虚拟电厂专题报告.docx

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1、虚拟电厂专题报告需求侧带动，虚拟电厂迎来蓝海时代需求侧灵活调控，引入虚拟电厂新模式电源结构问题导致尖峰负荷需求无法得到满足。2021年中国电力装机总量高达 24.21亿千瓦，其中火电机组13.01亿千瓦，远高于全国主要电网每月最高的用 电负荷。但是中国用电高峰时段的电力缺口依然存在，其根源是中国电力系统的 结构性问题：中国电源侧基荷电源过多、灵活性资源尤其是尖峰资源较少。尖峰 资源存在年利用小时数较少、度电成本过高的问题，难以在原有电价机制下获取 利润空间，从而阻碍了尖峰资源的投资积极性。同时，可再生能源占比持续提升, 供电不稳定性加剧，亟需有效措施帮助满足实施组合式资源调度，有效满足用户 侧

2、需求。当前时点非水电可再生能源最低消纳权重逐年提升，供电不稳定性增加，需求侧 管理重要性持续提升。目前，中国政府部门对各省市均限定了可再生能源（非水 电）最低消纳权重，且权重逐年提升。随着风电、光电总供电量占比提升，供电 不稳定性增加，灵活、快速的调度需求增多，需求侧管理变得愈发重要。什么是虚拟电厂？虚拟电厂是将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一 种或多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力 市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调 峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷。虚拟电厂的发展是以可控负 荷、储能、

3、分布式电源三类可控资源的发展为前提。可调负荷：可调负荷的重点领域包括工业、建筑和交通等。工业负荷的调节潜力 主要来自于非生产性负荷和辅助性负荷，不同工业行业间存在较大差异；商业和荷、分布式电源和储能三大资源，作为整体参与各类电力市场交易的分布式能源 聚合商。参与厂商方面，由于中国储能发展尚未成熟，现试点城市虚拟电厂运营商和负荷 聚合商并未产生较大差异。以广州市所披露的2021年广州市参与虚拟电厂的电力 用户和负荷聚合商名单为例分析，负荷聚合商一般由具备能源资源优势的售电企 业、能源及能源设备企业、电力施工企业和具备能源管理优势的软件服务企业组 成。软件服务企业目前的盈利模式大致分为两类，一是为

4、虚拟电厂运营商和负荷 聚合商提供IT服务，另一种是凭借自身技术优势成为运营商参与市场活动。公共建筑可调负荷主要为楼宇空调、照明、动力负荷，约占整个楼宇负荷的25%, 居民建筑可调负荷因分布散、容量小从而聚合难度较大；交通可调负荷主要增量 为电动交通。据测算，远期国网经营区可调负荷理论潜力可达9000万kW,未来 35年，通过加强技术研发、完善补贴政策和交易机制，可力争实现40005000 万kW,约占最大负荷5%。分布式电源：在用户现场或靠近用电现场配置较小的发电机组以满足特定用户的 需要，或支持现存配电网经济运行，包括小型燃机、光伏、风电、水电、生物质 等或其发电组合。储能：储能设备主要包括

5、机械储能、化学储能、电磁储能和相变储能四类。虚拟电厂作为智能电网的一种运行方式，促成了各自独立的发电厂、负荷、储能 系统之间的灵活合作。虚拟电厂技术并不改变这些实体与电网的硬连接，而是通 过网络对这些实体进行整合、协调、优化，最终实现发电、用电资源的合理、优 化、高效利用。换而言之，发电、用电不受电网运行调度中心的直接调度，而是 通过虚拟电厂的控制中心参与到电网的运行和调度中。目前在中国，受限于分布 式能源与储能的发展水平，虚拟电厂主要偏向用户负荷端调控，基于激励的需求 侧进行电力资源调峰填谷。虚拟电厂聚合上下游资源，调控空间大虚拟电厂的产业链由上游基础资源、中游资源聚合商和下游电力需求方三者

