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一文看懂虚拟电厂7个核心问题

时间: 2023-10-23 22:04:58 | 作者: 行业新闻

虚拟电厂即是依托新能源技术与工业网络技术，提升电网智能调度与消纳能力的典型案例。

2022年夏季，全球多地连续出现高温天气，各国电网用电负荷陡增。如何通过工业网络技术实现用户侧资源与电网供需互动、缓解电网负荷压力，成为了社会各界热议的问题。

在全球推动绿色能源转型的大背景下，发展虚拟电厂对于促进电网供需平衡、实现分布式能源低成本并网、推动新能源充分消纳、保障电力系统安全运作等具备极其重大意义。

近日，中泰证券发布虚拟电厂报告，以“七问七答”的形式，回答了七个关于虚拟电厂的核心问题：

虚拟电厂（VPP, Virtual Power Plant）是一种新型电源协调管理系统，虚拟电厂通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷等多种分布式资源的聚合和协同优化。

它既可当作“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷。在电网运行方式向源网荷储灵活互动转型和结构向清洁低碳转型的背景下，全力发展虚拟电厂对促进电网供需平衡，实现分布式能源低成本并网，充分消纳清洁能源发电量，推动绿色能源转型具有重大的现实意义。

虚拟电厂由可控机组、不可控机组，如风、光等分布式能源、储能、可控负荷、电动汽车、通信设施等聚合而成，并进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与控制中心、云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换。

根据虚拟电厂对外特征，不一样特征的虚拟电厂具有不一样的服务能力，虚拟电厂可大致分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。

电源型：具有能量出售的能力，可以参与能量市场，并视实际情形参与辅助服务市场。

日本和德国以储能和分布式电源作为虚拟电厂的主体，美国则是以可控负荷为主，规模已占尖峰负荷的5%以上。

自治型阶段：跨空间自主调度型虚拟电厂。随着电厂聚合的资源种类慢慢的变多，数量慢慢的变大，空间越来越广，形成“虚拟电力系统”，

交易型阶段：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电厂的形式，参与市场获取收益。

邀约型阶段：在没有电力市场情况下，由政府机构牵头，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。

自治型阶段：跨空间自主调度型虚拟电厂。随着电厂聚合的资源种类慢慢的变多，数量慢慢的变大，空间越来越广，形成“虚拟电力系统”，既包括可调负荷、储能和分布式电源等基础资源，也包括这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。

当前，由于我国目前储能和分布式电源以及电力交易市场尚未发展成熟，虚拟电厂主要处于邀约型向市场型过渡的阶段。

储能发展可以在一定程度上完成电力市场调频调压及暂态稳定。在不同时间依据分布式电源的特征及用户用电特征进行短期功率的灵活调节，实现灵活性应急的作用。稳定的储能技术能够在电力短缺时释放电能，达到应对中长期能量短缺的效果。

云储能市场和分布式储能P2P市场是未来的重点发展趋势。云储能通过在云端聚合分布式储能资源，为大量的用户更好的提供储能服务。

作为共享经济与电力系统储能融合的产物，是未来电网的一个新形态。在能源交互机制基础上，以点对点技术(P2P,(Peer-to-peer)为典型代表的分布式多边交易形式应运而生。这种交易形式可实现配电网能量的就地平衡，在挖掘用户的自主互动特性，减少集中管理模式下的计算压力等方面有诸多优势。

目前虚拟电厂发展着重于负荷调节方面，下一步虚拟电厂发展将围绕推进分布式光伏接入聚合展开。

分布式光伏接入后，可以明显地增强虚拟电厂调控的灵活性，使虚拟电厂更好参与电力交易市场。

分布式光伏加速接入可以助推“源网荷储一体化”的落地，将有效解决新能源与传统能源和储能之间协同难、消纳难等制约新能源行业发展的突出“痛点”，助力加快构建以新能源为主体的新型电力系统。

