中國儲能網(wǎng)訊：此前，中泰證券發(fā)布虛擬電廠報告，以“七問七答”的形式，回答了七個關(guān)于虛擬電廠的核心問題：
1.如何定義虛擬電廠？
2.虛擬電廠的興起回應(yīng)了新能源行業(yè)的什么痛點？
3.虛擬電廠在各國如何落地？
4.如何梳理虛擬電廠的產(chǎn)業(yè)鏈？
5.虛擬電廠盈利能力如何？
6.虛擬電廠的市場空間有多大？
7.哪些企業(yè)正在參與虛擬電廠？
No.1
如何定義虛擬電廠？
虛擬電廠（VPP, Virtual Power Plant）是一種新型電源協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)，虛擬電廠通過信息技術(shù)和軟件系統(tǒng)，實現(xiàn)分布式電源、儲能、可調(diào)負(fù)荷等多種分布式資源的聚合和協(xié)同優(yōu)化。
作為一個特殊的電廠，參與電力市場和電網(wǎng)運行的協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)。
它既可以作為“正電廠”向系統(tǒng)供電調(diào)峰，又可作為“負(fù)電廠”加大負(fù)荷消納配合系統(tǒng)填谷。在電網(wǎng)運行方式向源網(wǎng)荷儲靈活互動轉(zhuǎn)型和結(jié)構(gòu)向清潔低碳轉(zhuǎn)型的背景下，大力發(fā)展虛擬電廠對促進(jìn)電網(wǎng)供需平衡，實現(xiàn)分布式能源低成本并網(wǎng)，充分消納清潔能源發(fā)電量，推動綠色能源轉(zhuǎn)型具有重大的現(xiàn)實意義。
虛擬電廠各地項目匯總：
1.虛擬電廠分類：電源型、負(fù)荷型、儲能型、混合型
虛擬電廠由可控機(jī)組、不可控機(jī)組，如風(fēng)、光等分布式能源、儲能、可控負(fù)荷、電動汽車、通信設(shè)備等聚合而成，并進(jìn)一步考慮需求響應(yīng)、不確定性等要素，通過與控制中心、云中心、電力交易中心等進(jìn)行信息通信，實現(xiàn)與大電網(wǎng)的能量互換。
根據(jù)虛擬電廠對外特征，不同類型特征的虛擬電廠具有不同的服務(wù)能力，虛擬電廠可以分為電源型虛擬電廠、負(fù)荷型虛擬電廠、儲能型虛擬電廠、混合型虛擬電廠等類型。
電源型：具有能量出售的能力，可以參與能量市場，并視實際情形參與輔助服務(wù)市場。
負(fù)荷型：具有功率調(diào)節(jié)能力，可以參與輔助服務(wù)市場，能量出售屬性不足。
儲能型：可參與輔助服務(wù)市場，也可以部分時段通過放電來出售電能。
混合型：全能型角色。
日本和德國以儲能和分布式電源作為虛擬電廠的主體，美國則是以可控負(fù)荷為主，規(guī)模已占尖峰負(fù)荷的5%以上。
2.虛擬電廠業(yè)務(wù)板塊：注源控流+電力儲備+商業(yè)板塊
3.虛擬電廠發(fā)展趨勢：從邀約型向市場型
虛擬電廠發(fā)展分為三個階段，邀約型，交易型和自治型。
自治型階段：跨空間自主調(diào)度型虛擬電廠。隨著電廠聚合的資源種類越來越多，數(shù)量越來越大，空間越來越廣，形成“虛擬電力系統(tǒng)”，
交易型階段：電能量現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和容量市場建成后，虛擬電廠聚合商以類似于電廠的形式，參與市場獲取收益。
邀約型階段：在沒有電力市場情況下，由政府機(jī)構(gòu)牽頭，各個聚合商參與，共同完成邀約、響應(yīng)和激勵流程。
自治型階段：跨空間自主調(diào)度型虛擬電廠。隨著電廠聚合的資源種類越來越多，數(shù)量越來越大，空間越來越廣，形成“虛擬電力系統(tǒng)”，既包括可調(diào)負(fù)荷、儲能和分布式電源等基礎(chǔ)資源，也包括這些基礎(chǔ)資源整合而成的微網(wǎng)、局域能源互聯(lián)網(wǎng)。
當(dāng)前，由于我國目前儲能和分布式電源以及電力交易市場尚未發(fā)展成熟，虛擬電廠主要處于邀約型向市場型過渡的階段。
4.虛擬電廠發(fā)展趨勢：儲能、分布式光伏加速推進(jìn)
儲能是虛擬電廠推進(jìn)的重要方向。
儲能自身特征
