电力设备：电力现货市场加速推进，虚拟电厂迎来发展良机

虚拟电厂是什么？ 虚拟电厂是聚合分布式能源（分布式光伏、风电等）、可调节负荷（工商业用电负荷等，根据电力系统的需要进行灵活调节）及储能三类资源的电力系统平台，提升聚合效率，通过参与电力现货市场及辅助服务市场，提升电力系统的稳定和高效，实现我国新型电力系统的一种新型业态。 新型电力系统的电碳联动趋势，灵活性调峰方式的选择，虚拟电厂在电力现货市场推出之后将迎来新的发展机遇。 可再生能源发展迅猛，提高分布式能源的效率和稳定性是核心需求。随着全球对环境保护的重视，近几年可再生能源发展速度迅猛，而分布式又是可再生能源的一个重要标签，随着分布式能源的遍地开花，提高分布式能源的效率和稳定性，是当下新能源大背景下和新型电力系统电网需要共同去应对的一个共性问题 电力市场改革和自由化程度的提升，让虚拟电厂有了发展的平台。2023年9月18日，国家能源局和发改委联合发布《电力现货市场基本规则（试行）》，其中明确将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易。通过灵活的运营和优化，实现了经济性和能源供需的平衡。 数字化技术进步为虚拟电厂提供了优质的生产要素。建设成本和运营成本随着数字化的到来，经济性和高效性体现在虚拟电厂的监控、分析、和预测环节。 全球的能源转型需求下，虚拟电厂是一种灵活、高效的能源提供方式，聚合分散能源点，满足能源转型的需求。新能源能源结构提升的当下，调峰资源需求迫切，根据中国电科院，预计2025年将产生562GW的调节需求。 虚拟电厂的市场由投资建设和运营规模两部分组成，产业链多分布在电力信息化、分布式能源和电网复合型领域。 （1）我们乐观预计2025年虚拟市场的投资规模652亿，运营规模86亿元。 （2）投资回报周期：虚拟电厂，若不投资储能，不考虑调频服务，在年运行维护成本保持0.2亿元情况下，投资回收期为3.6年。 投资建议 建议关注（1）具备丰富分布式能源的企业，如晶科科技、芯能科技、特锐德；（2）兼具电网和软件复合型企业，如金智科技、东方电子；（3）电力信息化企业，如国能日新、朗新科技；（4）电力咨询企业，如经纬股份。 风险提示： 电力市场改革不及预期；政策推进不及预期；行业竞争加剧的风险。 请务必阅读正文之后的免责条款部分 1我们要建设怎么样的虚拟电厂 1.1什么是虚拟电厂 虽然虚拟电厂不是新鲜事物，最早于1997年在Shimon Awerbuch博士的《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》出现，但目前尚无标准定义。欧洲国家关注分布式能源的消纳，北美则以可调负荷为主，我国同时关注2个目标。 虚拟电厂存在多目标导向（1）提高可再生能源消纳比例、（2）保证电网安全可靠运行、（3）降低用能成本等；以上目标单独或组合成为某个虚拟电厂的目标。 虚拟电厂根据发展阶段分为3种： （1）邀约型：政府组织的调度——邀约型实际就是行政指令下的需求响应，依然在传统电力系统体系中，需求响应是计划模式下的一种补贴机制，效率较低且不可持续； （2）市场型：参与电力现货市场、辅助服务市场等； （3）自治性：成为系统，跨空间的自主调度。 目前我国虚拟电厂正在进入第二阶段，部分进入第三阶段。 图表1：虚拟电厂发展3阶段 基于双碳视角的新型电力系统，当下阶段虚拟电厂的主要作用（1）缓解极端天气下电力供需矛盾；（2）提升新型电力系统灵活调节能力；（3）促进分布式新能源并网消纳；（4）支持客户开展多元化用能服务。 因此，我们认为虚拟电厂是聚合分布式能源、可调节负荷及储能3类资源的电力系统平台，对内节能，对外参与电力现货市场及辅助服务市场。 虚拟电厂的概念误区： （1）“虚拟电厂”不等于“电厂”，对电力“硬缺口”是无法解决的。简单来说，虚拟电厂是“电的搬运工”。 （2）“虚拟电厂”不等于“电力需求响应”，虽然目前国内虚拟电厂主要交易品种是电力需求响应，随着电力现货市场和辅助服务市场的发展，虚拟电厂会逐步增加业务范围。 