虚拟电厂在我国仍处于试点示范阶段，随着虚拟电厂发展的逐渐成熟，虚拟电厂产业链将会促进完善，从聚合平台逐步向能源互联网发展。

能源互联网是运用信息通信技术，将分布式能量采集装置，储存装置和各类负载等能源节点互联起来实现能量双向流动的交换与共享网络。

随着新一代能源技术与移动互联网、大数据等新兴技术的发展，传统能源行业的结构、市场环境和商业模式也在逐渐发生着变化，带动资金、技术和产业，形成集聚效应。虚拟电厂从运营平台向能源互联网方向发展将成为投资领域的新亮点。

电网对运行安全有严格要求，电网安全的首要目标就是保证发用电的实时平衡，需要发电侧的不断调节去拟合负荷曲线。

新能源发电严重依赖于自然资源（光照强度、风力强度），具有随机性、间歇性和波动性的特点，对负荷的支撑能力不足。

若规模化直接并入电网发电，将会对电网造成巨大冲击，威胁电力系统安全以及供电的稳定性。另外，由于小型分布式新能源发电设施、储能设施、可控制用电设备、电动汽车等的持续发展普及，在用电侧，很多电力用户也从单一的消费者转变为混合形态的产销者，并且各类激增的大功率用电设备（如充电桩）“吃”起电来，也是让电网直呼压力山大，显然不能任由其“胃口大开”一哄而上。因而，新的发用电势态下，“虚拟电厂”应运而生。

电力发电结构：我国电力发电仍以火力发电为主，2021年火力发电占比71.13%，水力发电占比14.6%，风力发电占比6.99%，核能发电占比5.02%，太阳能发电量占比2.26%。随着煤炭价格的上涨，发电成本增加，火力发电厂发电意愿下降。

光伏发电装机量分布不均：2022年一季度，全国光伏新增并网装机1321万千瓦，同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、浙江164万千瓦、山东150万千瓦。受地理位置和自然条件影响，光能资源分布不均匀，各省份装机量差异较大。

风电装机量分布不均：2022年一季度，全国风电新增并网790万千瓦，同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90 万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底，全国风电累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦，受2021年底海上风电国家补贴到期影响，海上风电新增装机规模放缓，同比下降79%。

用电负荷总量屡创新高：当前社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的冲击，2022年夏季我国部分地区区域电力供需紧张，国家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高，四川等省份启动了限电措施。

用电需求结构变化，电力负荷特性恶化：近年第三产业及城乡居民用电的增长形成了“日内双峰”的特征，同时拉大了用电负荷峰谷差，使能源电力保供形势更为复杂严峻。以上海为例，2020年夏季的最大峰谷差率高达43%，导致本地发电机组频繁启停，对机组安全性造成了负面影响。

把负荷侧的这些资源，包括用电负荷、储能，以及分布式的资源，通过信息化手段和技术自动化手段集合起来，使其具备一个电厂的特性。

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，能够实现配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及灵活运行。

投入成本约为火电厂的1/8。我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小时。峰谷差问题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术的日渐成熟，虚拟电厂将成为削峰填谷投资成本最低的手段。

根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足其经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元，既满足环保要求，又能够降低投入成本。

德国的虚拟电厂已实现商业化。其主要业务是在批发市场销售100kW以上中型可再生能源电厂生产的电量，在日前市场优化其售电，使这些电厂成为虚拟电厂资源。

虚拟电厂有利于灵活性较高的机组获利。除可再生能源电厂外，燃气热电联产、电池储能、应急发电机和需求响应等都可作为虚拟电厂资源。其主要应用场景是通过电力市场的灵活电价，引导电厂管辖内系统优化发用电成本，优化交易收益。

在德国，虚拟电厂上中下游产品已经逐渐完备，虚拟电厂可直接参与电力市场进行交易之外，还参与电网系统辅助服务（二次、三次调频）来收取服务佣金，以及针对不同用户都有相应的售电套餐。

根据运营商不同，德国的虚拟电厂大致可分为三种类型：独立虚拟电厂运营商、大型电力公司（跨国、地区和市级企业）以及新型市场参与者。

欧洲虚拟电厂通常由独立虚拟电厂运营商、发电企业或部分输电网运营商(TSO,TransmissionSystemOperator)提供服务。

从产业链角度：欧洲的电力系统分为发电、输电、配电和售用电环节，而电网运营主体可以划分为输电网运营商和配电网运营商(DSO,DistributionNetworkOperator)。输电网运营商负责控制和运行输电网，包括监测和控制电网内断路器、开关以及输电网的电压。配电网运营商负责将能源进行分配和管理，并输送给终端消费者，属于竞争性业务。欧洲各国根据区域划分输电网运营商的管辖范围，并依靠跨国电网链接，属于区域性垄断业务。