6、共同 组成。其中上游基础资源又可细分为可控负荷、分布式能源以及储能系统，虚拟 电厂通过对三种基础资源的调节实现电力资源的削峰填谷。中游的资源聚合商是 虚拟电厂的核心组成部分与控制主体。资源聚合商通过对上游可控负荷、分布式 能源以及储能系统三者的整合、优化、调度、决策，从而实现虚拟电厂的正常运 行。产业链的下游为电力需求方，主要参与者有电网公司、售电公司和其他参与 电力市场化交易的主体。下游参与者为市场提供输配电服务和电网接入服务，并 向市场运营机构提供市场化交易和市场化服务所需的相关数据。虚拟电厂的发展需外围市场支撑 依据外围条件的不同，可以把虚拟电厂的发展分为三个阶段：邀约型虚拟电厂、 市场

7、型虚拟电厂和自由调度型虚拟电厂。虚拟电厂的发展依赖于外围电力市场的 支撑，电力市场主要包括电力现货市场、辅助服务市场和中长期市场。辅助服务 市场主要是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、 输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，最主要形式 为调峰、调谷、调频等服务。邀约型虚拟电厂是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织， 各个聚合商参与组织资源以可控负荷为主进行响应，共同完成邀约、响应和激励 流程，当前中国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主。市场型虚拟电厂是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电 厂聚合商以类似于实体电厂的

8、模式，分别参与这些市场获得收益。在此期间，虚 拟电厂以电力市场配置电力资源运行驱动，通过协调、优化和控制可控负荷、分 布式电源和储能三大资源聚合而成的分布式能源集群，作为一个整体参与各类电 力市场交易并为电力系统运行提供调峰、调频、紧急控制等辅助服务的分布式能 源聚合商。在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运 行机构。自由调度型虚拟电厂将在市场性虚拟电厂的基础上，实现跨空间自主调度。随着 虚拟电厂所整合资源的种类逐步增多，“虚拟电力系统”雏形初显。该阶段，除 可调负荷、储能和分布式能源等基础资源外，也将包含由该类基础资源所整合而 成的微电网、局域能源互联网等。自由调度型虚

9、拟电厂主要参与者以国外为主， 如德国的NextKraftwerke公司等。相比储能，轻资产运营的虚拟电厂更具优势 储能资源作为虚拟电厂三大基础资源之一，常见的储能电站类型有：物理储能、 电器储能、电化学储能、热储能以及化学储能等。中国储能电站以抽水储能模式为主。2021年，中国储能市场装机功率43. 44GW, 位居全球第一。抽水蓄能装机功率37.57GW,占比86. 5%；蓄热蓄冷装机功率 561. 7MW,占比1.3%；电化学储能装机功率5n7. 1MW,占比11.8%；其它储能技 术(压缩空气和飞轮储能)装机功率占比0.4%。不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同，而储能成本则是决定储

10、能技术应用 和产业发展规模最重要的参数。以抽水蓄能电站为例，目前抽水蓄能电站的投资 成本为6064亿元/G肌使用寿命约50年，每天抽放一次，系统能量成本在120 170万元/(MW h),电站运维成本大约120万元/(MW h),其他成本20万元 /(MW h),系统能量效率76%,年运行比例约90%,测算获得抽水蓄能的度电成本为 0.21-0. 25 元/(kW h)lo在供给侧调控手段有限的情况下，通过实施需求侧管理可大幅降低资金成本，高 效解决实际问题。“双碳”政策下，新建大型煤电机组既不利于中国能源可持续 发展又缺乏经济性。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

