虛擬電廠行業市場分析一、電力供需緊平衡背景下，虛擬電廠為提升電網系統靈活性的高性價比方法1.1保供應和促消納需求相互交織、迎峰度夏期間國內電力供需緊平衡新能源發電占比提升，電力供需波動形成“鴨子曲線”，保供應和促消納需求相互交織。2022年我國風光發電新增裝機達到1.25億千瓦，連續三年突破1億千瓦，再創歷史新高；風光發電量達到1.19萬億千瓦時，較2021年增加2073億千瓦時，同比增長21%，占全社會用電量的13.8%。伴隨著新能源發電量占比逐年提升，用電量峰谷與發電量峰谷易形成錯位，電網不穩定性也隨之加強，呈現為電網凈負荷“鴨子曲線”，保供應和促消納的需求在同一天中相互交織。鴨子曲線（DuckCurve）最早出現于美國加州電力市場中，反映了在使用新能源發電的商業發電的一天中，實際用電負荷與風光發電之間的落差，當該落差加劇時，則可能進一步發展為“峽谷曲線”。入夏以來各地氣溫攀升，居民用電負荷疊加企業生產用電同步增長。中國氣象局表示，由于厄爾尼諾事件的出現，2023年全球氣溫比2022年偏高，2023或2024年有可能創造全球新的最暖紀錄。根據國家能源局數據，1至5月全國全社會用電量35325億千瓦時，同比增長5.2%，其中，5月份全國全社會用電量7222億千瓦時，同比增長7.4%。入夏以來，南方電網最高負荷達2.22億千瓦，接近歷史最高，5月廣東、廣西、云南、貴州、海南等南方五省區用電負荷分別多次創新歷史新高。1.2虛擬電廠聚合管理與優化分布式資源，貢獻電網“靈活調節”價值虛擬電廠應用數字化技術、控制技術、物聯網技術與通信技術，將分布式電源、儲能、與可調負荷等分布式資源進行聚合管理與優化，并作為一個特殊電廠參與電網運行，并成為電力市場的運營實體。在“雙碳”政策目標及新型電力系統的背景下，虛擬電廠將成為我國解決能源變革問題的重要手段，其最重要在于貢獻出靈活調節的價值。負荷側靈活資源可發揮多樣作用，能大大激發市場活力，亟需喚醒。負荷側資源具備“用電行為可引導，聚合調控潛力大，提供服務多樣化，電價收益有預期”的特性，因此亟需喚醒海量負荷側資源，促進源網荷儲協同互動。針對負荷響應時間、可持續時間、響應不確定性差異化特征，對負荷按照響應時間聚合建模，按照響應時間級別分為七級，滿足電網不同運行場景調控需求。1.3在多種電網系統靈活性提升手段中，虛擬電廠性價比較高可分別從供給側、需求側、電網側提升系統靈活性。新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性特征，系統的綜合調節能力是影響新能源發展與消納的關鍵，迫切需要完善相關政策機制、整合各類調節資源，為更大規模新能源發展創造條件。1）電源側：主要包括靈活調節煤電、抽水蓄能、水電擴機、調峰氣電、新型儲能等,目前全國靈活調節電源裝機占比約17%。2）需求側：電力需求響應速度可達到秒級，調節能力優異，發展前景廣闊。3）電網側：作為資源優化配置的支撐平臺，是提升新型電力系統靈活性的重要補充。虛擬電廠建設成本低，調節潛力巨大。根據國家電網的測算，如果通過火電廠實現電力系統的削峰填谷，滿足5%的峰值負荷需要投資4000億元，而通過虛擬電廠實現這一目標僅需投資500億到600億元，即火電廠成本的1/8到1/7,其性價比優勢遠超傳統的冗余系統建設方案。二、國內研發應用和商業模式已起步，持續加速市場化、自主調度化轉型2.1虛擬電廠兩大核心作用：增強電網調節能力、提供新盈利模式1）對電網：雙碳背景下，風光裝機與發電量逐年攀升，出力曲線進一步拉大峰谷差，間歇性與波動性容易造成短時供需不平衡，負電價與實時電價波動會降低收益與增加風險，虛擬電廠可一定程度為電網調節提供空間，保障新型電力系統“源網荷儲”的互動運行。2）對用戶：需求側響應結合輔助服務市場、電能量市場交易可實現電網區域內可調節資源共享互濟，為虛擬電廠市場化運行提供條件。虛擬電廠（國內目前以可調負荷側資源為主）參與到市場的三條路徑，包括電力需求響應（營銷牽頭）、電力輔助服務市場（調度、交易牽頭）、電能/輔助服務現貨市場（調度牽頭），三條路徑市場化價格依次遞增，最終的實現目標均為能夠參與到統一的電力市場中。虛擬電廠的產業鏈由上游能源資產、中游運營平臺和下游虛擬電廠需求方組成。