虛擬電廠行業深度研究：虛擬電廠“七問七答”

（報告出品方/作者：中泰證券，韓筱辰）

我們如何定義虛擬電廠？

什麼是虛擬電廠：“通訊”和“聚合”構建電力能源新生態

虛擬電廠（VPP， Virtual Power Plant）是一種新型電源協調管理系統，虛擬電廠透過資訊科技和軟體系統，實現分散式電源、儲能、可調負荷等多種分散式資源的聚合和協同最佳化。

作為一個特殊的電廠，參與電力市場和電網執行的協調管理系統。它既可以作為“正電廠”向系統供電調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納配合系統填谷。在電網執行方式向源網荷儲靈活互動轉型和結構向清潔低碳轉型的背景下，大力發展虛擬電廠對促進電網供需平衡，實現分散式能源低成本併網，充分消納清潔能源發電量，推動綠色能源轉型具有重大的現實意義。

虛擬電廠分類：電源型、負荷型、儲能型、混合型

虛擬電廠由可控機組、不可控機組，如風、光等分散式能源、儲能、可控負荷、電動汽車、通訊裝置等聚合而成，並進一步考慮需求響應、不確定性等要素，透過與控制中心、雲中心、電力交易中心等進行資訊通訊，實現與大電網的能量互換。根據虛擬電廠對外特徵，不同型別特徵的虛擬電廠具有不同的服務能力，虛擬電廠可以分為電源型虛擬電廠、負荷型虛擬電廠、儲能型虛擬電廠、混合型虛擬電廠等型別。

虛擬電廠關鍵技術：聚合建模技術

聚合建模技術可以對所有可調資源進行處理，在處理過程中不是對資源進行簡單相加，而是考慮網路約束、裝置執行約束以及經濟特性下聚合的響應能力。聚合時不同聚合方式、資源容量將得到不同的功率範圍以及成本函式。透過聚合建模技術選擇適當容量比率可以發揮虛擬電廠的經濟性和靈活性。

虛擬電廠關鍵技術：資料驅動技術

資料驅動技術是虛擬電廠關鍵技術，根據具體功能不同，虛擬電廠分為商業型虛擬電廠（CVPP， Commercial Virtual Power Plant）和技術型虛擬電廠（TVPP， Technical Virtual Power Plant）。

CVPP透過獲取分散式能源的執行引數、邊際成本、量測及預測結果，結合電價預測結果等市場資訊，實現內部聚合分散式能源的投資組合，並參與市場競標，獲取授權後製定合同提供系統平衡、輔助服務等市場服務，並向TVPP提供分散式可再生能源（DER， Distributed Energy Resource）的排程計劃及成本資訊。

TVPP側重系統管理角度，結合獲取資訊，計算內部資源聚合整體的技術特性，關注DER聚合後對本地網路的影響，為配電網運營商（DSO， Distribution Network Operator）提供視覺化資訊，獲取滿足配網安全穩定的調控指令，制定內部調控方案，實現所聚合的配電網資源主動管理。

虛擬電廠發展趨勢：儲能、分散式光伏加速推進

儲能是虛擬電廠推進的重要方向。儲能自身特徵：儲能發展能夠實現電力市場調頻調壓及暫態穩定。在不同時間根據分散式電源的特徵及使用者用電特徵進行短期功率的靈活調節，實現靈活性應急的作用。穩定的儲能技術能夠在電力短缺時釋放電能，達到應對中長期能量短缺的效果。市場發展前景：雲儲能市場和分散式儲能P2P市場是未來的重點發展方向。雲儲能透過在雲端聚合分散式儲能資源，為大量的使用者提供儲能服務。作為共享經濟與電力系統儲能融合的產物，是未來電網的一個新形態。在能源互動機制基礎上，以點對點技術（P2P，（Peer-to-peer）為典型代表的分散式多邊交易形式應運而生。這種交易形式可實現配電網能量的就地平衡，在挖掘使用者的自主互動特性，減少集中管理模式下的計算壓力等方面有諸多優勢。

