新型电力系统专题研究之虚拟电厂：用户侧实现“源荷互动”，新型电力系统重要方向

证券研究报告|2023年08月01日 新型电力系统专题研究之虚拟电厂 用户侧实现“源荷互动”，新型电力系统重要方向 行业研究·行业专题 电力设备新能源·电网设备投资评级：超配 证券分析师：王蔚祺证券分析师：王晓声 010-88005313010-88005231 wangweiqi2@guosen.com.cnwangxiaosheng@guosen.com.cnS0980520080003S0980523050002 功能定位：打开用电侧调节空间，实现“源荷互动” 1）虚拟电厂是聚合用电侧的分布式发电、储能和其他可控负荷的一种新型电力市场主体，将发电侧与用电侧关系从“源随荷动”变为“源荷互动”，当电力供给紧张时用户可主动减小用电负荷，当电力供给过剩时可主动增大用电负荷，使电力用户具备“源-荷”双重身份。2）虚拟电厂具有缓解电力供需矛盾、促进新能源消纳、服务用户开展多元化用能服务三大主要作用。3）从发展阶段看，虚拟电厂可分别邀约型、交易型和自主调动型三类，国外对于虚拟电厂的示范和推广较早，目前主要类型为交易型和自主调动型，国内对于虚拟电厂的示范始于2015年，目前以邀约型为主。4）虚拟电厂（VPP）、需求侧响应（DR）、微电网（Micro-Grid）关系辨析：虚拟电厂是需求侧响应的延伸，需求侧响应是虚拟电厂的初级阶段；虚拟电厂是用户侧概念，无法孤岛运行，微电网同时具有电源和用户资源，可孤岛运行。 商业模式：参与各类电力交易获取持续收益 1）虚拟电厂通过市场化的方式响应电网各类调节需求。从当前交易类型看，我国虚拟电厂可参与的交易类型包括调峰辅助服务、需求侧响应等；从远期看，可参与的交易类型还包括电力现货、中长期交易、调频/调压辅助服务、金融衍生品等。2）从我国虚拟电厂当期可参与的交易品种看，需求侧响应具有较高的单位价值量。3）2021年以来，各省均明确了需求侧响应的补贴政策，目前补贴方法均以电量或电力作为计量单位。以电量为计量单位的地区目前补贴强度约为2-5元/kWh。4）虚拟电厂运营商通过参与各类电力交易获取额外收益，虚拟电厂下属各类用电用户通过与其他用户聚合可以降低综合用能成本。 市场空间：2025年建设端有望超400亿元，2030年运营端有望超140亿元 1）建设端需求包括硬件改造与软件系统平台两部分，硬件部分包括智能电表、采集终端、通信网关等，以及对分布式光伏、储能本体的投资；软件系统是虚拟电厂的“大脑”，负责系统控制策略的制定以及与调度、交易系统的信息交互。2）运营端收益模式包括参与各类电力市场交易，目前国内虚拟电厂收入来源以需求侧响应补贴为主，未来盈利模式将逐步多元化。3）按照500元/kW的改造成本、响应能力达到最大用电负荷的3%-5%测算，我们预计2025年虚拟电厂建设端市场空间将达到245-408亿元，运营端市场2030空间将达到85-142亿元（仅考虑需求侧响应单一模式）。 产业链相关公司 虚拟电厂产业链包括上游（可控负荷、分布式能源、储能）、中游（软硬件基础设施、运营）、下游（电网公司、售电公司等），投资机会集中在中游环节，相关上市公司可分为硬件类、软件平台类、建设与运营类。随着虚拟电厂行业需求迎来拐点，相关上市公司正在补足能力短板，未来有望形成一批兼备软硬件开发制造能力和运营能力的建设-运营一体化企业。 相关上市公司：安科瑞、炬华科技、海兴电力、林洋能源、威胜信息、国能日新、东方电子、朗新科技、恒实科技、国网信通、国电南瑞、南网科技、苏文电能、泽宇智能、南网能源、芯能科技。 风险提示 电力市场改革进度不及预期；新能源装机增速不及预期；各地虚拟电厂政策支持力度不及预期；经济增速、用电量增速不及预期；行业竞争加剧。 1 虚拟电厂总体介绍 2 虚拟电厂市场分析 3 虚拟电厂相关产业链 4 虚拟电厂项目案例 在传统的电力系统运行模式下，发电厂是电力的主要来源，发电功率具有一定的调节能力，接受电网统一调度；电力用户根据自己的用电需求调节用电行为，具有完全自主性，电网无法干预或改变用户的用电行为。 