图表2：虚拟电厂主体及运行原理 相比其他方案，虚拟电厂非常适合聚合分布式能源。在电力系统中，分布式能源(distributed energy resource，DER)通常指分布式电源(distributed generation，DG)。广义的DER范畴包括位于配用电侧的分布式电源、可以调控的负荷、储能、无功调控设备等与电力生产和高效利用相关的资源。 图表3：DER的定义 相对于主动配电系统、微电网、动态电价、本地市场管理，虚拟电厂在信息通信基础设施、电力市场、DER集成方面具有良好的适用性，为异构、分散、多样的DER提供了灵活管理方式。 图表4：虚拟电厂（VPP）更合适用来聚合分布式能源（DEG） 1.2虚拟电厂海内外的发展历程和实践 各国的项目不同、应用场景不同，因此对虚拟电厂的研究侧重点也不一样。 我们认为中国目前主要解决电力需求响应短期的问题，可以借鉴欧洲，进一步加快电力市场的建设，打造持续稳定发展的商业模式。 图表5：不同国家和地区虚拟电厂发展的侧重点 中国虚拟电厂逐步从上海黄浦试点开始（邀约型）发展到冀北虚拟电厂（市场型），乃至南网区域级虚拟电厂（自治型）。 2023年8月9日，海南省首批虚拟电厂正式上线，这也是国内首家省级虚拟电厂管理中心，目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，接近大型发电厂的装机容量。 图表6：中国部分虚拟电厂试点情况 德国的Next Kraftwerke的商业模式非常成熟。2009年，德国虚拟电厂运营商Next Kraftwerke成立，并建立欧洲最大的虚拟电厂。截至2020年6月，德国Next Kraftwerke虚拟电厂规模约8200MW,聚合单元超过9500个。截止2020H1，公司虚拟电厂规模8.2GW，聚合单元超9500个，能源交易量约15.1亿度，营收6.3亿欧元。 图表7：德国Next Kraftwerke提供电网平衡服务和降低用户成本 1.3虚拟电厂的商业模式 虚拟电厂面对不同的客户具有不同的商业模式。产品分为一次侧、二次侧服务，客户分别是终端客户、电网等。对于二次侧服务主要是电网侧调用服务，目前主要是需求响应，这部分未来会被电力现货市场和辅助服务市场所取代。 终端客户并不关心调用服务，他们更关心“安全用电、经济用电、绿色用电”。 现在的虚拟电厂更关注电网侧，相对忽视终端客户，会导致用户参与度低，参与意愿不断降低，若离开了一次侧的服务落地，二次侧的虚拟电厂是不具有商业可持续性的。我们认为在虚拟电厂发展初期，运营商的核心是开发客户资源，“跑马圈地”并获得终端客户的信任；在发展后期，运营商的核心业务转变为打造运营实力，打造平台。 图表8：虚拟电厂的产品及商业模式 虚拟电厂目前2种商业模式：（1）建设软件系统平台；（2）聚合用户资源参与电网需求侧响应，通过削峰填谷获得服务收入。 虚拟电厂的商业模式与售电业务相似，都是三层主体，同样是聚合与代理终端电力用户参与批发市场竞争，本质上都属于负荷聚合商或售电公司依托终端用户的能源资产和用电行为、借助批发与零售端的信息不对称和技术不对称获利。 1.4虚拟电厂悖论：经济性很好，为什么过去推不动 在传统电力体制下，不具备催生虚拟电厂规模化发展的环境，电力市场的进一步发展是虚拟电厂的关键驱动力。 虚拟电厂经济性非常好。河北省平山县营里乡2019年最大用电负荷为800kW，光伏装机1500kW，电量倒送和光伏消纳问题突出。解决途径：建设虚拟变电站投资929万元，占地650平方米，与传统变电站相比节约投资73%，节省土地占用95%，光伏利用率可以提高20%。 虚拟电厂的本质应该是各种各样的分布式能源和用电需求组合在一起，被价格驱动形成新的更加低碳高效的用能习惯；最终形态应该是人人都是售电公司或每个工商业企业都是电厂。 引用“虚拟电厂将颠覆什么（廖宇2023）”，虚拟电厂的系统性悖论：如果电网公司从自身的利益出发设计虚拟电厂，那么虚拟电厂就成为一种局部的建构秩序，必然失去虚拟电厂广泛参与者的多种可能性。而如果虚拟电厂形成了基于价格的自发秩序，那么从某种程度可能对将对原有格局形成挑战。 