虚拟电厂产业链布局情况如何？

新型电力系统 建设的加速推进，带动虚拟电厂的上、下游产业需求加速释放。

1.上游：系统变革带动分布式能源建设加速

以新能源为主体的新型电力系统加速上游基础资源建设。虚拟电厂聚合的上游基础资源主 要包括：1）分布式电源：分布式光伏、分布式风电等分布式新能源；2）储能系统：发电 侧储能、用户侧储能等；3）可控负荷：电动汽车、智能家居负荷、工业负荷等。“双碳” 战略目标下，我国于 2021 年 3 月提出“两个构建”能源转型路径，即构建清洁低碳安全高 效的能源体系和构建以新能源为主体新型电力系统。为加快新型电力系统建设，国家陆续 出台《“十四五”现代能源体系规划》、《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》、《关 于进一步推进电能替代的指导意见》等多部政策文件，带动新型源荷储资源快速发展。

1）电源：分布式新能源进入发展快车道

新型电力系统以新能源为主体，电力供给出现三类重要变化。电力系统传统电源结构以连 续可控的火电机组为主导，可实现负荷需求的实时跟踪，新型电力系统的电源结构逐步向 以强不确定、弱可控出力的新能源为主导转变，系统的电力供给出现三类重要变化：1）出 力随机性、波动性增强：以光伏、风力发电为代表的新能源电源出力受天气、季节、区域 等多种不确定因素影响，发电功率呈现较强的随机性与波动性；2）系统调峰压力变大：风 电反调峰特性显著，凌晨时系统负荷较低而风电出力处于较高水平，午时或晚间系统负荷 较高而风电出力处于较低水平，增加系统调峰压力；3）系统结构性问题更加突出：新能源 基地多分布于风光资源丰富的西北部地区，与中东部的负荷中心呈现逆向分布特性。

新能源建设集中式与分布式并举，分布式风、光迎来重要产业机遇。随着以新能源为主体 的新型电力系统建设推进，分布式光伏、分布式风电的装机规模快速增长，2021 年我国新 增分布式光伏装机29.3GW（占21年新增光伏装机的53.3%）、新增分布式风电装机8.03GW （占 21 年新增风电装机的 8.1%）；其中，2021 年分布式光伏新增装机容量同比增长 88.6%， 累计装机容量同比增长 59%；分布式风电新增装机容量同比增长 703%，累计装机容量同 比增长 414.6%。从建设地区来看，分布式风、光建设目前多集中在我国中、东部负荷中心， 利于实现新能源电力就地消纳，也有助于缓解电力供需的结构性问题的加剧趋势。

受益于国家政策持续加码，分布式风、光装机有望持续快速增长。据北极星电力网的不完 全统计，仅 2022 年上半年我国已累计发布分布式风、光利好政策 40 余项。以 “千家万户 沐光行动”、“千乡万村驭风行动”计划为典型代表，分布式风、光建设在我国快速推进：

1）充分“沐光”：全国各省、市、自治区积极开展整县光伏建设，截至 2022 年 6 月全国整 县屋顶分布式光伏开发试点方案报送数量已达 676 个，其中山东省试点数量最多，达到 70 个县市，预计到 2025 年山东整县光伏规模将突破 20GW。通过估算屋顶面积、装机功率密 度、各类用户（户用、工商业、公共建筑）渗透率，我们判断，2022-2025 年全国分布式 光伏累计新增装机有望达 176GW（参见公用环保团队 2022 年 2 月 14 日发布的《分布式 光伏：下一个蓝海市场》）； 2）加速“驭风”：自 2022 年 6 月《“十四五”可再生能源规划》提出“开展千乡万村驭风 行动，以县域为单元大力推动乡村风电建设”以来，国家能源局已加紧开展驭风行动方案 编制，同时四川、张家口等地已跟进表态落实政策，据中国风能协会测算，驭风行动有望 带来 1,000GW 分布式风电装机增量。

