2023年虚拟电厂专题分析：电力现货市场加速推进，虚拟电厂迎来发展良机

1 我们要建设怎么样的虚拟电厂

1.1 什么是虚拟电厂

虽然虚拟电厂不是新鲜事物，最早于 1997 年在 Shimon Awerbuch 博士的 《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》出现，但目前尚无标准定 义。欧洲国家关注分布式能源的消纳，北美则以可调负荷为主，我国同时关注 2 个目标。 虚拟电厂存在多目标导向（1）提高可再生能源消纳比例、（2）保证电网安 全可靠运行、（3）降低用能成本等；以上目标单独或组合成为某个虚拟电厂的 目标。 虚拟电厂根据发展阶段分为 3 种： （1）邀约型：政府组织的调度——邀约型实际就是行政指令下的需求响应， 依然在传统电力系统体系中，需求响应是计划模式下的一种补贴机制，效率较 低且不可持续； （2）市场型：参与电力现货市场、辅助服务市场等； （3）自治性：成为系统，跨空间的自主调度。 目前我国虚拟电厂正在进入第二阶段，部分进入第三阶段。

基于双碳视角的新型电力系统，当下阶段虚拟电厂的主要作用（1）缓解极 端天气下电力供需矛盾；（2）提升新型电力系统灵活调节能力；（3）促进分布 式新能源并网消纳；（4）支持客户开展多元化用能服务。 因此，我们认为虚拟电厂是聚合分布式能源、可调节负荷及储能 3 类资源 的电力系统平台，对内节能，对外参与电力现货市场及辅助服务市场。

虚拟电厂的概念误区： （1）“虚拟电厂”不等于“电厂”，对电力“硬缺口”是无法解决的。简单来 说，虚拟电厂是“电的搬运工”。 （2）“虚拟电厂”不等于“电力需求响应”，虽然目前国内虚拟电厂主要交易 品种是电力需求响应，随着电力现货市场和辅助服务市场的发展，虚拟电厂会 逐步增加业务范围。

相比其他方案，虚拟电厂非常适合聚合分布式能源。在电力系统中，分布 式能源(distributed energy resource，DER)通常指分布式电源(distributed generation，DG)。广义的 DER 范畴包括位于配用电侧的分布式电源、可以调控 的负荷、储能、无功调控设备等与电力生产和高效利用相关的资源。

相对于主动配电系统、微电网、动态电价、本地市场管理，虚拟电厂在信 息通信基础设施、电力市场、DER 集成方面具有良好的适用性，为异构、分散、 多样的 DER 提供了灵活管理方式。

1.2 虚拟电厂海内外的发展历程和实践

各国的项目不同、应用场景不同，因此对虚拟电厂的研究侧重点也不一样。 我们认为中国目前主要解决电力需求响应短期的问题，可以借鉴欧洲，进一步 加快电力市场的建设，打造持续稳定发展的商业模式。

中国虚拟电厂逐步从上海黄浦试点开始（邀约型）发展到冀北虚拟电厂 （市场型），乃至南网区域级虚拟电厂（自治型）。

2023 年 8 月 9 日，海南省首批虚拟电厂正式上线，这也是国内首家省级虚 拟电厂管理中心，目前已接入充换电站、5G 基站、空调等资源，形成规模 50 万 千瓦的虚拟电厂，接近大型发电厂的装机容量。

德国的 Next Kraftwerke 的商业模式非常成熟。2009 年，德国虚拟电厂运 营商 Next Kraftwerke 成立，并建立欧洲最大的虚拟电厂。截至 2020 年 6 月， 德国 Next Kraftwerke 虚拟电厂规模约 8200MW,聚合单元超过 9500 个。截止 2020H1，公司虚拟电厂规模 8.2GW，聚合单元超 9500 个，能源交易量约 15.1 亿 度，营收 6.3 亿欧元。