儲能發(fā)展能夠?qū)崿F(xiàn)電力市場調(diào)頻調(diào)壓及暫態(tài)穩(wěn)定。在不同時間根據(jù)分布式電源的特征及用戶用電特征進(jìn)行短期功率的靈活調(diào)節(jié)，實現(xiàn)靈活性應(yīng)急的作用。穩(wěn)定的儲能技術(shù)能夠在電力短缺時釋放電能，達(dá)到應(yīng)對中長期能量短缺的效果。
市場發(fā)展前景
云儲能市場和分布式儲能P2P市場是未來的重點發(fā)展方向。云儲能通過在云端聚合分布式儲能資源，為大量的用戶提供儲能服務(wù)。
作為共享經(jīng)濟(jì)與電力系統(tǒng)儲能融合的產(chǎn)物，是未來電網(wǎng)的一個新形態(tài)。在能源交互機(jī)制基礎(chǔ)上，以點對點技術(shù)(P2P,(Peer-to-peer)為典型代表的分布式多邊交易形式應(yīng)運而生。這種交易形式可實現(xiàn)配電網(wǎng)能量的就地平衡，在挖掘用戶的自主互動特性，減少集中管理模式下的計算壓力等方面有諸多優(yōu)勢。
目前虛擬電廠發(fā)展著重于負(fù)荷調(diào)節(jié)方面，下一步虛擬電廠發(fā)展將圍繞推進(jìn)分布式光伏接入聚合展開。
分布式光伏接入后，可以顯著增強(qiáng)虛擬電廠調(diào)控的靈活性，使虛擬電廠更好參與電力交易市場。
分布式光伏加速接入可以助推“源網(wǎng)荷儲一體化”的落地，將有效解決新能源與傳統(tǒng)能源和儲能之間協(xié)同難、消納難等制約新能源行業(yè)發(fā)展的突出“痛點”，助力加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
5.虛擬電廠發(fā)展趨勢：從運營平臺到能源互聯(lián)網(wǎng)
虛擬電廠在我國仍處于試點示范階段，隨著虛擬電廠發(fā)展的逐漸成熟，虛擬電廠產(chǎn)業(yè)鏈將會進(jìn)一步完善，從聚合平臺逐步向能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展。
能源互聯(lián)網(wǎng)是運用信息通信技術(shù)，將分布式能量采集裝置，儲存裝置和各類負(fù)載等能源節(jié)點互聯(lián)起來實現(xiàn)能量雙向流動的交換與共享網(wǎng)絡(luò)。
隨著新一代能源技術(shù)與移動互聯(lián)網(wǎng)、大數(shù)據(jù)等新興技術(shù)的發(fā)展，傳統(tǒng)能源行業(yè)的結(jié)構(gòu)、市場環(huán)境和商業(yè)模式也在逐漸發(fā)生著變化，帶動資金、技術(shù)和產(chǎn)業(yè)，形成集聚效應(yīng)。虛擬電廠從運營平臺向能源互聯(lián)網(wǎng)方向發(fā)展將成為投資領(lǐng)域的新亮點。
No.2
虛擬電廠的興起回應(yīng)了新能源行業(yè)的什么痛點？
1.虛擬電網(wǎng)發(fā)展背景：能源需求轉(zhuǎn)型，用電供需矛盾突出
圍繞電力的產(chǎn)生和消耗，大體分為發(fā)電測、電網(wǎng)側(cè)和用電測。
電網(wǎng)對運行安全有嚴(yán)格要求，電網(wǎng)安全的首要目標(biāo)就是保證發(fā)用電的實時平衡，需要發(fā)電側(cè)的不斷調(diào)節(jié)去擬合負(fù)荷曲線。
新能源發(fā)電嚴(yán)重依賴于自然資源（光照強(qiáng)度、風(fēng)力強(qiáng)度），具有隨機(jī)性、間歇性和波動性的特點，對負(fù)荷的支撐能力不足。
若規(guī)?；苯硬⑷腚娋W(wǎng)發(fā)電，將會對電網(wǎng)造成巨大沖擊，威脅電力系統(tǒng)安全以及供電的穩(wěn)定性。另外，由于小型分布式新能源發(fā)電設(shè)施、儲能設(shè)施、可控制用電設(shè)備、電動汽車等的持續(xù)發(fā)展普及，在用電側(cè)，很多電力用戶也從單一的消費者轉(zhuǎn)變?yōu)榛旌闲螒B(tài)的產(chǎn)銷者，并且各類激增的大功率用電設(shè)備（如充電樁）“吃”起電來，也是讓電網(wǎng)直呼壓力山大，顯然不能任由其“胃口大開”一哄而上。因而，新的發(fā)用電勢態(tài)下，“虛擬電廠”應(yīng)運而生。
2.供給側(cè)：火力發(fā)電仍占主導(dǎo)，水力、風(fēng)能發(fā)電量不穩(wěn)定