2）负荷：电能替代推动柔性负荷占比提升

新型电力系统加速电能替代，柔性负荷重要性逐渐凸显。新型电力系统的终极目标是构建 “以电为中心”的能源供应体系，在电力成为主要能源形态的远景要求下，终端电能替代 的深度、广度也在不断拓展，负荷特性呈现三大变化趋势：1）负荷结构更加多元：随着以 电代油、以电代煤的电能替代战略逐步落实，工业、建筑、交通等领域的电力负荷类型有 望快速拓展，用电负荷需求也将快速增长；2）双向互动更加深入：新型电力系统发电侧调 节能力不足，发挥电动汽车、用户侧储能等负荷的双向互动特性，可实现负荷可调潜力的 充分挖掘；3）负荷特性更加复杂：温升型、冲击型等新型负荷大量涌现，受极端性气候影 响的季节性负荷尖峰问题将更加突出，具备电网互动特性的柔性负荷的重要性有望凸显。

终端电气化率攀升，可控负荷规模迅速扩大。虚拟电厂的可控负荷按领域划分，主要集中 在工业、建筑、交通三大领域，其中，工业负荷分为连续生产电力用户、非连续生产电力 用户；建筑负荷分为公共建筑、商业建筑、居民建筑；交通负荷主要分为电动汽车、港口 岸电。据国网能源研究院预测，我国工业、建筑、交通电气化率 2035 年将分别达到 43%、 54%、13%，2050 年将分别达到 52%、65%、35%，终端电气化率的快速提升，有望带动 工业、建筑、交通等领域的可控负荷体量大幅增长，据中国电科院预测，预计 2060 年我国 可控负荷规模可达到电网最大负荷的 10%-15%。同时由于用电负荷从工业高占比向第三产 业、居民用电负荷比重增加的方向转移，电力系统负荷的柔性可控特征将更加明显。

电动汽车负荷价值潜力大，聚合优势明显。电动汽车负荷作为典型的双向特性负荷，可视 为移动的储能系统，同时具有明显的时空分布特性。截至 2022 年 6 月，全国新能源汽车保 有量已突破 1001 万辆，占汽车总量的 3.23%，其中，纯电动汽车保有量为 810.4 万辆，占 新能源汽车总量的 80.93%。根据彭博新能源财经发布的《新能源汽车市场长期展望》预测， 2025 年全国纯电动汽车保有量有望超过 2100 万辆，2021-2025 年复合增长率为 33.56%。 虚拟电厂可通过电动车负荷的大规模聚合，提升电动汽车负荷的双向互动能力，同时实现 电动汽车负荷的多区域协同，实现虚拟电厂可调能力的深度挖掘。

3）储能：分布式储能建设动力更加充足

储能系统成为新型电力系统的关键支撑，分布式储能成为虚拟电厂主要聚合单元。储能系 统作为优质的灵活性调节资源，同时具有源荷双重属性，是新型电力系统源侧消纳与荷侧 管理的重要技术支持。因此，新型电力系统的市场主体也从“源网荷”三个主体转变为“源 网荷储”四个主体。根据应用场景不同，储能系统大致可分为三类：1）发电侧储能：主要 解决集中式新能源电站的弃风弃光问题；2）电网侧储能：主要用于提供调峰调频等电网辅 助服务，同时满足新能源并网需求；3）用户侧储能：主要解决分布式能源消纳问题，同时 实现峰谷价差套利、容量费用管理等功能。其中，用户侧储能多为分布式储能，单体规模 规模较小，盈利模式有待进一步丰富，因此也成为虚拟电厂聚合的主要储能类型。

2.下游：供需矛盾加剧带动下游需求释放

新型电力系统供需矛盾加剧，虚拟电厂有望成为面向配网的终端自治单元。以新能源为主 体的新型电力系统在电力供需平衡方面呈现三大特征：1）终端电气化比率提升，用电需求 高增；2）电源侧风、光发电波动性强，易受极端天气影响；3）新能源大基地与电力负荷 中心逆向分布，结构性问题突出。在此背景下，新型电力系统的供需矛盾加剧，聚合分布 式能源的虚拟电厂，一是可以通过源储荷协同实现高度自治，二是可以与配网双向互动提 升系统的调节能力，或将成为缓解电网供需矛盾重要手段。

电力供需平衡挑战加剧，多地出现电力短缺。2022 年 8 月起，安徽、浙江、江苏、四川等 地陆续启动“有序用电”倡议，要求“工业企业错峰生产，优先保障民生用电”，截至目前 全国共有 28 个省市发布“有序用电”通知，电力系统供需平衡问题再度凸显。