新型电力系统的“源荷互动”：虚拟电厂是在用户侧将可控负荷（例如楼宇空调、充电站、储能、分布式光伏、蓄冷、蓄热、燃气轮机、固定式燃料电池）等多种资源聚合在一起，统一接受电网调度并参与电力交易。 电网通过经济补贴等手段主动改变虚拟电厂的用电行为，当电力供给紧张时可主动减小用电负荷，当电力供给过剩时可主动增大用电负荷，使电力用户具备“源-荷”双重身份。 虚拟电厂源于1997年ShimonAwerbuch博士的著作《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》。21世纪初，虚拟电厂兴起于德国、英国、西班牙、法国、丹麦等欧洲国家。 与我国已经发展多年的智能微电网不同的是：虚拟电厂虽然依托智能微电网的分布式发电、储能等电力资源，但是其主要目的是积极响应电网的市场化调度 图1：虚拟电厂典型构成 需求，而非自发自用余电上网。参与主体以聚合商为主，实现了市场交易参与 主体与电力设施资产以及用户的主体分离；同时经济效益主要依靠服务费形式，而智能微电网的效益主要来自分布式能源发电和储能的峰谷套利。 资料来源：中国电科院，国信证券经济研究所整理 虚拟电厂市场主体分三大部分，服务购买方、市场运营方、服务提供方。 服务购买方主要包括电网、新能源电站、提供辅助服务的电力交易主体（调峰电厂、旋转备用/热备用）等。市场运营方主要负责负责日常运营，向相关机构提供调用结果等信息。服务提供方以聚合商为主，他们通过先进的控制、通信等技术，通过对一定区域内的分布式电源、储能系统等的协调控制和优化运行，来实现需求侧响应并且收取相关服务费用。 表1：虚拟电厂相关市场主体 市场主体功能定位 服务购买方 电网供电尖峰阶段，利用尖峰电价资金池购买需增／需减服务(对应需求响应的填谷／削峰业务)来维持电网供需平衡。 电网 调峰电厂因故无法完成调峰目标时，购买需增服务以规避调峰辅助服务考核。 新能源电站产生弃风弃光时，购买需增服务促进清洁能源消纳并获得相应补贴。 旋转备用/热备用因故无法完成备用目标时，购买需减服务以规避的备用辅助服务考核。 市场运营方——电力调度机构与交易机构 调度机构负责建设、维护市场技术支持系统，负责市场日常运营，向相关机构提供调用结果等信息。交易机构负责市场成员注册管理、竞价、出清、市场交易信息披露等交易流程管理，并提供电力市场交易结算依据及相关服务。 服务提供方——虚拟电厂 虚拟电厂聚合多种分布式能源资源构成的特殊类型的发电厂，通过先进的控制、通信等技术，实现分布式电源、储能系统、柔性负荷、电动汽车等分布式单元的协调控制和优化运行。 资料来源：李淑静等，《虚拟电厂关键技术及参与电力市场模式设计研究》，电测与仪表，2022，59(12):33-40，国信证券经济研究所整理 图2：发展虚拟电厂的意义图3：虚拟电厂主要政策 推进电力市场化 虚拟电厂相当于在配网侧延伸建立了电力现货市场，电力用户以及其交易代理机构，通过市场化的报价，动态响应调度机构的实时需求，是实现全面电力现货市场的必要环节。 《“十四五”现代能源体系规划》对虚拟电厂的相关内容 促进节能降耗和碳减排 虚拟电厂的发电能力主要依托安装分布式可再生能源，同时电动车充电设施也可作为重要的需求侧响应资源。政府通过价格政策提供适当的投资经济性，可促进绿电的发展，以及新能源车的基础设施建设和消费需求，还可促进建筑领域的节能降耗。 2022年3月国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，其中提到加快推动能源绿色低碳转型，推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。大力提升电力负荷弹性： •加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性。 •引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。 