電力發(fā)電結(jié)構(gòu)：我國電力發(fā)電仍以火力發(fā)電為主，2021年火力發(fā)電占比71.13%，水力發(fā)電占比14.6%，風(fēng)力發(fā)電占比6.99%，核能發(fā)電占比5.02%，太陽能發(fā)電量占比2.26%。隨著煤炭價格的上漲，發(fā)電成本增加，火力發(fā)電廠發(fā)電意愿下降。
光伏發(fā)電裝機(jī)量分布不均：2022年一季度，全國光伏新增并網(wǎng)裝機(jī)1321萬千瓦，同比提高138%。新增裝機(jī)規(guī)模較大的省份包括河北180萬千瓦、浙江164萬千瓦、山東150萬千瓦。受地理位置和自然條件影響，光能資源分布不均勻，各省份裝機(jī)量差異較大。
風(fēng)電裝機(jī)量分布不均：2022年一季度，全國風(fēng)電新增并網(wǎng)790萬千瓦，同比增加16.7%。新增并網(wǎng)規(guī)模較大的省區(qū)主要有吉林163萬千瓦、甘肅90 萬千瓦、山西68萬千瓦。截至3月底，全國風(fēng)電累計并網(wǎng)3.37億千瓦，同比增加17.6%。一季度海上風(fēng)電新增并網(wǎng)36萬千瓦，受2021年底海上風(fēng)電國家補(bǔ)貼到期影響，海上風(fēng)電新增裝機(jī)規(guī)模放緩，同比下降79%。
3.需求側(cè)：用電側(cè)總量與結(jié)構(gòu)變化提高負(fù)荷峰值
用電負(fù)荷總量屢創(chuàng)新高：當(dāng)前社會用電短期峰值負(fù)荷不斷攀升，加之極端天氣的沖擊，2022年夏季我國部分地區(qū)區(qū)域電力供需緊張，國家電網(wǎng)5個區(qū)域電網(wǎng)和19個省級電網(wǎng)負(fù)荷屢創(chuàng)新高，四川等省份啟動了限電措施。
用電需求結(jié)構(gòu)變化，電力負(fù)荷特性惡化：近年第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電的增長形成了“日內(nèi)雙峰”的特征，同時拉大了用電負(fù)荷峰谷差，使能源電力保供形勢更為復(fù)雜嚴(yán)峻。以上海為例，2020年夏季的最大峰谷差率高達(dá)43%，導(dǎo)致本地發(fā)電機(jī)組頻繁啟停，對機(jī)組安全性造成了負(fù)面影響。
4.虛擬電廠兼具靈活性和經(jīng)濟(jì)性
靈活性
把負(fù)荷側(cè)的這些資源，包括用電負(fù)荷、儲能，以及分布式的資源，通過信息化手段和技術(shù)自動化手段集合起來，使其具備一個電廠的特性。
它既可作為“正電廠”向系統(tǒng)供電或控制可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰，又可作為“負(fù)電廠”加大負(fù)荷消納，配合填谷，能夠?qū)崿F(xiàn)配電網(wǎng)側(cè)新能源的聚合管理、就地消納及靈活運行。
經(jīng)濟(jì)性
投入成本約為火電廠的1/8。我國東西部電力供需關(guān)系趨緊，電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負(fù)荷95%以上峰值負(fù)荷累計不足50小時。峰谷差問題可以依靠多種手段緩解，但總體來看，隨著虛擬電廠技術(shù)的日漸成熟，虛擬電廠將成為削峰填谷投資成本最低的手段。
根據(jù)國家電網(wǎng)測算，通過火電廠實現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，滿足其經(jīng)營區(qū)5%的峰值負(fù)荷需要投資4000億，而通過虛擬電廠，在建設(shè)、運營、激勵等環(huán)節(jié)投資僅需500-600億元，既滿足環(huán)保要求，又能夠降低投入成本。
No.3
虛擬電廠在各國如何落地？
1.歐美虛擬電廠發(fā)展歷程
德國：虛擬電廠已實現(xiàn)商業(yè)化
德國的虛擬電廠已實現(xiàn)商業(yè)化。其主要業(yè)務(wù)是在批發(fā)市場銷售100kW以上中型可再生能源電廠生產(chǎn)的電量，在日前市場優(yōu)化其售電，使這些電廠成為虛擬電廠資源。