1）上游能源資產：可調負荷、分布式電源和儲能設備。可控負荷重點是工業、商業和公共建筑、居民等，不同應用場景負荷可調潛力差異較大，商業和公共建筑可調負荷主要是空調、照明、動力等，相對容易管理；居民可調負荷分布散、單點容量小、聚合難度較大。分布式電源指的是小型分布式光伏、風電等機組;儲能包括化學儲能等。2）中游虛擬電廠運營平臺：包括資源聚合商與技術服務。資源聚合商主要依靠物聯網、大數據等技術，整合、優化、調度、決策來自各層面的數據信息，實現虛擬電廠協調控制，是虛擬電廠產業鏈的關鍵環節。技術服務商則重點聚焦虛擬電廠軟件平臺建設，為資源聚合商提供技術服務。3）下游電力需求方：公共事業企業（電網公司）、能源零售商（售電公司）及一切參與電力市場化交易的主體，實現電力交易、調峰調頻和需求側響應的參與并獲取收益。2.2國內研發應用和商業模式處于起步階段，正向市場型、跨區域自主調度型轉變虛擬電廠發展主要分為三個階段：邀約型階段——市場型階段——跨區域自主調度型：1）邀約型階段：主要由政府部門或調度部門牽頭組織，各個聚合商參與，共同完成邀約、響應和激勵流程，主要通過需求響應資金池推動，我國主要仍處于此階段。2）市場型階段：在電能量現貨市場、輔助服務市場和容量市場建成后，虛擬電廠聚合類似于實體電廠的模式，分別可以參與這些市場獲得受益。3）跨空間自主調度型階段：隨著聚合種類越來越多，數量越來越大、空間越來越廣，其中既包含可調負荷、儲能和分布式能源等基礎資源，也包含由這些資源整合而成的微網、局域能源互聯網。我國虛擬電廠正由邀約模式向市場化交易模式轉型，“十四五”期間多地開展相關試點。在市場化交易模式下，虛擬電廠聚合商將以類似于實體電廠的模式，在分別參與電力現貨市場、輔助服務市場和容量市場等細分市場的運行當中并獲得相應收益。“十三五”、“十四五”期間，我國江蘇、上海、浙江、廣東等地開展了電力需求響應和虛擬電廠的試點，2015-2019年以邀約型階段起步，2020年后正逐步實現向市場型階段跨越。國內多地試點項目商業模式仍處于起步階段，未來發展重點是：可觀、可控、可閉環。南網深圳：負荷資源超過500MW，分布式光伏約300MW，實現負荷緊急控制、需求側響應，尚未實現實時調度閉環控制。冀北項目：聚合蓄熱式電采暖、智能樓宇、商業負荷。用戶可通過智能管控平臺以外網方式與電力公司進行信息交互，目前共16萬千瓦負荷可以參與調節，主要以邀約響應的形式參與市場。國網寧波供電公司：將杭州灣地區工業企業、商業寫字樓、電動汽車、數據中心、光伏、儲能電站在內的19家電力用戶的發電能力、用電負荷，可調能力4.8萬千瓦，主要參與省級電力需求側響應，第三方輔助服務市場。2.3國內相關政策從2021年后密集出臺，虛擬電廠發展得到有力保障支持政策頻頻出臺，虛擬電廠發展得到有力保障。2021年以來我國不斷發布支持虛擬電廠建設各項政策，2023年5月，國家發改委發布《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》和《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》，提出“建立和完善需求側資源與電力運行調節的銜接機制，逐步將需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡，提高電力系統的靈活性”、“重點推進新型儲能、虛擬電廠、車網互動、微電網等技術的創新和應用”。到2025年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的3%—5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過40%的省份達到5%或以上。到2030年，形成規模化的實時需求響應能力，結合輔助服務市場、電能量市場交易可實現電網區域內可調節資源共享互濟。2023年2月，《虛擬電廠管理規范》《虛擬電廠資源配置與評估技術規范》兩項國家標準獲批立項，這意味著我國虛擬電廠建設將有國家統一管理規范。此工作由全國電力需求側管理標準化技術委員會，分別由國網浙江電力和國網上海電力牽頭，國調中心、南網總調及部分行業領先單位共同參與編制。