本轮电力短缺成因与 2021 年“缺电潮”不同，清洁能源电力不稳定性缺点暴露。2021 年 5 月、9 月出现两轮“缺电潮”，电力短缺波及全国 20 多个省市，甚至出现用电高峰时段突 然“拉闸限电”的情况。2021 年两轮“缺电潮”主要由煤价居高不下、各地激进开展能耗 双控导致，2021 年 9 月 29 日，北方港口 5500 大卡动力煤主流交易价格已上涨至每吨 1,650 元-1,700 元，约为 2020 年同期价格的 2.7 倍-2.8 倍。2022 年电力短缺原因与 2021 年不同， 主要受以下三方面影响：1）多地异常高温导致居民用电负荷激增，山东、湖北等地尖峰负 荷创 6 年来新高；2）气候干旱导致四川等地的水力发电量严重不足，清洁能源电力的不稳 定性凸显；3）跨省市输电网络容量有限，无法充分发挥各地间的电力互济能力。

新型电力系统供需不确定性并存，电力供需紧张或将加剧。从 2022 年的电力短缺原因来看， 极端天气导致的供电紧张是未来新型电力系统供需压力的预演，以新能源为主体的新型电 力系统同样面临供需不确定性强、能源基地与电力负荷逆向分布等多重压力。根据 2022 年 中国电力规划总院发布的《未来三年电力供需形势分析》报告，2022-2024 年全国电力供 需紧张问题或将加剧，结合当前电源、电网投产进度，预计 2022 年安徽、湖南、江西、重 庆、贵州等 5 个地区负荷高峰时段将出现电力供需紧张，2023 年、2024 年全国电力供需 紧张区域将分别增加至 6 个和 7 个。

提升需求侧响应能力是缓解电力供需紧张的重要手段。电力系统供需紧张以尖峰负荷升高 为典型表现，但电力负荷尖峰化具有时间短、频次低与累计持续时间短两大特征。1）时间 短、频次低：2016-2019 年，南方五省（区）5%尖峰负荷单次持续时间最长为 3-6 小时， 全年出现频次 10-40 次；3%尖峰负荷单次持续时间最长为 2-6 小时，全年出现频次 6-25 次；2）累计持续时间短：南方五省（区）3%尖峰负荷持续时间一般不超过 30 小时，5% 尖峰负荷持续时间一般不超过 100 小时。电力尖峰问题突出，提升需求侧响应能力迫在眉 睫，根据国家发改委、国家能源局以及各省市印发的“十四五”能源规划，到 2025 年电力 需求侧响应能力要普遍达到最大用电负荷的 3%以上，有条件的地区要力争达到 5%。

以虚拟电厂为载体的需求响应成本优势突出。虚拟电厂通过聚合需求侧资源，能够有效抑 制尖峰负荷对电网的冲击，从而延缓电源电网建设投资。根据国家电网测算，为满足 5%尖 峰负荷，若通过火电厂和配套电网建设需要投资 4,000 亿，而通过虚拟电厂建设仅需要投 资 500-600 亿元，成本仅为火电厂的 1/8-1/7，优势明显。我们认为，随虚拟电厂调节能力 的进一步提升，其经济性与规模效益将进一步凸显，以虚拟电厂为载体的需求侧响应，将 为下游供需矛盾平衡提供高经济性的解决方案。

虚拟电厂将推动需求响应向智能化、标准化方向发展。与传统的电力需求响应（面向大负 荷的邀约型响应）不同，以虚拟电厂为响应主体的需求响应，广泛聚合海量的分散可控负 荷，响应资源池容量更大、综合可调能力更强；同时，虚拟电厂对不同负荷可调能力差异 的理解更深，可根据用电场景识别，制定更加智能的响应方案。目前，全国多地新建的虚 拟电厂均以年度最大负荷 5%左右的稳定调节能力为远期建设目标，与电力需求侧响应能力 提升目标高度吻合。我们认为，虚拟电厂未来将成为电力需求响应的主要参与主体，推动 需求响应向自主化、多元化、智能化、标准化、市场化的方向持续发展。

