能源新纪元系列：虚拟电厂行业趋势洞察篇

趋势洞察 虚拟电厂行业 能源新纪元： 目录 02导言 03 1.背景： 中国电力结构发展现状 082.洞察： 虚拟电厂行业趋势 3.服务： 23全链服务护航能源企业成功转型 1能源新纪元系列：虚拟电厂行业趋势洞察 导言 在可持续发展浪潮中，能源转型成为全球寻求低碳发展的共识。中国正积极推进“双碳”目标，加速构建新型电力系统。面对新能源的间歇性、随机性、波动性，在大范围内，大规模风光基地可使用特高压输电通道促进消纳，并结合大型火电站予以调节；而在区域范畴，虚拟电厂以其天然的资源聚合与调度特性，将成为区域电力系统稳定运行的重要支持，通过释放源储荷资源内在的调节潜力，促进新能源有效利用、推动能源结构优化，实现成本、清洁、安全共赢的电力系统可持续发展，为能源体系从化石燃料转向可再生能源保驾护航。 本文将根据虚拟电厂产业的发展趋势、最前沿的热点，结合普华永道对当前国内虚拟电厂产业特点的分析，为能源企业寻找制胜之道。 能源新纪元系列：虚拟电厂行业趋势洞察2 背景： 中国电力结构发展现状 1 3能源新纪元系列：虚拟电厂行业趋势洞察 在新能源快速增长和用电负荷持续攀升的双重压力下，传统的“源随荷动”电力系统正经历着前所未有的挑战。截至2023年12月底，我国累计发电装机容量达到约2.92TW，其中光伏和风电装机容量分别约为0.61TW和 0.44TW，风光装机总量占总发电装机容量的36%。从发电量上看，2020至2023年间，预 计风光发电量以24%的年复合增长率迅猛上升，而传统能源的增长速度则放缓至3.7%，风光发电在总发电量中的占比也从10%上升至15%。预计随着我国能源转型的持续加速，到2035年，新能源发电量占比有望接近50%。新能源的间歇性、随机性和波动性对电网的调节能力提出了更高要求。 2020-2035年中国风光发电量与传统电源发电量对比 单位：TWh 48% 39% 21% 10% 11% 13% 15% 6,340 741 7,046 18,000 16,000 14,000 12,000 983 1,191 1,408 2,074 4,454 7,614 7,721 7,738 7,627 7,000 6,985 2021 2022 2023E 2025E 2030E 2035E 风光 传统电源 风光发电占比 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 2020 资料来源：IEA，中石化，国家能源局，中电联，普华永道分析 同时，我国全社会用电总量和最高负荷屡创新高，2023年最高用电负荷达到13.39亿千瓦。刚过去的2024夏季，我国多地的连续40多日高温天气对夏季负荷平衡带来了严峻的 挑战。在国家双碳转型、注重效率和推动新质生产力的大背景下，仅仅依赖增加容量的方式解决高峰负荷将难以为继。 2021-2030年全国电网统调最大用电负荷 单位：亿千瓦 CAGR:4% 18.90 16.30 0.95 12.13 12.90 13.39 0.82 5% 5% 2021 2022 2023 2025E 2030E 2025E 2030E 20 15 10 5 0 资料来源：国家能源局 可调负荷 在这个过程中，可调节负荷资源的快速增长为电力系统提供了新的可能性。随着非连续性生产型工业的用电活动、第三产业用能、工商业储能、电动交通等可调节性的用电需求占比的提升，如何将用电负荷“挑战”转化为灵活性调节“资源”，成为新能源实现高效消纳和保障供需平衡的新方案，推动电力系统从“源随荷动”逐步向“源荷互动”的新模式转型。 与此同时，随着电力市场化机制的推进，价 格信号引导发电侧与负荷侧主动调节。而虚拟电厂作为灵活性资源的聚合商和调节商，通过响应价格信号，聚合与调节灵活性资源保障电力系统稳定运营，将成为电力市场施行调节能力的重要组成。 