1.3 虚拟电厂的商业模式

虚拟电厂面对不同的客户具有不同的商业模式。产品分为一次侧、二次侧 服务，客户分别是终端客户、电网等。对于二次侧服务主要是电网侧调用服务， 目前主要是需求响应，这部分未来会被电力现货市场和辅助服务市场所取代。 终端客户并不关心调用服务，他们更关心“安全用电、经济用电、绿色用电”。 现在的虚拟电厂更关注电网侧，相对忽视终端客户，会导致用户参与度低， 参与意愿不断降低，若离开了一次侧的服务落地，二次侧的虚拟电厂是不具有商业可持续性的。我们认为在虚拟电厂发展初期，运营商的核心是开发客户资 源，“跑马圈地”并获得终端客户的信任；在发展后期，运营商的核心业务转变 为打造运营实力，打造平台。

虚拟电厂目前 2 种商业模式：（1）建设软件系统平台；（2）聚合用户资源 参与电网需求侧响应，通过削峰填谷获得服务收入。 虚拟电厂的商业模式与售电业务相似，都是三层主体，同样是聚合与代理 终端电力用户参与批发市场竞争，本质上都属于负荷聚合商或售电公司依托终 端用户的能源资产和用电行为、借助批发与零售端的信息不对称和技术不对称 获利。

1.4 虚拟电厂悖论：经济性很好，为什么过去推不动

在传统电力体制下，不具备催生虚拟电厂规模化发展的环境，电力市场的 进一步发展是虚拟电厂的关键驱动力。 虚拟电厂经济性非常好。河北省平山县营里乡 2019 年最大用电负荷为 800kW，光伏装机 1500kW，电量倒送和光伏消纳问题突出。解决途径：建设虚拟 变电站投资 929 万元，占地 650 平方米，与传统变电站相比节约投资 73%，节省 土地占用 95%，光伏利用率可以提高 20%。

虚拟电厂的本质应该是各种各样的分布式能源和用电需求组合在一起，被 价格驱动形成新的更加低碳高效的用能习惯；最终形态应该是人人都是售电公 司或每个工商业企业都是电厂。 引用“虚拟电厂将颠覆什么（廖宇 2023）”，虚拟电厂的系统性悖论：如果 电网公司从自身的利益出发设计虚拟电厂，那么虚拟电厂就成为一种局部的建 构秩序，必然失去虚拟电厂广泛参与者的多种可能性。而如果虚拟电厂形成了 基于价格的自发秩序，那么从某种程度可能对将对原有格局形成挑战。

1.5 虚拟电厂产业链梳理

虚拟电厂产业链上游为基础资源，包括可调负荷、分布式电源和储能设备， 产业链中游为虚拟电厂系统平台，参与主体包括虚拟电厂的负荷资源聚合商与 技术提供商；虚拟电厂产业链下游为电力需求方，由电网公司、售电公司和大 用户构成。

2 从双碳视角看中国新一轮能源体制改革

2.1 新型电力系统概述——为双碳服务

电力系统需要从“电视角”转变到“碳视角”，电力系统的演化将转变为节 能减排、低碳发展的“外力驱动”倒逼机制。2021 年 3 月 15 日，我国首次提出 构建新型电力系统；2023 年 6 月 2 日，能源局发布“新型电力系统发展蓝皮书”， 明确新型电力系统特征——安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合；2023 年 7 月 11 日，中央深改委审核通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的 意见》、《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力 的实施意见》、《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》3 份 有关“双碳”的能源文件，其中明确新型电力系统特征——清洁低碳、安全充 裕、经济高效、供需协同、灵活智能。

供需平衡是电力系统的刚性约束，新型电力系统的核心动因是“碳”，关键 途径是“数”，通过数字化技术赋能电力系统的全景信息感知与智慧灵活调控， 为新型电力系统源网荷储协同互动与安全高效运行提供技术支撑。传统电力系 统“源随荷动”；随着“新能源装机占比”和“系统电力电子化程度”不断提升——“双高”系统“源网荷储”一体化；面向“双碳”的新型电力系统则将 “碳”和“数”深度融合到“源网荷储”环节中。