11、需求，电厂及配套电网需投资约4000亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维 和激励的资金规模仅为400亿-570亿元。以山东省为例，假设存在持续时间100 小时的500万千瓦尖峰负荷缺口，采用“需求响应+延寿煤电”方案的年化成本远 低于“新建燃煤机组5X100万千瓦”方案，每年将降低14. 3亿元的开支。当前 时点非水电可再生能源最低消纳权重逐年提升，供电不稳定性增加，需求侧管理 重要性持续提升。目前，中国政府部门对各省市均限定了可再生能源(非水电) 最低消纳权重，且权重逐年提升。随着风电、光电总供电量占比提升，供电不稳 定性增加，灵活、快速的调度需求增多，需求侧管理变得愈发重要。目前中国虚拟电厂发

12、展进展中国虚拟电厂现处“邀约型”阶段，行业前景广阔 如上文所述，中国虚拟电厂市场发展可被分为三个市场阶段：邀约型、市场型、 和自治型。当前中国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主，其中以江苏、上海、广东等省市开展的项目试点即是邀约型虚拟电厂，属于市场型虚拟电厂的有冀北电 力交易中心开展的虚拟电厂试点、广东虚拟电厂试点、上海虚拟电厂试点等。但 目前，中国电力市场尚未发展至自由调度式阶段，主要参与者以国外企业为主， 如德国的NextKraftwerke公司等。中国虚拟电厂建设处于初期试点阶段，近年来各类政策加速行业发展。2015年， 相关部门出台关于促进智能电网发展的指导意见，明确虚拟电厂商业模式需进行

13、 创新，并率先于江苏试水邀约型虚拟电厂，出台季节性尖峰电价政策，构建了需 求响应激励资金池，为该地区需求响应的发展奠定基础。2021年，关于推进电力 源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见指出虚拟电厂应参与各类电力市场交 易，指引行业发展路径应从邀约型转向交易型。虽然目前中国只有冀北虚拟电厂 一期试点属于交易型虚拟电厂，但随着电力市场机制逐渐完善，虚拟电厂模式将 由邀约型向市场型转变，变成以电力市场配置电力资源运行驱动，通过协调、优 化和控制可控负荷、分布式电源和储能三大资源，作为整体参与各类电力市场交 易的分布式能源聚合商。现阶段虚拟电厂的盈利模式是什么？虚拟电厂通过调度负荷进行需求侧响应，

14、之后获补贴分成实现盈利。虚拟电厂运 营商和负荷聚合商通过聚合电力用户可调负荷，利用可控负荷进行需求侧响应， 一方面可以节约用户能源费用获取收益，另一方面可获得参与需求侧响应的电量 补贴收入，补贴收入由虚拟电厂运营商和负荷聚合商与电力用户进行分成，政策 并不限定分成比例。虚拟电厂运营商和负荷聚合商的投入成本主要为电能监控系 统投入的软硬件成本和电力用户的柔性负荷使用成本，收入为分成后的响应电量 补贴收入以及可能存在的提供电力用户节能服务的服务费用。目前整体参与用户 的收入来自各省市建立的奖励基金池来自国家补贴、于电价外附加征收的差别电 价收入或通过增加年度跨省区交易电量计划形成的购电价差盈余疏导

15、。截至目前, 中国已有多个省份陆续公布了虚拟电厂的相关政策，并且详细制定了虚拟电厂削 峰填谷的补贴、计价规则。此外，国家发改委、国家能源局在“十四五”现代能源体系规划中着重强调了可 调负荷资源对于虚拟电厂的重要性。在“十四五”期间要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。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）

16、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。从海外看国内虚拟电厂发展虚拟电厂的概念从1997年提出之后，受到了欧洲、北美、澳洲多国的广泛关注。 近年来随着信息通讯技术、分布式电源、储能、电动车的快速发展，工业领域逐 渐表现出对虚拟电厂的极大需求并付诸工程实践。从海外国家的工程实践来看， 主要分为两种方向，第一种是以储能和分布式电源为作为虚拟电厂的主体，典型 代表是欧盟模式；而以美国为代表则是以可控负荷为主，规模已经达到尖峰负荷 的的以上。欧洲虚拟电厂虽然欧洲发电总规模早已进入瓶颈阶段，但