虚拟电厂的成熟模式 成熟模式下，虚拟电厂主要通过聚合负荷侧资源，参与需求响应来实现源荷平衡，这种方式相较于电源侧增加容量和储能侧增加灵活性调节能力，更加注重对负荷侧存量资产 的再开发利用（如数字化驱动的节能降耗改造从而让节能资源具备可聚合性），从而实现需求侧灵活性资源的挖潜增效，展现出显著的经济性和灵活性优势。 气电 火电 电源侧 需求响应 电化学储能 灵活性资源潜力凸显 经济性 投资成本元/w 0.6-0.7 2.6-3.5 0.8 元/wh 0.2-0.4 灵活性 启停时间 h 4-10 2 <0.1 0 瞬时 100% 8% 1-6% 爬坡速率 Pn/min 资料来源：国家电网，普华永道分析 虚拟电厂的进阶模式 进阶模式下，虚拟电厂的调节能力不仅局限于负荷侧，它还可扩展至电源侧。通过整合各类电源侧资源，虚拟电厂作为发电主体参与电力市场交易，统一响应价格信号以实现电力产销平衡。进一步地，虚拟电厂的“聚合”能力使其能够整合不同种类能源的特 性，如将经济性高但稳定性低的风光能源与经济性低但稳定性高的调节型能源（如煤电、气电、小水电、生物质发电）相结合，打造既经济又稳定的能源产品，从而在电力市场上获得竞争优势。 传统电源高可控性 火电/气电 新能源电源低可控性 风电 光伏 虚拟电厂组合各类能源提供经济稳定性俱佳的产品 聚合电力产品 经济性+++ 经济性- 经济性++ 稳定性--- 稳定性+++ 稳定性+++ 资料来源：国家电网，普华永道分析 我国虚拟电厂发展目前正处于早期邀约型阶段，相关机构组织用户侧参与需求响应，有电网引导各方参与共同完成邀约、响应和激励流程实现可调节负荷的有序用电，主要遵从计划机制。随着电能量市场、辅助服务市场的基本成型，虚拟电厂将迈向市场性阶段，虚拟电厂聚合商将以类似于实体电厂的模式主动响应市场价格信号，通过整合调度源、储、荷类资源参与电能量市场和辅助服务市 场，促进源荷互动，保障电力系统稳定运行。随着电力市场的日益完善，输电通道建设完备、逐渐覆盖高频次、跨区域的电力交易需求，虚拟电厂将发展到自主调度性阶段聚合商将成为虚拟电厂的市场主体，去促进各类聚合资源的参与力度和灵活性程度，高频跨区域的价格信号，加速供需双方反馈，实现即时的大范围的电力供需高效平衡。 中国虚拟电厂发展阶段 邀约型阶段 市场性阶段 自主调度性阶段 计划机制 计划+市场双轨运行 完全市场化机制 可调节 负荷 储能 资源 电网 需 求响应 邀 约信号 虚拟电厂 整 合调度 优 化用能 电能量市场 辅助服务市场 参与 市场报价 价 格信号 响 应指令 调度 需求指令 虚拟电厂 整 合调度 优 化用能 分布式储能可调节发电资源负荷 成熟电力市场 自动 量化交易 高频、跨区 价格信号丰富的辅助市场产品 虚拟电厂 整 合调度 优 化用能 分布式储能可调节发电资源负荷 示意图 现阶段虚拟电厂发展仍处于发展早期阶段： 机制尚在完善：成熟的管理机制是虚拟电厂发展的前提。尽管在今夏多地连续30~40天高温天气下，需求侧响应多次触发，并实现可观经济收益，但仍旧为电网传统通知和结算运营模式，而非虚拟电厂的市场预算，虚拟电厂在电力系统中的应用机制尚未完全成熟。 市场化水平仍在加强：用户参与度是衡量虚拟电厂市场成熟度的关键。目前，用户对虚拟电厂的认知度较低，参与意愿不强，续约率不高。工商业用户仍缺乏能源管理意识，尚未对自身灵活性生产活动进行挖掘并管理。经济性是引导用户参与聚合的前提，而虚拟电厂的重要盈利手段现货市场仍处于机制尚不成熟，大部分计划交易，市场化交易比例有限的阶段，经济性吸引力不足。现阶段虚拟电厂市场主要依赖于让利策略，以培养用户的认知和习惯为现阶段目标。 聚合方类型单一：多元化主体竞争是推动虚拟电厂快速发展的核心动力。目前，负荷聚合商多为购售电公司，基于其用电侧的渠道能力，根据客户的用电特征聚合需求并提供电网调节服务。然而，参与方式较为传统，主要通过电话通知，缺乏高效、数字化的系统平台支持。为加强虚拟电厂的调节作用，需要推动参与方的多元化，包括引入更多的技术服务提供商、能源管理公司以及大型能源消费企业参与共同开发，提高聚合效率和效益。 