2.2 当下电力系统转型过程的一个问题——煤电深调悖论

当下电力系统面临的挑战：

（1）迎峰度夏电力保供面临挑战

预计 2023 年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡。根据中电联《2023 年 上半年全国电力供需形势分析预测报告》，预计夏季全国最高用电负荷比 2022年增加 8000 万千瓦至 1 亿千瓦。华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势 偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。

（2）电力绿色低碳转型不断加速，快速消耗电力系统灵活调节资源。化石 能源装机量占比从 2010 年的 74%降低为 2022 年的 52%；2022 年，风电光伏装机 量占比为 30%,发电量占比 14%。

（3）“双高”电力系统使电力系统安全稳定面临较大风险。随着高比例新 能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术快速发展和推广应用，系统主体多 元化、电网形态复杂化、运行方式多样化的特点愈发明显。

煤电深调悖论的核心在于“新能源平价上网不等于平价消纳”，解决途径是 寻找经济性好的灵活性资源。根据《中国电力企业管理》——煤电深调的“囚徒困境”（赵紫原 2023），即使在 2021 年新版辅助服务细则出来后，60%仍由火 电集团掏钱，年度输血 200 亿元以上。 保供需要煤电增加（出力稳定的热发电机组是顶峰出力的压舱石，煤电是 我国热发电机组主力）；煤电同时又是灵活性资源的供应主体。保供和消纳新能 源双重目标下，煤电必然需要深调，深调既存在安全问题，也存在经济问题。

2.3 调峰资源需求迫切——虚拟电厂兴起的基础

根据中国电科院——“新型电力系统背景下虚拟电厂实践”，按 2025 年风 光装机 1000GW 测算，假设灵活煤电机组、天然气机组、抽水蓄能、电化学储能 容量分别为 200、150、68、20GW，则将产生 562GW 的调节需求。 现阶段，从经济性上来说，虚拟电厂是灵活性调峰资源的最合理方式。虚 拟电厂的大量使用可以解放火电机组并提高其经济性，同时间接缓解保供压力， 新增火电机组相应减少，符合双碳方向。

以山西为例，如果把竞价空间全月分时值做平均，再考虑 24 小时均值计算 的峰谷差，同样考虑新能源的全月分时均值计算的峰谷差，如果完全使用储能来满足每日峰谷差的调节需求，按放电 6GW 功率、85%效率统计，最少需建设 7GW 储能设施。

2.4 虚拟电厂参与电力市场

电力市场分为（1）电能量市场（2）电力辅助服务市场（3）输电权市场 （4）容量市场，其中电能力市场分为电力现货市场和电力中长期市场，电力现 货市场和辅助服务市场是强耦合关系，互为机会成本。 目前我国电力现货市场分为省间和省内 2 个空间范围。

从功能角度区分，电力辅助服务主要分为有功功率平和服务、无功功率平 衡服务、事故恢复服务；从补偿角度分为基础服辅助服务（一次调频、基本调 峰、基本无功功率调节等）和有偿辅助服务（自动发电控制、有偿调峰、旋转 备用、有偿无功功率调节、黑启动服务等）。

虚拟电厂参与电力市场

（1）电力现货市场：根据分布式能源预测信息，对其内部资源进行出力范 围和运营成本的聚合，获取内部灵活性资源输出规律曲线和聚合成本特性。 2022 年 5 月 20 日，深圳能源通过虚拟电厂参与现货市场盈利（0.274 元/度）。 a.在日前市场中，根据日前分布式能源和负荷预测结果，综合考虑内部灵 活性资源的调度能力和价格激励方法，上报日前投标方案； b.在实时市场中，依靠先进的预测技术，更新实时运行计划；

（2）电力辅助服务市场

a.备用。新能源优先消纳对系统充裕度有大需求，虚拟电厂的备用能力主 要取决于储能的充电功率、电动汽车的充电功率、可调节的负荷功率及储能和 新能源汽车电池的容量。 b.调频。此项服务对于时间和进度的要求较高。 c.无功辅助服务。为了保证系统的安全可靠，需要充足的无功功率储备， 因为无法远距离运输而无法外部交易，目前只是发电商的义务。虚拟电厂可以 完成分布式电源无功功率辅助服务的信息聚合并制定综合报价以参加无功功率 市场交易。

