虚拟电厂行业系列报告（2）：海外虚拟电厂接入电力市场，国内电力市场化改革催化商业模式落地

——虚拟电厂行业系列报告（2） 中国电力体制市场化改革持续推进，新型电力系统建设要求电力市场实现交易周期细化、品种多元化发展。 为提升电力生产和使用效率，实现资源优化配置，国内电力体制改革始终坚持市场化方向。新型电力系统建设在发电端面临出力不稳定的新能源装机占比提升冲击，在负荷端面临峰值拉升、电网调控能力不足问题。电力体制市场化建设需顺应新型电力系统建设要求，容纳电力商品的电能量、容量、调节、绿色环境等更多价值属性，同时建设全品种、全周期的市场交易体质承载多元价值属性。 德国、美国、澳大利亚等国家以电力系统的市场化建设为基础，实现虚拟电厂接入电力市场交易，并完成商业模式落地。 （1）德国电力市场已建立起“中长期-现货-平衡市场”三阶段的交易时序体系，平衡市场引入惩罚机制保障电力系统稳定运行。 以Next Kraftwerke为例，作为德国最大虚拟电厂运营商已运转十余年，接入12.3GW电力资源，一方面通过输出系统化软件技术服务获利，另一方面代表聚合资源参与电力市场的电能量、辅助服务等交易获利。2014年德国出台相关政策规定：新增可再生能源装机（100kW以上）必须以类似于常规电源的平衡结算单元形式参与电能量市场，电源侧资源通过聚合方式参与电力市场获利的需求释放，在市场化机制下形成对聚合平台更优调度、竞价策略的要求，独立虚拟电厂运营商深耕调度算法和策略环节的竞争优势彰显，聚合资源的容量快速成长。 （2）美国电力市场可分为中长期、现货两阶段，现货市场上电能量与辅助服务联合出清，实行日前+实时双结算，引导实际运行发、用电情况与实时市场出清结果吻合。以AutoGrid为例，十余年深耕电力系统软件技术与系统化解决方案，已聚合超8GW灵活性电力资源，帮助用户理解电力市场监管与运转规则，已接入电能量、辅助服务等电力市场。加州政府通过CCA项目推动分布式资源聚合，AutoGrid借力服务政府项目扩容资源聚合规模。 （3）澳大利亚电力市场采用“中长期金融合约+单边强制性电力库+辅助服务市场”模式，在辅助服务市场与德国类似，采取惩罚机制，由具体的电网波动责任方承担相应的服务补偿成本。以Tesla为例，基于自身产品与用户资源优势，快速聚合分布式资源，建设澳大利亚最大的虚拟电厂项目。AEMO为虚拟电厂提供三种示范路径，引导其参与全国电力市场。 国内电力体制市场化改革思路清晰，关注重要节点对虚拟电厂商业模式落地催化。 国内电力体制市场化改革持续推进，目前已形成省级-省间双层架构的全国性电力市场。按交易组织时序分开，中长期电力市场推进多元主体引入、分时段定价机制建设；全国电力现货市场建设提速，电力平衡与电价发现功能强化。在交易品种方面，需求侧响应、辅助服务等电力交易品种逐步成熟。展望未来，以电力体制市场化改革持续推进为基础，虚拟电厂作为市场重要主体的资质被确认、多交易品种的市场参与路径被打通为条件，国内虚拟电厂市场发展有望迎来持续催化，步入高速成长窗口期。 投资建议： 建议关注功率预测、调度算法和策略技术领先的【国能日新】；建议关注聚合分布式资源布局超前的【南网能源】、【芯能科技】；建议关注电力计量表计领先企业，具备电力调度系统建设经验的【东方电子】；建议关注具备国内领先虚拟电厂建设运营经验的【朗新科技】、【恒实科技】、【恒华科技】；建议关注智能配网终端供应商【国电南瑞】、【威胜信息】、【炬华科技】、【众智科技】；看好车网互动（V2G）类充电桩资源接入虚拟电厂，促进新能源车与电网能量高效互动的发展前景，推荐【特锐德】、【盛弘股份】，建议关注【通合科技】。 风险提示： 电力市场化体制改革政策进度不及预期的风险；虚拟电厂项目建设不及预期的风险。 前言 在8月份外发的虚拟电厂行业系列第一篇深度报告《助力新型电力系统调度用户侧灵活资源，虚拟电厂商业模式兑现在即》中，我们认为未来一段时间国内电力市场或将持续处于供需紧平衡状态，虚拟电厂预期将迎高速发展时间窗口。