随着电力市场化改革的深入，虚拟电厂的商业价值和市场竞争力有望得到进一步提升。预计到2025年，虚拟电厂调节电量占全社会用电量的比例将达到2%，到2030年将达到5%。随着技术创新和成本降低，以及市场需求和政策推动，虚拟电厂将有更大的市场空间。 2 洞察：虚拟电厂行业趋势 能源新纪元系列：虚拟电厂行业趋势洞察8 趋势一 乘电改东风， 虚拟电厂迎来市场化 随着电力市场化改革的不断深化，市场交易电量的占比持续提升，交易类型日益多样化。新能源发电比例的稳步增长，特别是风电和光伏的快速发展，正在激发辅助服务市 场和日内现货市场的活力，增强市场价格的弹性，为虚拟电厂（VPP）的盈利模式提供了更广阔的空间。 全国市场交易电量占比持续增加 电量（亿千瓦时） 100,000 60% 61% 60% 市场 80,00060,000 39% 42% 45% 52,500 56,680 50%40% 交易电量占全 40,000 28,344 31,663 37,787 30%20% 社会用电 20,000 21,771 24,760 30,405 41,408 44,289 10% 量比例 0 2019 市场交易电量 2020 2021 非市场交易电量 2022 占全社会用电量比例 0% 2023 资料来源：国家能源局、普华永道分析 从2017年到2023年，市场交易电量占比持续增长。2023年，全国电力市场交易电量达到5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量的61.4%，其中，中长期交易电量占 市场化电量比重超90%，其他现货市场、辅助服务市场、容量市场和储能市场等虽然仍处于起步阶段，但发展迅速。 国内电力辅助市场和现货市场建设进展 现货市场试运行启动: 广东成为首个启动现货市场试运行的试点，蒙西、浙江、山西、山东、附件、四川和甘肃首批试点 辅助市场与现货市场融合： 浙江实现调频、备用等辅助服务市场同现货交易市场联合优化、一体出清 非试点省份建设启动： 重庆、山西、宁夏、青海、江西、冀南、黑龙江等 2016 2017 2019.6 2019.9 2021 2022 辅助服务市场试运行启动： 国家能源局批复了东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、宁夏、广东8个能源监管派出机构开展电力辅助服务市场专项改革试点 实现首次结算运行： 首批中的7个省份采用“集中式”市场模式，省内中长期市场采用差价合约，省内现货交易采用“日前市场+实时市场”的组合；而蒙西采用“分散式”市场模式，中长期交易合同采用实物合约，并在日前和实时市场之间加入日内市场 第二批电力现货试点： 上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市 随着新能源发电比例的提高，辅助服务市场的品类也在增加。传统的15分钟级辅助服务已不足以应对高比例新能源电力系统的需求，电网需要引入更精准的辅助服务来稳定运行。预计辅助服务将增加多类分钟级、秒级产品，并呈现出价格分化的趋势。日内市场正在逐步完善，新能源在4小时至30秒的作用域内将在日内市场激发高价格波动，推动日内市场规模快速发展。 借鉴欧洲成熟的电力市场，丰富的电力交易产品为虚拟电厂提供了广阔的盈利空间。电力市场主要包括中长期市场、现货市场、调频辅助市场和其他辅助市场四大类型，其中，中国未来将重点发展现货市场、调频辅助服务和其他辅助市场。 目前，中国的辅助服务主要由电网提供，以火电作为主要调节资源，辅助服务市场已经开展，但仍处于早期阶段，仅向部分地区、部分参与对象开放，产品种类也较少。随着未来电网将其保障作用日益市场化，虚拟电厂作为潜力巨大的调节资源将实现更高的收入。 欧洲电力市场类型 中长期市场 中长期市场 中长期电力衍生品 现货市场 日内交易 日前交易 调频辅助市场 频率控制 备用 （FCR） 替代备用 （RR） 负荷跟踪 频率恢复