虛擬電廠有利于靈活性較高的機(jī)組獲利。除可再生能源電廠外，燃?xì)鉄犭娐?lián)產(chǎn)、電池儲能、應(yīng)急發(fā)電機(jī)和需求響應(yīng)等都可作為虛擬電廠資源。其主要應(yīng)用場景是通過電力市場的靈活電價，引導(dǎo)電廠管轄內(nèi)系統(tǒng)優(yōu)化發(fā)用電成本，優(yōu)化交易收益。
在德國，虛擬電廠上中下游產(chǎn)品已經(jīng)逐漸完備，虛擬電廠可直接參與電力市場進(jìn)行交易之外，還參與電網(wǎng)系統(tǒng)輔助服務(wù)（二次、三次調(diào)頻）來收取服務(wù)傭金，以及針對不同用戶都有相應(yīng)的售電套餐。
根據(jù)運營商不同，德國的虛擬電廠大致可分為三種類型：獨立虛擬電廠運營商、大型電力公司（跨國、地區(qū)和市級企業(yè)）以及新型市場參與者。
歐洲：產(chǎn)業(yè)鏈分工明確，商業(yè)模式聚焦發(fā)電側(cè)
歐洲虛擬電廠通常由獨立虛擬電廠運營商、發(fā)電企業(yè)或部分輸電網(wǎng)運營商(TSO,TransmissionSystemOperator)提供服務(wù)。
從產(chǎn)業(yè)鏈角度：歐洲的電力系統(tǒng)分為發(fā)電、輸電、配電和售用電環(huán)節(jié)，而電網(wǎng)運營主體可以劃分為輸電網(wǎng)運營商和配電網(wǎng)運營商(DSO,DistributionNetworkOperator)。輸電網(wǎng)運營商負(fù)責(zé)控制和運行輸電網(wǎng)，包括監(jiān)測和控制電網(wǎng)內(nèi)斷路器、開關(guān)以及輸電網(wǎng)的電壓。配電網(wǎng)運營商負(fù)責(zé)將能源進(jìn)行分配和管理，并輸送給終端消費者，屬于競爭性業(yè)務(wù)。歐洲各國根據(jù)區(qū)域劃分輸電網(wǎng)運營商的管轄范圍，并依靠跨國電網(wǎng)鏈接，屬于區(qū)域性壟斷業(yè)務(wù)。
基于以上分工，目前商業(yè)化歐洲虛擬電廠主要由獨立第三方運營商、發(fā)電公司或TSO提供服務(wù)。德國四家運營商通過參與歐洲互聯(lián)電網(wǎng)的方式進(jìn)行跨國電力交易。德國DSO數(shù)量超過900個，分別負(fù)責(zé)德國900多個配電網(wǎng)區(qū)域。隨著分布式可再生能源(DER,DistributedEnergyResource)直接輸入配電網(wǎng)，以及DER的間歇性和隨機(jī)性，配電網(wǎng)負(fù)載壓力增大，因此上游運營商主導(dǎo)的虛擬電廠應(yīng)運而生。
聚焦發(fā)電測，實現(xiàn)降本增效
20世紀(jì)初，歐洲開始利用可再生能源發(fā)電。截至2020年，歐盟可再生能源發(fā)電量占比達(dá)到38%。由于歐洲發(fā)電資源較為分散，早期虛擬電廠主要聚焦于電力供給側(cè)，聚合發(fā)電資源，幫助可再生能源穩(wěn)定并網(wǎng)，協(xié)調(diào)發(fā)電功率。
從收益方式的角度：一方面，虛擬電廠能夠幫助發(fā)電企業(yè)降本增效，并從中獲取服務(wù)費分成。另一方面，虛擬電廠可以直接參與電力現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)，獲取輔助服務(wù)及電力交易收益的分成。
2.中國：虛擬電廠發(fā)展處于初級階段
目前，國內(nèi)虛擬電廠仍處于初級階段，以試點示范為主。在我國，主要以需求響應(yīng)為主流，而虛擬電廠側(cè)重點在于增加供給，產(chǎn)生逆向潮流現(xiàn)象。虛擬電廠的發(fā)展可分為三個階段：邀約型、市場型以及跨空間自主調(diào)度型虛擬電廠。當(dāng)前，我國虛擬電廠正處于邀約型向市場型過渡階段，呈現(xiàn)以下幾個特點：
虛擬電廠政策有待完善，亟待出臺國家和省級層面專項政策。
目前，國家層面還沒有出臺專項的虛擬電廠政策，省級層面僅有上海、廣東、山西分別出臺了《關(guān)于同意進(jìn)一步開展上海市電力需求響應(yīng)和虛擬電廠工作的批復(fù)》（2020.9.16）、《廣州市虛擬電廠實施細(xì)則（征求意見稿）》（2021.6.30）和《虛擬電廠建設(shè)與運營管理實施方案》（2022.6.23）。