基于以上分工，目前商业化欧洲虚拟电厂主要由独立第三方运营商、发电公司或TSO提供服务。德国四家运营商通过参与欧洲互联电网的方式进行跨国电力交易。德国DSO数量超过900个，分别负责德国900多个配电网区域。随着分布式可再生能源(DER,DistributedEnergyResource)直接输入配电网，以及DER的间歇性和随机性，配电网负载压力增大，因此上游运营商主导的虚拟电厂应运而生。

20世纪初，欧洲开始利用可再生能源发电。截至2020年，欧盟可再生能源发电量占比达到38%。由于欧洲发电资源较为分散，早期虚拟电厂主要聚焦于电力供给侧，聚合发电资源，帮助可再生能源稳定并网，协调发电功率。

从收益方式的角度：一方面，虚拟电厂能够帮助发电企业降本增效，并从中获取服务费分成。另一方面，虚拟电厂可以直接参与电力现货交易和辅助服务，获取辅助服务及电力交易收益的分成。

目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。在我国，主要以需求响应为主流，而虚拟电厂侧重点在于增加供给，产生逆向潮流现象。虚拟电厂的发展可分为三个阶段：邀约型、市场型以及跨空间自主调度型虚拟电厂。当前，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段，呈现以下几个特点：

目前，国家层面还没有出台专项的虚拟电厂政策，省级层面仅有上海、广东、山西分别出台了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作的批复》（2020.9.16）、《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》（2021.6.30）和《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》（2022.6.23）。

与虚拟电厂相关的政策主要涉及需求响应、辅助服务等。为调动用户侧资源响应电力系统积极性，在2013年需求侧试点基础上，上海、江苏、广东、浙江、山东、河南等14个省区出台了需求响应新政策；江苏、湖北、辽宁、湖南、河南、安徽、福建、贵州、江西等省区，以及东北、华东等五大区域出台或对电力辅助服务政策进行了修订；华北、华中、浙江、江苏等地能源主管部门开放了虚拟电厂等第三方主体和用户资源参与调峰辅助服务身份。

虚拟电厂，目前主要作为调度对象参与电网调度运行控制，作为市场主体参与电力市场交易，以实现电网灵活性资源的聚合和协调优化调度。

2022年5月20日，部署于国电投深圳能源发展有限公司的虚拟电厂平台，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例。广东、上海、江苏、河北等地已开展虚拟电厂试点建设。

非连续性工业、电动交通和建筑空调是调节意愿、调节能力和调节聚合成本俱佳的优质可调负荷资源。

电价是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：峰谷电价差越大，用户购买辅助服务和需求侧响应的激励也就越大；电价平均水平越高，用户购买能效优化服务、虚拟电厂进行现货交易的收益也就越大。因此，电价机制改革进程是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素。

2021年7月，国家发改委发布《关于加强完善分时电价机制的通知》，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1；建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价的基础上上浮比例原则上不低于20%。在《通知》发布后，多省市相应政策，制定出台了相应的峰谷电价政策。

自2021年7月推进分时电价机制与2021年10月燃煤上网电价政策的调整以来，电力生产工业生产者出厂价格指数不断走高，这体现了上网电价的提高。我们预计，随着市场化电价机制改革的不断深入，我国上网电价上涨的趋势仍将持续。

现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素：电力现货交易与中长期交易互为补充，其中现货市场具有重要的价格发现功能，中长期市场的电力价格往往根据现货市场价格而定，因此电力现货市场建设是虚拟电厂盈利能力的重要影响因素。

2017年8月，国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，在南方（以广东起步）、浙江、蒙西、山东、山西、福建、甘肃、四川8地开展电力现货市场试点工作；2021年5月，国家发改委、能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，在上海、安徽、江苏、辽宁、河南、湖北6省市开展第二批电力现货市场试点工作。