新型电力系统带动电网结构变化，终端自治成为配电网新增需求，虚拟电厂有望成为配网 终端自治的重要载体。电网的基本属性是电力输配载体，其结构变化与电源变化高度适配， 伴随新能源开发集中式与分布式并举推进，新型电力系统的电网形态也将呈现“大电网” 与“分布式电网”兼容互补的总体格局，交直流混联大电网、柔性直流输电网、主动配网、 微电网等多种形态电网将协同并存。我们认为，未来电网不仅承担电能传输的作用，而且 将更多地承担电能互济、备用共享的职能：

1）大电网：将主要承担能源大基地电能的大容量、远距离传输任务，保障新能源电力的安 全稳定供给；2）配电网：将从交流电网转为柔性交直流配网，通过分布式能源的开放接入， 实现灵活性需求的就地平衡；3）微电网：实现电力供应网络与用能终端网络的互联互通， 内部实现源网荷储等资源的高效协同与高度自治，外部与配电网完成协同交互。

电厂特性实现在配电网侧的有源接入。但两者在聚合有效区域、配网连接方式、运行方式 等方面略有不同：1）聚合区域：微电网主要聚合地理位置相近的分布式能源，区域性特征 较强，而虚拟电厂可以实现地理位置分散的跨区域聚合；2）配网连接方式：微电网是局部 能源的聚合，一般只在某一公共连接点接入配网，而虚拟电厂不受地域限制，与配电网可 以有多个公共连接点，其自身不一定具备独立的电网架构；3）运行方式：微电网依托于自 身对电网的拓展，有独立的物理结构，可以孤岛运行或并网运行，而虚拟电厂必须依托于 并网运行。

虚拟电厂有望聚合微电网环节，成为面向配电网的终端自治单元。总结来看，虚拟电厂由 于具备跨区域性特征，既可以通过分布式能源协同实现单区域内的自治，又可以通过并网 运行，为电网提供容量、有功、无功等服务，助力电网安全可靠运行，而与虚拟电厂高度 相似的微电网有望成为其重要聚合单元。我们认为，未来虚拟电厂有望进一步聚合微电网 及其他分散的分布式能源，通过与配电网多点连接，在区域自治的前提下，进一步满足配 电网多区域共享、多能互济互补、供需实时互动等需求，成为面向配电网的终端自治单元。

3.中游：市场体系完善带动商业模式拓展

需求响应市场成熟，商业模式日益清晰。虚拟电厂参与需求响应的流程大体可分为五步：1） 可调能力分析：虚拟电厂与聚合用户签订合同，并根据各聚合用户灵活资源的出力能力约 束，计算虚拟电厂整体的最大可调能力，保证响应申报的合理性、有效性；2）响应方案申 报：根据上级电网发布的响应时段与削峰填谷需求，结合自身可调能力制定需求响应方案， 向上级电网申报响应时段的响应价格与容量；3）响应市场出清：上级电网综合各交易单元 的价格、容量申报，按照规定原则进行市场出清；4）响应结果考核：虚拟电厂实际响应容 量（按小时计算）为结算基线负荷与实际测算负荷之差，上级电网将符合要求的部分计入 有效响应容量并进行费用考核；5）响应收益分配：虚拟电厂根据考核后结果，将响应收益 按各用户实际响应占比进行收益分配。

虚拟电厂需求响应的市场参与规则加速落地。2021 年 12 月，国家能源局发布《电力辅助 服务管理办法》，指出全国电力辅助服务费用应较此前翻至少一倍，鼓励服务提供者“多元化”， 为虚拟电厂参加电力辅助服务提供了良好条件。同时，江苏、湖北、山西等各省市结合自 身发展情况，提出了差异性的虚拟电厂实施和辅助服务市场运营交易规则，明确了辅助服 务市场交易主体、交易价格划分、参与交易方式、服务费用分摊、参与服务条件等内容， 进一步规范和推进了虚拟电厂参与需求响应等辅助服务的过程。

需求响应效益明显，项目收益趋于稳定。以广州市虚拟电厂为例，《广州市虚拟电厂实施细 则》详细规定了电力用户和负荷聚合商参与需求响应的条件，涉及资格审核、响应时间要 求、响应能力要求等内容，并划分了邀约型和实时型两类响应类型，规定了响应通知和执 行时间、补贴价格等信息。