其中，《虛擬電廠資源配置與評估技術規范》規定了虛擬電廠接入電力系統運行應遵循的一般原則和技術管理要求，包括電網運行對虛擬電廠申請并網程序和條件、虛擬電廠并網與接入、虛擬電廠調度運行、虛擬電廠運行安全規定等，適用于通過110kV及以下電壓等級接入電網的虛擬電廠。2.4成熟完備的電力市場是虛擬電廠長期發展的必要土壤我國電力市場改革持續深入開展，頂層設計逐漸完善。從2015年國務院印發9號文標志著本輪電力體制改革正式執行，到2016年底發改委印發《電力中長期交易基本規則》，再到2021年《關于加快建設全國統一電力市場的指導意見印發》、《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》、2022年《關于加快建設全國統一大市場的意見》，電力市場改革持續快速、深入開展。目前，我國電力市場己初步形成了全市場體系結構：在空間范圍上覆蓋省間（跨越省級電網的交易）、省內（電力用戶、售電公司與發電企業通過交易平臺開展的交易）；在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內的中長期交易，及日前、日內、現貨交易；在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、合同電能（包括轉讓、回購、置換交易），可再生能源消納權重等交易品種的全市場體系結構。現貨市場交易:省間市場定位于資源配置型市場，要按照國家能源戰略做好能源資源在全國范圍內的優化配置；省級市場定位于電力平衡型市場，主要滿足省內平衡調劑需要。在發改委、能源局組織下，第一批8個現貨試點省正式啟動試運行，第二批6家試點已開展現貨模擬試運行。其中第一批現貨試點單位山東、山西、福建、甘肅、四川已實現常態化長周期運行，第二批6家現貨試點單位均開展了現貨市場試運行。其中，湖北、江蘇、安徽開展了短周期結算試運行；遼寧、河南、上海開展了調電試運行。雙碳目標下電力市場未來發展趨勢：1）目標多維化：由以往提高電力行業運行效率的單一目標，向“保安全、促轉型、提效率”的多元目標轉變；2）價值多元化：由電能量價值為主，逐步向電能量價值、可靠性價值、靈活性價值以及綠色環境價值等多維價值體系轉變；3）中長期電力市場連續運營：更好適應電力供需時段性變化頻繁和新能源發電波動性、隨機性特點；4）現貨電力市場全面覆蓋：完善現貨交易限價、報價機制，形成更加合理的現貨價格；5）新能源高比例參與：引導各類靈活資源主動系統調節并獲得合理收益，促進“源網荷儲”協同互動；6）容量補償機制持續完善：引導清潔高效火電機組投資、保障系統發電能力充裕；7）持續推動需求側參與電力市場，促進源網荷儲協調發展。三、國內試點示范項目：深圳、冀北電廠成功經驗具備可復制性3.1深圳試點：虛擬電廠建設需求強烈，設立國內首家虛擬電廠管理中心深圳虛擬電廠建設需求強烈：受外電和清潔能源比重大，負荷密度巨大、負荷資源豐富：深圳受外電、清潔能源比重大，并全力落實國家西電東送戰略。西電東送2回直流（興安、新東）800萬千瓦落點深圳，減排CO?5000萬噸/年。2022年深圳非化石能源電量占比超過58%，實現本地清潔能源全額消納、處于國內領先水平。深圳電網屬于典型的城市電網，負荷密度高度集中、2022年全市負荷密度為1.07萬千瓦/平方公里，全國第一，是全國負荷密度最高的城市電網。負荷呈現夏季“一谷雙峰”、冬季“一谷三峰”的局面，負荷峰谷差明顯，尖峰負荷短。深圳以電車為代表的新型負荷爆發式增長，負荷側可調資源豐富。根據深圳市供電局數據，截至2023年1月，深圳市新能源汽車保有量已達76萬輛，預計2025年將突破130萬輛，動力電池儲能潛力將達5000萬千瓦時，充電樁保有量達57萬支。深圳建成了國內首家網地一體虛擬電廠運營管理云平臺，實現了負荷側可調節資源實時可觀、可測、可控、可調，實現可調節資源規模化接入、有序充電、輔助調頻、削峰填谷等，打造“源-網-荷-儲協調互動”新模式，為能源的有序流動、經濟運行奠定堅實基礎，促進數字世界和物理電網的有機融合。2022年8月虛擬電廠正式掛牌，2022年12月22日供電局正式成立虛擬電廠管理中心成立實體機構，掛靠在電力調度控制中心下獨立運作。