2019年7月，国家发改委、能源局编制《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，明确建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，并且要求跨省中长期电力交易的偏差部分按照受（送）端省份现货市场规则进行结算；2021年11月，国家电网有限公司经国家发改委、能源局同意，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，对电力现货交易的具体方式、机制和步骤作了明确的设计。

对基础资源的聚合能力是决定虚拟电厂竞争力的重要因素，而统一的电力市场将为虚拟电厂提升跨空间资源聚合的能力打开空间，奠定虚拟电厂商业模式向跨空间自主调度型阶段发展的基础。

全国统一电力市场体系建设提速：2022年1月，国家发改委、能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，制定了推进全国统一电力市场建设的总体目标，即2025年初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；2030年基本建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易。

2022年7月，覆盖范围包括广东、广西、云南、贵州、海南等五省区，涵盖电力中长期、现货、辅助服务交易，按照同一个交易规则和技术标准运行的南方区域电力市场启动试运行，标志着全国统一电力市场体系加速构建。根据南方电网的预计，2022年南方区域电力市场累计市场化交易电量将达到1.11万亿千瓦时，接近云南、广东、贵州三省在2021年的全社会用电量总和。到2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体将增加到800多万户，是之前的80倍。我们预计，随着全国统一电力市场建设在未来进一步推进，电力市场交易总量与市场主体的数量将进一步增加，对电力系统综合调节能力的要求将随之提升，从而带动对虚拟电厂辅助服务的需求。

我国虚拟电厂总体处于试点阶段，多数试点项目涉及的业务场景较为有限。并且省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台，已建的虚拟电厂平台没有统一的标准和接口，以分散的不同市场主体自建虚拟电厂为主，这限制了虚拟电厂聚合基础资源能力的提升上限。因此我们认为，虚拟电厂盈利能力的提升，需要顶层设计提供统一的省级/市级/区域及虚拟电厂平台，实现与大电网的互动控制，从而开辟应用模式拓展的新空间。

目前，国家层面的虚拟电厂专项政策尚未出台，省级层面仅有上海、广东、山西分别印发了了《关于同意进一步开展上海市电力需求响应和虚拟电厂工作的批复》、《广州市虚拟电厂实施细则（征求意见稿）》和《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，亟待出台国家层面和更多省级层面的专项政策。我们预计，随着国家层面顶层设计的完善与统一的虚拟电厂平台的建设，虚拟电厂涉及的业务场景与盈利方式将进一步多样化发展。

辅助服务交易：参与电网调峰、调频、备用，通过调配可控资源提供发电容量，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。

需求侧响应：虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。

现货交易：代表产销者集群在电力现货市场进行交易，优化电网运行供需，并获取分成收入。

能效优化：为大用户提供能源资源优化管理服务，预测电力市场价格波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入。

投资市场规模：根据全球能源互联网发展合作组织的预测，2025年、2030年最大负荷则将分别达到15.7、18.2亿千瓦。我们根据国家电网的数据测算得到，虚拟电厂可调负荷资源库的投资所需成本约为914元/千瓦，由此预计2025年、2030年虚拟电厂投资规模将分别达到718、998亿元。

运营市场规模：我们认为虚拟电厂的核心服务为平抑峰值负荷，因此通过测算虚拟电厂用可调负荷资源库解决峰值负荷调节问题所带来的平抑负荷的价值，作为虚拟电厂运营市场规模的估计。我们预计2025年、2030年虚拟电厂的运营市场规模将分别达到932.19亿元、1,283.10亿元。

国内市场来看，参与虚拟电厂项目的主要三类，一是虚拟电厂软件平台服务商，为电网公司虚拟电厂搭建软件平台的公司，如国能日新、国电南瑞、国网信通、东方电子、远光软件、朗新科技。二是负荷聚合商，聚合长尾需求侧资源，提供需求侧的电力预测曲线，并参与电网的需求侧响应获取补贴分成，如恒实科技。三是如电享科技、国能日新等从新能源、新型储能领域开展虚拟电厂研发技术和布局的企业。