据此，以典型大工业用户为例，我们按照实施细则测算其月可得补贴额，测算条件如下：1） 大工业电力用户响应能力取下限 500kW；2）响应时间分邀约型响应时间和实时型响应时间， 根据细则可得每月最多分别为 120 小时和 8 小时；3）补贴标准取最高标准，即削峰补贴 5 元/千瓦时，填谷 2 元/千瓦时；4）邀约响应系数取中间值 1.5，实时响应系数为 3。

由此计算，大工业电力用户每月削峰补贴为 51 万元（其中邀约削峰响应补贴 45 万元，实 时削峰响应补贴 6 万元），填谷补贴为 20.4 万元（其中邀约填谷响应补贴 2.4 万元，实时填 谷响应补贴 18 万元），盈利效应较为显著。

市场改革持续深入，电力交易蓄势待发。我国电力市场改革始终以适配电力交易需求为起 点，为解决新能源电力的跨区域平衡与就地消纳需求，我国电力市场建设呈现三大趋势：1） 全国统一市场建设加速：2022 年 1 月，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一 电力市场体系的指导意见》，积极推进全国市场的建设进程，满足电力省间交易、跨省跨区 平衡的需求；2）省内市场协同机制更加完善：为提升省域内电力资源配置效率，省内市场 向上与全国市场形成电力交易的区域协同，向下与区域市场形成批发与零售的体量互补；3） 区域零售市场发展迅速：电力市场的参与主体更加多元，分布式能源可以电力用户实现点 对点交易，区域市场蓬勃发展。

隔墙售电是电力区域零售交易的典型代表。“隔墙售电”即分布式发电市场化交易，具体表 现为“允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者，而不是先低 价卖给电网，再由用户从电网高价买回”，是电力零售交易的典型代表。2022 年国家层面 关于推动“隔墙售电”的文件频出，3 月 22 日，国家发改委、能源局发布《“十四五”现代 能源体系规划》，明确了“十四五”时期电力领域流向改革任务，其中就包括积极推进分布 式发电市场化交易；8 月 25 日，国家能源局印发《国家能源局 2022 年深化“放管服”改 革优化营商环境重点任务分工方案》，再次就“隔墙售电”作出具体指示，提出要完善市场 交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。

虚拟电厂或将成为“隔墙售电”的重要参与主体，实现批发、零售市场有效衔接。以隔墙 售电为代表的分布式点对点交易，为分布式电源参与电力市场交易提供了重要的政策基础， 与虚拟电厂内部的源、荷需求撮合高度吻合。虚拟电厂作为市场参与主体，一是可以实现 内部分布式电源与工业、商业负荷等电力消费者之间直接交易，提升分布式电源的市场参 与度；二是可以通过大量分布式电源聚合，提升虚拟电厂的整体容量，通过售电代理的方 式进一步参与电力批发市场，实现电力批发与零售市场的有效衔接。我们认为，近年来陆 续颁布的电力市场改革政策将为虚拟电厂实际参与市场化交易提供重要支持，虚拟电厂的 售电商业模式也将加速落地，虚拟电厂有望成为新型电力系统配电网侧的核心交易单元。

碳交易有望成为虚拟电厂商业模式的远期拓展方向。2013 年起，我国先后在北京、上海、 天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建等八个省市开展碳交易试点，覆盖电力、化工、热 力、钢铁、交通等众多高碳排行业。2021 年全国碳交易市场正式启动，首批覆盖 2,225 家 发电企业，覆盖配额规模约为 45 亿吨二氧化碳排放量，覆盖比例超 40%。全国碳交易市场 首个履约期内碳排放配额累计成交量 1.79 亿吨，累计成交额 76.61 亿元，成交均价 42.85 元/吨，履约完成率 99.5%。我们认为，碳中和目标持续推进下，我国碳交易市场在电力行 业的覆盖范围将进一步扩大，聚合海量分布式能源的虚拟电厂有望成为碳交易市场的新参 与主体；同时参考碳交易试点，未来市场有望进一步覆盖工业、交通等虚拟电厂聚合领域。