與虛擬電廠相關(guān)的政策主要涉及需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等。為調(diào)動用戶側(cè)資源響應(yīng)電力系統(tǒng)積極性，在2013年需求側(cè)試點基礎(chǔ)上，上海、江蘇、廣東、浙江、山東、河南等14個省區(qū)出臺了需求響應(yīng)新政策；江蘇、湖北、遼寧、湖南、河南、安徽、福建、貴州、江西等省區(qū)，以及東北、華東等五大區(qū)域出臺或?qū)﹄娏o助服務(wù)政策進(jìn)行了修訂；華北、華中、浙江、江蘇等地能源主管部門開放了虛擬電廠等第三方主體和用戶資源參與調(diào)峰輔助服務(wù)身份。
虛擬電廠相關(guān)政策梳理
虛擬電廠，目前主要作為調(diào)度對象參與電網(wǎng)調(diào)度運行控制，作為市場主體參與電力市場交易，以實現(xiàn)電網(wǎng)靈活性資源的聚合和協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度。
2022年5月20日，部署于國電投深圳能源發(fā)展有限公司的虛擬電廠平臺，成為我國首個虛擬電廠調(diào)度用戶負(fù)荷參與電力現(xiàn)貨市場盈利的案例。廣東、上海、江蘇、河北等地已開展虛擬電廠試點建設(shè)。
No.4
如何梳理虛擬電廠產(chǎn)業(yè)鏈？
1.虛擬電廠產(chǎn)業(yè)鏈圖譜
2.聚焦虛擬電廠上游：基礎(chǔ)資源分類
非連續(xù)性工業(yè)、電動交通和建筑空調(diào)是調(diào)節(jié)意愿、調(diào)節(jié)能力和調(diào)節(jié)聚合成本俱佳的優(yōu)質(zhì)可調(diào)負(fù)荷資源。
No.5
虛擬電廠盈利能力如何？
1.電價機(jī)制改革
電價是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：峰谷電價差越大，用戶購買輔助服務(wù)和需求側(cè)響應(yīng)的激勵也就越大；電價平均水平越高，用戶購買能效優(yōu)化服務(wù)、虛擬電廠進(jìn)行現(xiàn)貨交易的收益也就越大。因此，電價機(jī)制改革進(jìn)程是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。
分時電價機(jī)制進(jìn)一步完善，拉大峰谷價差
2021年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，合理確定峰谷電價價差，系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價原則上不低于4：1，其他地方原則上不低于3：1；建立尖峰電價機(jī)制，尖峰電價在峰段電價的基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。在《通知》發(fā)布后，多省市相應(yīng)政策，制定出臺了相應(yīng)的峰谷電價政策。
電價機(jī)制改革推高電價
自2021年7月推進(jìn)分時電價機(jī)制與2021年10月燃煤上網(wǎng)電價政策的調(diào)整以來，電力生產(chǎn)工業(yè)生產(chǎn)者出廠價格指數(shù)不斷走高，這體現(xiàn)了上網(wǎng)電價的提高。我們預(yù)計，隨著市場化電價機(jī)制改革的不斷深入，我國上網(wǎng)電價上漲的趨勢仍將持續(xù)。
2.電力市場改革推進(jìn)，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)推進(jìn)
現(xiàn)貨市場建設(shè)是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：電力現(xiàn)貨交易與中長期交易互為補(bǔ)充，其中現(xiàn)貨市場具有重要的價格發(fā)現(xiàn)功能，中長期市場的電力價格往往根據(jù)現(xiàn)貨市場價格而定，因此電力現(xiàn)貨市場建設(shè)是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。
電力現(xiàn)貨市場建設(shè)加速推進(jìn)，形成“8+6”試點格局