17、是新能源的发展依然迅速，截至2021 年末，欧盟新能源发电量达到5501亿千瓦时，较2010年增加238%,而其总发电 规模2021年却较2010年降低3%。横向对比来看，2021年欧盟的新能源发电量占 全电源比重也达到了 19%,其中德国新能源发电量占比甚至达到了 28.52%,远高 于中美日等主流国家。随着新能源电量和占比的持续增加，其出力不稳定特性不 可避免会对电网产生较大的冲击，且消纳问题也逐步趋于严峻。而且欧盟的新能 源建设以分布式电源为主，2021年欧盟新增光伏装机中56%均为分布式光伏，由 于分布式电源分布广泛，因此调度难度较大，对电网产生冲击也不容忽视。为进一步优化新能源的消纳

18、以及电网的稳定，欧洲国家在建设能源互联网项目时 比较注重通过电力市场促进可再生能源消纳以及综合能源协同优化问题。随着欧 洲电力市场机制的不断完善，各能源互联网项目参与电力市场的模式也逐渐清晰。 目前，欧洲各国虚拟电厂侧重于发电侧，主要包含分布式电源和储能资源，也有 一部分包括抽水蓄能机组、热电联产机组和传统的火电机组等集中式发电资源， 其目的在于实现分布式发电的可靠性并网、智能互动和参与电力市场，减小分布 式发电项目对整个电网的冲击。欧盟国家中，以德国为其中最典型的代表最早发 力于虚拟电厂业务。2001年，来自德国、荷兰、西班牙等5个国家的11家公司, 于2001年-2005年间实施虚拟电厂的

19、研究和试点项目VFCPP,其目的在于发展、 安装、测试并展示由31个分散且独立的居民燃料电池热电联产系统构成的虚拟电 厂，在给出确定的负荷曲线时，中央控制系统灵活调节每个机组的供热和供电， 以降低生产成本和峰值负荷对配电网的电能需求。此次试点项目为之后虚拟电厂 的运维积累了宝贵经验。在随后的十年中，德国陆续开展了大量的虚拟电厂研究 项目，为之后商业运维积累的丰富的储备资源。经过长时间的经验积累，2009年NextKraftwerke于德国成立，并随后陆续发展 为欧洲最大的虚拟电厂，2021年，公司被壳牌石油公司收购，截至2022年二季 度，公司管理了 14414个客户资产（如分布式发电设备和储

20、能设备），包括生物 质发电装置、热电联产、水电站、灵活可控负荷、风能和太阳能光伏电站等，容 量达到1083. 6万千瓦，也就是说NextKraftwerke管理的单个客户资源平均仅有 0. 075万千瓦。从灵活性调节能力看，公司聚合的灵活性资源达到255.5万千瓦, 相当于4座60万千瓦大型煤电机组，2020年公司实现营业收入5. 95亿欧元。NextKraftwerke主要有两种业务模式，一方面是将风电和光伏发电等难以稳定出 力的发电资源直接参与电力市场交易，获取利润分成；另一方面，利用灵活性调 节电源的特点，参与电网的二次调频和三次调频，从而获取附加收益。目前 NextKraftwerke

21、能占到德国二次调频市场的10%的份额。第一种业务模式在发电端(风电/光伏)安装远程控制装置NextBox,将电源集成 到虚拟电厂平台；根据电源运行参数、市场数据和电网状态，通过虚拟电厂平台 对各个电源进行控制，参与电力市场交易；虚拟电厂并不会自己投资交易基础设 施，就可以获取能源交易收益。第二种业务模式是在生物质、燃气热电联产、抽蓄或小水电等灵活性调节电源安 装远程控制装置NextBox,灵活性调节电源可以提供给电力平衡市场；常规时段 中会收到备用费补偿，其正常运行不需要作出调整；当电网过载时，灵活性调节 电源可以在几分钟内减少或者停止出力，将从Next获得额外的调频服务费。美国虚拟电厂新能源