虛擬電廠的興起迴應了新能源行業的什麼痛點？

虛擬電網發展背景：能源需求轉型，用電供需矛盾突出

圍繞電力的產生和消耗，大體分為發電測、電網側和用電測。 • 電網對執行安全有嚴格要求，電網安全的首要目標就是保證發用電的實時平衡，需要發電側的不斷調節去擬合負荷曲線。新能源發電嚴重依賴於自然資源（光照強度、風力強度），具有隨機性、間歇性和波動性的特點，對負荷的支撐能力不足。若規模化直接併入電網發電，將會對電網造成巨大沖擊，威脅電力系統安全以及供電的穩定性。另外，由於小型分散式新能源發電設施、儲能設施、可控制用電裝置、電動汽車等的持續發展普及，在用電側，很多電力使用者也從單一的消費者轉變為混合形態的產銷者，並且各類激增的大功率用電設備（如充電樁）“吃”起電來，也是讓電網直呼壓力山大，顯然不能任由其“胃口大開”一哄而上。因而，新的發用電勢態下，“虛擬電廠”應運而生。

供給側：火力發電仍佔主導，水力、風能發電量不穩定

光伏發電裝機量分佈不均：2022年一季度，全國光伏新增併網裝機1321萬千瓦，同比提高138%。新增裝機規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，光能資源分佈不均勻，各省份裝機量差異較大。風電裝機量分佈不均：2022年一季度，全國風電新增併網790萬千瓦，同比增加16。7%。新增併網規模較大的省區主要有吉林163萬千瓦、甘肅90 萬千瓦、山西68萬千瓦。截至3月底，全國風電累計併網3。37億千瓦，同比增加17。6%。一季度海上風電新增併網36萬千瓦，受2021年底海上風電國家補貼到期影響，海上風電新增裝機規模放緩，同比下降79%。

需求側：用電側總量與結構變化提高負荷峰值

用電負荷總量屢創新高：當前社會用電短期峰值負荷不斷攀升，加之極端天氣的衝擊，2022年夏季我國部分地區區域電力供需緊張，國家電網5個區域電網和19個省級電網負荷屢創新高，四川等省份啟動了限電措施。用電需求結構變化，電力負荷特性惡化：近年第三產業及城鄉居民用電的增長形成了“日內雙峰”的特徵，同時拉大了用電負荷峰谷差，使能源電力保供形勢更為複雜嚴峻。以上海為例，2020年夏季的最大峰谷差率高達43%，導致本地發電機組頻繁啟停，對機組安全性造成了負面影響。

虛擬電廠兼具靈活性和經濟性

靈活性：把負荷側的這些資源，包括用電負荷、儲能，以及分散式的資源，透過資訊化手段和技術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”向系統供電或控制可調負荷調峰，又可作為“負電廠”加大負荷消納，配合填谷，能夠實現配電網側新能源的聚合管理、就地消納及靈活執行。

經濟性：投入成本約為火電廠的1/8。我國東西部電力供需關係趨緊，電力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高負荷95%以上峰值負荷累計不足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。根據國家電網測算，透過火電廠實現電力系統削峰填谷，滿足其經營區5%的峰值負荷需要投資4000億，而透過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環節投資僅需500-600億元，既滿足環保要求，又能夠降低投入成本。

虛擬電廠在各國如何落地？

德國：虛擬電廠已實現商業化

德國的虛擬電廠已實現商業化。其主要業務是在批發市場銷售 100kW以上中型可再生能源電廠生產的電量，在日前市場最佳化其售電，使這些電廠成為虛擬電廠資源。虛擬電廠有利於靈活性較高的機組獲利。除可再生能源電廠外，燃氣熱電聯產、電池儲能、應急發電機和需求響應等都可作為虛擬電廠資源。其主要應用場景是透過電力市場的靈活電價，引導電廠管轄內系統最佳化發用電成本，最佳化交易收益。

歐洲：產業鏈分工明確，商業模式聚焦發電側

歐洲虛擬電廠通常由獨立虛擬電廠運營商、發電企業或部分輸電網運營商（TSO， Transmission System Operator）提供服務。從產業鏈角度：歐洲的電力系統分為發電、輸電、配電和售用電環節，而電網運營主體可以劃分為輸電網運營商和配電網運營商（DSO， Distribution Network Operator）。輸電網運營商負責控制和執行輸電網，包括監測和控制電網內斷路器、開關以及輸電網的電壓。配電網運營商負責將能源進行分配和管理，並輸送給終端消費者，屬於競爭性業務。歐洲各國根據區域劃分輸電網運營商的管轄範圍，並依靠跨國電網鏈接，屬於區域性壟斷業務。