2017年8月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，在南方（以廣東起步）、浙江、蒙西、山東、山西、福建、甘肅、四川8地開展電力現(xiàn)貨市場試點工作；2021年5月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，在上海、安徽、江蘇、遼寧、河南、湖北6省市開展第二批電力現(xiàn)貨市場試點工作。
電力現(xiàn)貨交易規(guī)則不斷完善
2019年7月，國家發(fā)改委、能源局編制《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》，明確建立以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補(bǔ)充的電力市場，并且要求跨省中長期電力交易的偏差部分按照受（送）端省份現(xiàn)貨市場規(guī)則進(jìn)行結(jié)算；2021年11月，國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)國家發(fā)改委、能源局同意，正式印發(fā)《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》，對電力現(xiàn)貨交易的具體方式、機(jī)制和步驟作了明確的設(shè)計。
3.電力市場改革推進(jìn)，統(tǒng)一電力市場建設(shè)加速
統(tǒng)一電力市場建設(shè)是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素
對基礎(chǔ)資源的聚合能力是決定虛擬電廠競爭力的重要因素，而統(tǒng)一的電力市場將為虛擬電廠提升跨空間資源聚合的能力打開空間，奠定虛擬電廠商業(yè)模式向跨空間自主調(diào)度型階段發(fā)展的基礎(chǔ)。
目標(biāo)2030年基本建成統(tǒng)一電力市場
全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)提速：2022年1月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，制定了推進(jìn)全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)的總體目標(biāo)，即2025年初步建成全國統(tǒng)一電力市場體系，國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場一體化設(shè)計、聯(lián)合運營；2030年基本建成全國統(tǒng)一電力市場體系，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場交易。
統(tǒng)一電力市場率先在南網(wǎng)落地，交易總量與交易主體擴(kuò)容
2022年7月，覆蓋范圍包括廣東、廣西、云南、貴州、海南等五省區(qū)，涵蓋電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)交易，按照同一個交易規(guī)則和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)運行的南方區(qū)域電力市場啟動試運行，標(biāo)志著全國統(tǒng)一電力市場體系加速構(gòu)建。根據(jù)南方電網(wǎng)的預(yù)計，2022年南方區(qū)域電力市場累計市場化交易電量將達(dá)到1.11萬億千瓦時，接近云南、廣東、貴州三省在2021年的全社會用電量總和。到2023年底，市場化交易電量占比將達(dá)到80%左右，參與交易的市場主體將增加到800多萬戶，是之前的80倍。我們預(yù)計，隨著全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)在未來進(jìn)一步推進(jìn)，電力市場交易總量與市場主體的數(shù)量將進(jìn)一步增加，對電力系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力的要求將隨之提升，從而帶動對虛擬電廠輔助服務(wù)的需求。
4.虛擬電廠商業(yè)模式的頂層設(shè)計