未来国内政策层面对虚拟电厂合法参与电力资源调度资质的鼓励与认可、建设分级或全国统一的电力市场体系的推进，构成催化国内虚拟电厂市场规模快速增长的关键动力。 本篇报告我们将从建设成熟电力市场、提升电力系统整体灵活性的视角，首先回顾和展望国内电力市场发展思路，其次通过分析美国、德国、澳大利亚三个发达国家电力市场体系，以及其各自虚拟电厂参与电力市场的流程和规范，给出国内虚拟电厂未来通过电力市场交易兑现具体商业模式的思路，最后总结分析目前国内电力市场建设，以及虚拟电厂参与省级电力市场资质和方式发展的进度。 与海外发达国家虚拟电厂市场对比，目前国内电力体制市场化建设仍待完善，电力现货、辅助服务等电力市场主体准入、交易组织、监督管理等流程建设不够完善，是影响虚拟电厂商业模式兑现的关键因素。因此，在行业层面，国内省级、全国电力市场化改革重要节点（例如电力现货市场常态化运营、调频等辅助服务市场建设推进、虚拟电厂参与电力市场的资质获认可与鼓励等），仍为催化虚拟电厂聚合分布式电力资源规模扩张、商业模式落地驱动市场规模增长的关键催化剂；在个股层面，借鉴德国、美国、澳大利亚等发达国家的建设经验，以国内电力体制市场化建设持续推进为基础，在功率预测、调度策略、交易算法等方面经验丰富或技术禀赋突出；在分布式资源聚合方面布局超前的虚拟电厂建设或运营商，有望在行业快速增长期培育先发优势。 1.中国电力市场体制改革顺应新型电力系统建设新要求 1.1.中国电力体制市场化改革持续深化 中国电力体制市场化改革持续深化。中国电力体制改革已经走过20余年，为提升电力生产和使用效率，实现资源优化配置，电力体制改革始终坚持市场化方向，着力建设电力市场化交易体系和价格形成机制，建设统一开放、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的现代电力市场。 （1）1997年中国国家电力公司成立，公司是按照现代企业制度组建的大型国有企业，接管原电力工业部下属企事业单位，1998年，原电力工业部裁撤。标志着中国电力工业管理体制实现了由计划经济向社会主义市场经济转型的第一步。该阶段国家电力公司形成了“发、输、配、售”全产业链计划性一体化发展思路，虽然实现了政企分离，但是全产业链定价权依然由政府掌控。 （2）2002年12月，国务院下发《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针，规划改革的总目标为“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监督下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。该阶段改革打破了电力系统垂直一体化模式格局，实现“厂”（五大发电集团为代表）、“网”（国家电网、南方电网）分离。但是国网、南网采用输配售一体化混业经营模式，电力市场化改革仍待推进。 （3）2015年3月，国务院下发《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即电改“九号文”），开启了新一轮电力体制改革。新电改按照“管住中间、放开两端”的体制结构，发电端引导发电企业根据电力市场供求、价格信号、燃料成本变化与用户协商电量和电价，解决发电企业体制性亏损问题；售电端准许民营资本投资或者成立售电公司。本阶段通过一系列配套文件在批发、售电、零售环节引入市场化竞争机制，推动全国范围内的中长期电力交易常态化和现货交易的大范围试点。 （4）2022年初，国家发改委与国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，指出国内电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，未来将加快建设全国统一电力市场体系，持续电力中长期市场建设、积极稳妥推进电力现货市场建设、持续完善电力辅助服务市场、培育多元竞争的市场主体。