提升电网稳定性节约电网投资 与其他储能形式类似，通过虚拟电厂满足对最大负荷3-5%响应能力，可有效的提升电网在用电高峰时间的调度资源，减少电网在输变电设施的冗余投资，也可以促进新能源的发展。 •开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。 •力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 资料来源：国家发改委，国家能源局，国家电网，国信证券经济研究所整理资料来源：国家发改委，国家能源局，国信证券经济研究所整理 2021年以来，各省均明确了需求侧响应的补贴政策，目前补贴方法均以电量或负荷作为计量单位。以电量为计量单位的地区目前补贴强度约为2-5元/kWh，以电力为计量单位的地区目前补贴强度约为1-20元/kW/次。根据实际运行情况，预计中远期响应频次有望达到至少1次/日。 目前国内虚拟电厂运营的收入来源主要以需求侧响应补偿为主，根据国家能源局印发 《电力现货市场基础规则（征求意见稿）》，鼓励负荷聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体参与交易，虚拟电厂盈利方式有望逐步多元化。 图4：需求侧响应补贴标准 电量计价 2-5元/kWh 负荷容量计价 1-20元 /kW/次 资料来源：各地区发改委，国信证券经济研究所整理 图5：各地虚拟电厂试点时间 广西2021.12 广东2022.4 四川2023.4 海南2023.6 湖北2021.6 重庆2022.4 山东2022.6 云南2023.4 资料来源：各地区发改委，国信证券经济研究所整理 表2：我国多省市需求侧响应政策 省份 时间 文件名称 主要内容 湖北 2021年6月 《湖北省电力需求响应实施方案（试行）》 日前响应：每天不多于2次，每次持续时间不低于1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为20元/千瓦。日内响应：每天不多于2次，每次持续时间不低1小时，每日累计时间不超过4小时。响应补贴标准最高为25元/千瓦。 广西 2021年12月 《广西电力市场化需求响应实施方案（试行）》 暂定响应价格上限为2.5元/千瓦时（注：少用1度电最多可获得2.5元补偿），电力用户月度分摊需求响应市场损益上限为0.01元/千瓦时（注：月度分摊电费上限为0.01元/千瓦时)。 重庆 2022年4月 《2022年重庆电网需求响应实施方案（试行）》 削峰响应：工业用户为10元/千瓦/次，商业、移动通信基站、用户侧备用电源、数据中心、电动汽车充换电站、冻库等用户为15元/千瓦/次；填谷响应：1元/千瓦/次。 广东 2022年4月 《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》 日前邀约：申报价格上限为3.5元/kWh，虚拟电厂申报可响应容量下限0.3MW；可中断负荷：申报价格上限为5元/kWh，虚拟电厂申报可响应容量下限0.3MW。 山东 2022年6月 《2022年全省电力可中断负荷需求响应工作方案》 紧急型需求响应:容量补偿：第一档不超过2元/千瓦·月，第二档不超过3元/千瓦·月，第三档不超过4元/千瓦·月。电能量补偿：根据实际响应量和现货市场价格确定。经济性需求响应：无容量补偿，电能量补偿：根据实际响应量和现货市场价格确定。 四川 2023年4月 《关于四川电网试行需求侧市场化响应电价政策有关事项的通知》 需求侧市场化响应以每小时可响应容量为交易标的，需求响应价格的上下限暂定为3元/千瓦时和0元/千瓦时，后期可视市场运行情况调整。 云南 2023年4月 《2023年云南省电力需求响应方案》 实时响应补贴：全年统一2.5元/千瓦时，每天不多于3次，每次不超过3小时。削峰类：0-5元/千瓦时、填谷类：0-1元/千瓦时。 海南 2023年6月 《海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）》