我国电力现货市场建设主要分 3 个阶段： （1）厂网分开前：上海等 6 省市试点，2004 年 5 月终止； （2）2002 年电改后：推动东北、华北和南方区域电力市场试点，均未进入 长周期正式运营； （3）2015 年电改后全面加速：a.省内 2 批试点(2017 年 8 省市试点，2021 年 6 省市试点)；b.省间：2017 年“跨区域省间富余可再生能源电力现货交易市 场”试运行，2021 年国家能源局批复《省间电力现货市场交易规则（试行）》。 2023 年 9 月 18 日，国家能源局和发改委联合发布《电力现货市场基本规则（试 行）》，其中明确将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易，此前仅山西明确虚拟电 厂是参与交易主体。

根据我们不完全统计，目前我国省内电力现货市场共有 18 个省市（包括非 试点地区 4 个），因地制宜，其中南方为首个区域电力现货市场调电试运行。 随着电力现货市场和辅助服务市场逐步完善，虚拟电厂有望成为参与主体 受益。

3 预计 2025 年 VPP 累计装机 39GW，投资回报期 3.6 年

3.1 乐观预计中国虚拟电厂2025 年投资规模 652 亿元，运营规模 86 亿元

目前虚拟电厂处于 0-1 的过程中，因此市场空间的测算存在较多假设。 根据《2023 年中国虚拟电厂产业发展白皮书》（本小节内容数据援引此报 告），2022 年全球虚拟电厂项目累计装机 21.2GW，新增装机 9.9GW；2025 年， 预计全球虚拟电厂装机累计规模达 58-60GW。 2022 年，中国虚拟电厂项目累计装机容量约为 3.7GW，占全球虚拟电厂装 机总量的 17.5%；2025 年，预计中国虚拟电厂累计装机总容量 39GW，投资规模 300 亿元。

据中电联，预计 2025 年我国最高用电负荷为 16.3 亿 kW，全社会用电量 9.5 万亿 kWh。 假设 （1）2025 年虚拟电厂投资强度 800 元/kW，最大负荷调节能力为 3%~5%； （2）2025 年虚拟电厂调节电量占比 2%； （3）响应电量中标价格参考 a 国电投中标广东省市场化需求响应价格和 b 浙江金华武义响应价格，早期推动虚拟电厂发展会有部分补贴，假定 2025 年中 标价格为 0.15 元/kwh。 （4）虚拟电厂分成比例：参考参考 2021-2022 年广东市场化需求响应运行 中虚拟电厂作为聚合商收益分成比例为 24%，考虑到虚拟电厂处于推广期，收益 比例会有所上升，因此假定 2025 年虚拟电厂收益占比为 30%。 因此我们预计中国虚拟市场 2025 年投资规模为 391~652 亿元，运营规模 86 亿元。

3.2 虚拟电厂投资收益测算

以 200 万千瓦虚拟电厂建设为例，接入日前级资源 150 万干瓦(其中 50 万 干瓦支持填谷),小时级资源 30 万千瓦(其中 10 万千瓦支持填谷),分钟级资源 15 万千瓦，秒级资源 5 万千瓦。总建设成本 5.36 亿元，年运行维护开支 0.2 亿元。

按照提取代理服务费、赚取调频服务费两种方式核算收益，假设日前级激 励标准 4 元/千瓦时，小时级 8 元/千瓦时，分钟级 15 元/千瓦时，夜间调峰辅 助服务收益 0.2 元/千瓦时，储能调频放电差价 0.5 元/千瓦时计算，年收益为 1.255 亿元，考虑年运行维护成本 0.2 亿元，投资回收期为 5.08 年。 若不投资储能，不考虑调频服务，在年运行维护成本保持 0.2 亿元情况下， 投资回收期为 3.6 年。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）