2023年7月，国家能源局召开电力调度交易与市场秩序厂网联席会议，强调将研究制定电力市场“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制。 图1.国内电力体制市场化改革持续深化 1.2.新型电力系统建设对电力体制市场化改革提出新要求 新型电力系统建设推进，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。2021年3月，总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发展做出系统阐述，首次提出构建新型电力系统；党的二十大报告强调加快规划建设新能源体系，为新时代能源电力发展提供根本遵循。新型电力系统是以确保新能源电力安全为基本前提，以满足社会经济高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。 图2.新型电力系统四大基本特征 新型电力系统建设在发电端面临出力不稳定的新能源装机占比提升冲击。新时代国内电力系统发展呈现新常态，也迎来新的问题与挑战。在发电端，近年来国内新能源装机占比快速提升，2022年光伏及风电装机量占各类电源装机总量的比重达30%，较2020年提升6pct，但其电力支撑能力与传统电源相比存在较大差距，尚未形成可靠替代能力，快速消耗电力系统灵活调节资源。随着高比例新能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术的快速发展和推广应用，电网系统主体多元化、运行方式复杂化的特点愈发显著，叠加近年来国际形势多变，能源价格高企，动力煤、天然气等大宗商品价格大幅上涨，对国内电力系统稳定、高效出力带来较大压力。 图3.2022年光伏及风电装机量占各类电源装机总量的比重达30% 新型电力系统建设在负荷端面临峰值拉升，电网调控能力不足问题。在负荷端，国内近年来用电需求维持稳步增长趋势，并且尖峰负荷特征日益显著。2022年夏季为例，区域性高温事件综合强度达到1961年有完整气象记录以来最强，同时长江干流和主要支流来水为有水文记录以来同期最枯。此外，伴随电力系统可控对象从以源为主拓展到源网荷储各个环节，电力系统信息感知能力不足，现有的电网调控技术手段无法做到全面可观、可测、可控，调控系统管理体系不足以适应新形势发展要求。 图4.全国平均气温距平分布图（2022年6月1日-8月31日） 图5.全国气象干旱监测图（2022年8月21日） 电力体制市场化改革顺应新型电力系统特征，电力商品价值属性将实现多维化发展。新型电力系统建设方案落地，面临来自发电、负荷两端发展滞后带来的多方面问题，解决这些问题，一方面需要电力核心技术装备升级，依靠电力系统科技创新驱动效能持续提升；另一方面，需要不断提升新能源消纳能力和源网荷储灵活互动调节能力，电网应更多承担电能互济、能量共享的职能，深化电力体制改革和电力市场建设。推动电力商品在传统的电能量价值之外，培育灵活性、可靠性、绿色环境等多维价值属性，并通过市场化定价机制引导电力商品多维价值逐步向用户传导。 1.3.容纳更多价值属性，电力市场周期细化、品种多元化发展 1.3.1.电力商品多元价值属性的实现由不同交易品种承担 电力商品价值属性由能量价值向容量价值、调节价值、绿色环境价值等多维价值属性拓展。 在新型电力系统的建设过程中，电力市场化建设的推进要求市场内能够充分、精准反映电力资源的价值，电力商品的价值也由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、容量价值、调节能力价值及绿色环境价值等多维价值的集合转变。其中： （1）电能量价值主要反映电能量的生产成本，主要通过电能量市场（电力中长期交易市场、电力现货市场为代表）体现，这是以往国内市场电力商品的主要价值属性。随着新能源快速发展，出力占比提升，电力产品的平均生产成本下降，电力系统总成本因灵活调节资源不足等问题而提升，电能量价值在总价值中的占比将逐渐下降，这也反映出电力商品的其他多元价值