亿元，成本仅为1/7至1/10。 ►虚拟电厂能够调动负荷侧资源，兼具灵活性与经济性。 灵活性：建设虚拟电厂前，分布式能源、储能、可控负荷、充电桩等一般体量较小，不具备准入市场化交易的资 格；分布式能源容量小、数量大、分布不均、管理困难，且可能对电网稳定运行带来冲击；建设虚拟电厂后，多种负荷通过多能互补等方式提升能源输出稳定性，通过能效管理等方式提升综合能效水平，还可以通过参与需求响应、辅助服务获取获取补贴或参与市场化交易直接获取利润。 1.4产业链条梳理：上游为分布式资源，下游为电网及其他电力需求方 ►按功能不同，虚拟电厂可划分为技术型虚拟电厂和商业型虚拟电厂。从商业型虚拟电厂的产业链来看： 虚拟电厂的上游为分布式电源、储能资源和可控负荷，中游是通信、信息化技术、智能化设备等IT资源提供商以及资源聚合商（即虚拟电厂运营方），下游是电网公司及参与电力市场的其他售电公司、用户等。 虚拟电厂的基本商业模式为：资源聚合商通过电力交易市场或辅助服务获得收益，再与上游的分布式资源所有者进行收益分成。 1.5发展趋势1：聚合资源从负荷侧向储能、分布式光伏等推进 ►目前我国虚拟电厂聚合的资源集中在负荷侧，对分布式光伏等资源的接入及预测能力不足。 从聚合的资源来看，主要以负荷侧可调资源为主，尤其是工业负荷、商业楼宇空调负荷、蓄热式电采暖为主，外加一些充电桩和储能车等资源，而对于容量大、资源多而广的分布式光伏等可再生能源不可控，且精准预测能力不足。 ►下一阶段虚拟电厂将大力推进分布式光伏等资源的接入聚合。 在山西省提出《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》中，按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同，将虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“一体化”虚拟电厂两类。其中“一体化”虚拟电厂指列入“源网荷储一体化”试点项目，可以作为独立市场主体参与电力市场，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。 ►分布式光伏等资源加入虚拟电厂后，不仅能使虚拟电厂的灵活性和可调性得到增强，还使得虚拟电 厂具备真正的发电能力，能够更好地参与电力交易市场或实现隔墙售电。 ►储能将作为虚拟电厂中重要的灵活性资源。 用户负荷存在自身负荷特性及其可调节性方面的限制，单独的虚拟电厂运营主体在电力直接交易及辅助服务市场中容易出现偏差，可能直接导致经济损失；而储能作为重要的灵活性资源，是应对这种偏差的必要手段。 另外储能能帮助虚拟电厂更好的参与峰谷电价差套利等，增强虚拟电厂的盈利能力。 1.5发展趋势2：以点到面，参与大电网互动 ►我国虚拟电厂目前总体处于试点示范阶段。目前开展虚拟电厂试点最具特色的省份包括上海、冀北、广东、山东等。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，广东主要以点对点的项目测试为主，山东试点项目目标是开展现货、备用和辅助服务市场三个品种交易、完成现货和需求响应两个机制衔接及建设一个虚拟电厂运营平台。 ►省级层面需要建立统一的虚拟电厂平台，将分散的不同市场主体接入到统一虚拟电厂运营管理平台上，实现与大电网的互动控制。 虚拟电厂运营平台将是一个长期演进迭代的过程，跟随虚拟电厂业态的不断成熟从运营平台到综合业务支撑平台再到能源互联网方向发展。 ►我们推测，未来的虚拟电厂运行架构中主要包含4层架构&5类角色。 1.6案例：山西省《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》要点解读 ►2022年6月23日，山西省提出《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，引导虚拟电厂规范入市。基本分类：按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同，将虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“一体化”虚拟电厂两类。 资质要求：“负荷类”虚拟电厂运营商应是具有山西电力市场交易资格的售电公司或电力用户；“一体化”虚拟电厂运营商应是“一体化”项目主体或者授权代理商，并具有山西电力市场售电资格。 可参与的电力市场：建设初期，“负荷类”虚拟电厂参与中长期、现货及辅助服务市场，“一体化”虚拟电厂参与现货及辅助服务市场，后期视电力市场发展情况适时进行调整。虚拟电厂参与现货市场时，仅参与日前现货市场，实时现货市场中作为固定出力机组参与出清，待条件具备后，再参与实时现货市场。 技术要求：虚拟电厂应具备发用电调节和需求响应能力，提供削峰填谷、调频、备用等服务，其聚合的资源应符合电网接入规范、满足电网安全技术要求。虚拟电厂可基于省级智慧能源综合服务平台建设技术支持系统，也可以独立建设技术支持系统，但应接入省级智慧能源综合服务平台。 1.6案例：“粤能投”虚拟电厂运营平台 ►“粤能投”虚拟电厂管理平台是南方电网首个基于市场交易规则设计的虚拟电厂。 “粤能投”虚拟电厂管理平台按照广东电力市场规则要求，创建完整商业模式，以省、地、区、站点的分层模式打造“网格式”服务，提供日前邀约、日内可中断、实时直控三类产品，依据客户类型打造直控与非直控响应能力，确保做到“可观、可测、可调、可控”。 目前已签约近800个电力用户，覆盖储能、工商业负荷、充电桩、智慧用电设施等各类柔性负荷资源，注册响应容量接近4GW，负荷聚合商及大用户均可加入平台。下一阶段，平台将大力推进光伏等资源接入，预计2022年底聚合可紧急灵活调配柔性负荷资源1.18GW，全力支撑广东电网构建不低于最高负荷3%—5%的总体响应规模目标。平台预计将持续孵化虚拟电厂相关产品，并推动在南方电网五省复用。 1.6案例：国网冀北虚拟电厂示范工程 ►国网冀北泛在电力物联网虚拟电厂，启动于2019年12月，是业内公认的国内首个虚拟电厂。 该示范工程一期实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等11类19家泛在可调资源，容量约160WM，涵盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市。 冀北虚拟电厂整体分三级架构。下层灵活性资源将自身各类量测信息上报虚拟电厂，交易中心和电网中心向虚拟电厂下发电价激励与控制指令；虚拟电厂