美國：虛擬電廠發展早

美國目前是世界上實施需求響應（DR， Demand Response）專案最多、種類最齊全的國家，也是較早開展需求側管理的國家之一。約有28GW的需求側資源參與其中，約佔高峰需求的6%。家庭虛擬電廠技術興起，有助於整合更多的屋頂光伏和儲能，同時擴大基於時間的費率試點。美國虛擬電廠透過控制電力價格、電力政策的動態變化降低用電負荷或獲取電力使用者手中的儲能來保證電網系統穩定性。

中國：虛擬電廠發展處於初級階段

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《關於同意進一步開展上海市電力需求響應和虛擬電廠工作的批覆》（2020。9。16）、《廣州市虛擬電廠實施細則（徵求意見稿）》（2021。6。30）和《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》（2022。6。23）。與虛擬電廠相關的政策主要涉及需求響應、輔助服務等。為調動使用者側資源響應電力系統積極性，在2013年需求側試點基礎上，上海、江蘇、廣東、浙江、山東、河南等14個省區出臺了需求響應新政策；江蘇、湖北、遼寧、湖南、河南、安徽、福建、貴州、江西等省區，以及東北、華東等五大區域出臺或對電力輔助服務政策進行了修訂；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使用者資源參與調峰輔助服務身份。

我們如何測算虛擬電廠的盈利能力？

盈利能力影響因素：電價機制改革

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，使用者購買輔助服務和需求側響應的激勵也就越大；電價平均水平越高，使用者購買能效最佳化服務、虛擬電廠進行現貨交易的收益也就越大。因此，電價機制改革程序是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。

分時電價機制進一步完善，拉大峰谷價差：2021年7月，國家發改委釋出《關於進一步完善分時電價機制的通知》，合理確定峰谷電價價差，系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價原則上不低於4：1，其他地方原則上不低於3：1；建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價的基礎上上浮比例原則上不低於20%。在《通知》釋出後，多省市相應政策，制定出臺了相應的峰谷電價政策。電價機制改革推高電價：自2021年7月推進分時電價機制與 2021年10月燃煤上網電價政策的調整以來，電力生產工業生產者出廠價格指數不斷走高，這體現了上網電價的提高。我們預計，隨著市場化電價機制改革的不斷深入，我國上網電價上漲的趨勢仍將持續。

盈利能力影響因素：電力市場改革推進，電力現貨市場建設推進

現貨市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素：電力現貨交易與中長期交易互為補充，其中現貨市場具有重要的價格發現功能，中長期市場的電力價格往往根據現貨市場價格而定，因此電力現貨市場建設是虛擬電廠盈利能力的重要影響因素。電力現貨市場建設加速推進，形成“8+6”試點格局：2017年8月，國家發改委、能源局印發《關於開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，在南方（以廣東起步）、浙江、蒙西、山東、山西、福建、甘肅、四川8地開展電力現貨市場試點工作；2021年5月，國家發改委、能源局釋出《關於進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，在上海、安徽、江蘇、遼寧、河南、湖北6省市開展第二批電力現貨市場試點工作。

虛擬電廠的市場空間有多大？

虛擬電廠業務場景

虛擬電廠的業務場景主要有輔助服務交易、需求側響應、現貨交易與能效最佳化。輔助服務交易：參與電網調峰、調頻、備用，透過調配可控資源提供發電容量，保證電網穩定執行，並獲取補貼收入。需求側響應：虛擬電廠根據合同要求按時按容量切負荷，保障電網供需平衡，並獲取補貼收入。現貨交易：代表產銷者叢集在電力現貨市場進行交易，最佳化電網執行供需，並獲取分成收入。能效最佳化：為大使用者提供能源資源最佳化管理服務，預測電力市場價格波動，幫助使用者決策可調負荷的用電行為，代理購電業務，提供智能用電方案，並從客戶獲取分成收入。

虛擬電廠投資市場規模測算：預計2030年近千億元

可調負荷資源庫投資成本推算：根據國家電網2020年的測算，若透過建設虛擬電廠滿足其經營區5%的峰值負荷需求，建設、運維和激勵的資金規模為400-570億元，我們假設其中虛擬市場投資規模為400億元。根據國家電網報訊息，2020年國家電網經營區最高負荷為8。75億千瓦，滿足其經營區5%的峰值負荷需求所需的可調資源庫容量為4375萬千瓦。由此可推算出，虛擬電廠可調負荷資源庫的投資成本約為914元/千瓦。

報告節選：