商業(yè)模式頂層設(shè)計是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素
我國虛擬電廠總體處于試點階段，多數(shù)試點項目涉及的業(yè)務(wù)場景較為有限。并且省級層面缺乏統(tǒng)一的虛擬電廠平臺，已建的虛擬電廠平臺沒有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)和接口，以分散的不同市場主體自建虛擬電廠為主，這限制了虛擬電廠聚合基礎(chǔ)資源能力的提升上限。因此我們認(rèn)為，虛擬電廠盈利能力的提升，需要頂層設(shè)計提供統(tǒng)一的省級/市級/區(qū)域及虛擬電廠平臺，實現(xiàn)與大電網(wǎng)的互動控制，從而開辟應(yīng)用模式拓展的新空間。
虛擬電廠商業(yè)模式頂層設(shè)計尚待完善
目前，國家層面的虛擬電廠專項政策尚未出臺，省級層面僅有上海、廣東、山西分別印發(fā)了了《關(guān)于同意進(jìn)一步開展上海市電力需求響應(yīng)和虛擬電廠工作的批復(fù)》、《廣州市虛擬電廠實施細(xì)則（征求意見稿）》和《虛擬電廠建設(shè)與運營管理實施方案》，亟待出臺國家層面和更多省級層面的專項政策。我們預(yù)計，隨著國家層面頂層設(shè)計的完善與統(tǒng)一的虛擬電廠平臺的建設(shè)，虛擬電廠涉及的業(yè)務(wù)場景與盈利方式將進(jìn)一步多樣化發(fā)展。
No.6
虛擬電廠市場空間有多大？
虛擬電廠的業(yè)務(wù)場景主要有輔助服務(wù)交易、需求側(cè)響應(yīng)、現(xiàn)貨交易與能效優(yōu)化。
輔助服務(wù)交易：參與電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、備用，通過調(diào)配可控資源提供發(fā)電容量，保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行，并獲取補(bǔ)貼收入。
需求側(cè)響應(yīng)：虛擬電廠根據(jù)合同要求按時按容量切負(fù)荷，保障電網(wǎng)供需平衡，并獲取補(bǔ)貼收入。
現(xiàn)貨交易：代表產(chǎn)銷者集群在電力現(xiàn)貨市場進(jìn)行交易，優(yōu)化電網(wǎng)運行供需，并獲取分成收入。
能效優(yōu)化：為大用戶提供能源資源優(yōu)化管理服務(wù)，預(yù)測電力市場價格波動，幫助用戶決策可調(diào)負(fù)荷的用電行為，代理購電業(yè)務(wù)，提供智能用電方案，并從客戶獲取分成收入。
投資市場規(guī)模：根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織的預(yù)測，2025年、2030年最大負(fù)荷則將分別達(dá)到15.7、18.2億千瓦。我們根據(jù)國家電網(wǎng)的數(shù)據(jù)測算得到，虛擬電廠可調(diào)負(fù)荷資源庫的投資成本約為914元/千瓦，由此預(yù)計2025年、2030年虛擬電廠投資規(guī)模將分別達(dá)到718、998億元。
運營市場規(guī)模：我們認(rèn)為虛擬電廠的核心服務(wù)為平抑峰值負(fù)荷，因此通過測算虛擬電廠用可調(diào)負(fù)荷資源庫解決峰值負(fù)荷調(diào)節(jié)問題所帶來的平抑負(fù)荷的價值，作為虛擬電廠運營市場規(guī)模的估計。我們預(yù)計2025年、2030年虛擬電廠的運營市場規(guī)模將分別達(dá)到932.19億元、1,283.10億元。
No.7
哪些企業(yè)正在參與虛擬電廠？
國內(nèi)市場來看，參與虛擬電廠項目的主要三類，一是虛擬電廠軟件平臺服務(wù)商，為電網(wǎng)公司虛擬電廠搭建軟件平臺的公司，如國能日新、國電南瑞、國網(wǎng)信通、東方電子、遠(yuǎn)光軟件、朗新科技。二是負(fù)荷聚合商，聚合長尾需求側(cè)資源，提供需求側(cè)的電力預(yù)測曲線，并參與電網(wǎng)的需求側(cè)響應(yīng)獲取補(bǔ)貼分成，如恒實科技。三是如電享科技、國能日新等從新能源、新型儲能領(lǐng)域開展虛擬電廠技術(shù)研發(fā)和布局的企業(yè)。