22、渗透率攀高叠加较高比例分布式，催生美国虚拟电厂需求。根据美国能源 信息署披露，截至2021年末，美国新能源发电量占其能源总发电量的12.01%, 相较2010年提升9. 69个百分点。尽管新能源渗透率的逐年提升使得美国电源结 构进入清洁化转型，但由于风能和太阳能出力的间歇性让电力系统运行复杂化， 电网的安全稳定运行面临着挑战。另一方面，充足的分布式光伏装机为虚拟电厂 提供了成长的土壤，从光伏装机量较高的新泽西州、马萨诸塞州和纽约州的装机 结构来看，其分布式光伏的占比均较高。其次，美国社区太阳能的兴起进一步导 致其电网边缘发电能力增加，颠覆电网传统的运营范式。根据2021年10月美国 能源部制定

23、的全国社区太阳能伙伴关系(NCSP)目标，到2025年美国社区太阳能 系统将可以为500万个家庭供电。截止2020年底，美国社区太阳能安装总量约 3.25G肌 可为60万户家庭供电，若按照该目标的指引，未来美国社区太阳能增量 十分可观。双重因素作用下，虚拟电厂成为解决电力系统调节能力、安全稳定性 不足的良策。聚焦负荷响应，841号法令奠定盈利基础。相较欧洲，美国虚拟电厂侧重于负荷 侧管理，通过需求响应和其他实时负荷转移方法来确保电网的可靠性。早在2019 年，美国负荷侧可调度资源就已高达3000万千瓦，占其用电高峰时期的4%。该模式的虚拟电厂创建者主要为分散的独立聚合商和公用事业企业，用户侧分

24、布式 能源的拥有者兼顾消费者(consumer)与发电商(producer)两种职能，可从电力调度中获利。虚拟电厂的盈利来源为辅助服务市场收入，2018年美国联邦能 源监管委员会(FERC)发布841号法令，要求RTO/ISO区域电力市场制定规则为 储能公平参与电力市场扫清障碍，允许储能资源参与容量、电量、辅助服务市场, 并基于市场价格对其服务进行相应的补偿，该文件保障了虚拟电厂可从辅助服务 市场获利。深度切入分布式能源领域，特斯拉打造“世界最大分布式电池”。2022年6月， 特斯拉与PG&E合作在加州建立虚拟电厂，邀请符合要求的Powerwal 1用户加入虚 拟电厂，允许当电网用电需求增加而

25、电力供应不足时，虚拟电厂调动Powerwall 的电能来支持电网运行，用户可从每次调度中收取2美元/千瓦时的报酬。此次项 目共有5万Powerwall用户符合补贴条件，等同于聚合了 500MWh的能源容量可供 调配。其实，早在2012年特斯拉就已发现分布式能源的价值，开始研发家用储能 设施Powerwall和中型商用储能设施Powerpack,迅速切入能源领域。随后，特 斯拉又相继推出OpticasterMicrogridController和Autobidder在内的能源软 件，旨在帮助用户减少电费支出，参与需求响应，实现微电网控制和能源批发市 场招标。软硬配合下，特斯拉成功实现“车+桩+光+储+荷+智”生态系统整合，并 在澳大利亚、美国德州、加州开展了虚拟电厂项目试点，此次在加州的合作项目, 是用户首次从参与负荷响应中获得实质经济性激励，未来该模式有望得到进一步 推广。中国虚拟电厂市场未来可期中国虚拟电厂发展仍处于初期阶段，部分地区开启虚拟电厂试点。由于国内目前 电力市场仍在发展初期，现有已经开启需求响应试点的省(区域)中，除冀北试 点外均采用了邀约型模式，目标多是构建占上年最大直调用电负荷3%-5%的需求 侧机动调峰能力。随着电力市场机制逐渐完善，虚拟电厂模式将由邀约型向市场 型转变，变成以电力市场配置电力资源运行驱动，通过协调、优化和控制可控负