1.5虚拟电厂产业链梳理 虚拟电厂产业链上游为基础资源，包括可调负荷、分布式电源和储能设备，产业链中游为虚拟电厂系统平台，参与主体包括虚拟电厂的负荷资源聚合商与技术提供商；虚拟电厂产业链下游为电力需求方，由电网公司、售电公司和大用户构成。 图表9：虚拟电厂产业链介绍 2从双碳视角看中国新一轮能源体制改革 2.1新型电力系统概述——为双碳服务 电力系统需要从“电视角”转变到“碳视角”，电力系统的演化将转变为节能减排、低碳发展的“外力驱动”倒逼机制。2021年3月15日，我国首次提出构建新型电力系统；2023年6月2日，能源局发布“新型电力系统发展蓝皮书”，明确新型电力系统特征——安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合；2023年7月11日，中央深改委审核通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》、《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》、《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》3份有关“双碳”的能源文件，其中明确新型电力系统特征——清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能。 图表10：“电视角”与“碳视角”下的电力系统对比 供需平衡是电力系统的刚性约束，新型电力系统的核心动因是“碳”，关键途径是“数”，通过数字化技术赋能电力系统的全景信息感知与智慧灵活调控，为新型电力系统源网荷储协同互动与安全高效运行提供技术支撑。传统电力系统“源随荷动”；随着“新能源装机占比”和“系统电力电子化程度”不断提升——“双高”系统“源网荷储”一体化；面向“双碳”的新型电力系统则将“碳”和“数”深度融合到“源网荷储”环节中。 图表11：传统电力系统架构 图表12：面向“双碳”的新型电力系统 图表13：新型电力系统的六要素：源网荷储碳数 2.2当下电力系统转型过程的一个问题——煤电深调悖论 当下电力系统面临的挑战： （1）迎峰度夏电力保供面临挑战 预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡。根据中电联《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。 （2）电力绿色低碳转型不断加速，快速消耗电力系统灵活调节资源。化石能源装机量占比从2010年的74%降低为2022年的52%；2022年，风电光伏装机量占比为30%,发电量占比14%。 图表14：各类电源装机量占比（2022年累计总装机量2560GW） 图表15：2022年各类电源发电量占比（2022年发电量8.7万亿度） （3）“双高”电力系统使电力系统安全稳定面临较大风险。随着高比例新能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术快速发展和推广应用，系统主体多元化、电网形态复杂化、运行方式多样化的特点愈发明显。 图表16：电力系统安全稳定运行面临风险示意图 煤电深调悖论的核心在于“新能源平价上网不等于平价消纳”，解决途径是寻找经济性好的灵活性资源。根据《中国电力企业管理》——煤电深调的“囚徒困境”（赵紫原2023），即使在2021年新版辅助服务细则出来后，60%仍由火电集团掏钱，年度输血200亿元以上。 保供需要煤电增加（出力稳定的热发电机组是顶峰出力的压舱石，煤电是我国热发电机组主力）；煤电同时又是灵活性资源的供应主体。保供和消纳新能源双重目标下，煤电必然需要深调，深调既存在安全问题，也存在经济问题。 2.3调峰资源需求迫切——虚拟电厂兴起的基础 根据中国电科院——“新型电力系统背景下虚拟电厂实践”，按2025年风光装机1000GW测算，假设灵活煤电机组、天然气机组、抽水蓄能、电化学储能容量分别为200、150、68、20GW，则将产生562GW的调节需求。 现