已接入分布式儲能、數據中心、充電站、地鐵等類型負荷聚合商14家，接入容量達87萬千瓦，預計到2025年，將建成具備100萬千瓦級可調節能力的虛擬電廠，逐步形成年度最大負荷5%左右的穩定調節能力。3.2冀北試點：全國首個虛擬電廠市場化運營的示范項目，整體技術處于國際領先水平冀北電廠構建了“1（虛擬電廠智能管控平臺）+n（運營商/聚合商）+x（用戶）”體系。在全國首次實現了調度資源納入調度閉環運行，并且在全國首次建立了調節資源參與的市場機制與商業模式。冀北電廠突破了依賴補貼的傳統需求響應，確立了新型調節主體在調峰輔助服務市場中的可持續、商業化運營模式；突破了傳統電力系統中，由“源”側提供系統調節服務的模式，拓展了電力系統調節的手段、增強了系統調節能力。冀北虛擬電廠可提供實時、柔性、連續的能量調節，增強了系統調節能力，參與調峰輔助服務，有效促進京津唐電網在低谷時段的新能源消納。目前平臺上有3家運營商(冀北綜合能源、恒實科技、國電投中央研究院），聚合了35家用戶、接入蓄熱式電鍋爐、智慧樓宇、可調節工商業等11類可調資源，擁有156個可調節資源，總容量35.8萬千瓦，最大調節電力調節能力20.4萬千瓦。冀北虛擬電廠主導發布了虛擬電廠領域首個IEC國際標準，參與了編制首個IEC白皮書。建立了虛擬電廠核心技術體系，整體技術處于國際領先水平，同時獲得了日內瓦國際發明展金獎、國網公司科技進步一等獎、中國能源研究會能源創新獎一等獎、中電聯電力科技創新獎一等獎等省部級及以上獎勵9項。四、他山之石：海外澳洲、德國虛擬電廠起步早，極具借鑒意義海外虛擬電廠起步早于國內月10年，機制較成熟，商業模式相對清晰，部分已進入成熟的商業運營階段。美國、澳大利亞、歐洲（英國、法國、德國）、日本等地區已開展項目。海外虛擬電廠參與電力市場交易，容量和交易規模較大，主要分為用戶側、發電側、混合模式三種。1）用戶側模式：在電力市場發展早期，虛擬電廠以可自主響應的可控負荷為主進行響應。挖掘社區、工商業用戶側能源的聚合調節潛力，參與響應系統調度指令。2）發電側模式：在分布式能源資源聚合應用發展較為成熟階段，電力市場業已建成或部分建成，虛擬電廠聚合商以類似于實體電廠的模式，參與電力交易和服務以獲得收益。3）混合模式：在分布式能源資源聚合應用發展成熟階段，通聚合發電側資源以及用戶側的分布式能源，虛擬電廠可以解決發電、售電業務的整合增效問題，在成熟電力市場環境下長期商業運營。國外對虛擬電廠的相關政策始于21世紀初歐盟七國的VFCPP項目，相關政策出臺密集。美國探索：美國在2010年《需求響應國家行動計劃》將需求側響應上升到國家層面。ConEdison公司和GreenMountainPower公司開展探索與項目搭建。德國探索：2012年，Statkracft公司在德國建立了第一個商業虛擬發電廠，此后虛擬電廠開始了大規模的商業化應用，正式開始探索虛擬電廠平臺的搭建。4.1澳大利亞：以儲能為主體的項目占比最高、售電公司為主要參與方澳洲以儲能為主體的項目占比最高、售電公司為主要參與方。澳大利亞虛擬電廠發展較成熟的原因：1）地廣人稀，能源結構高度分散，分布式電源資源、儲能資源豐富；2）人口密度較低，因此電網建設成本相對較高；3）澳洲電力市場改革實行早，電力市場成熟度高。根據RMI數據，截止2022年底，澳洲共有61個虛擬電廠項目：1）以技術類型區分：以儲能為主體的項目占比最高（39個），且每個項目中均使同一儲能品牌，其次是需求側響應類型的項目（12個）；2）以運營方身份區分：售電公司為主要參與方（33家）（售電公司手里有客戶資源、并且非常貼近市場），其次是電網公司主導（15家）。61個項目中：參與批發市場的有41個（根據價格信號去調節自己的生產和消費行為），給電網提供服務的有32個（提供容量、提供需求側響應等），參與輔助服務市場的有17個（有功和無功平衡功率等）。特斯拉在澳大利亞的虛擬電廠項目于2017年啟動，并在南澳大利亞州進行了試點。該試點項目取得了成功，隨后特斯拉將VPP擴建至澳大利亞其他州，包括新南威爾士州、維多利亞州和昆士蘭州。近日，特斯拉啟動了其在南澳大利亞州虛擬電廠項目的第4階段。第1階段(100套系統)：包括100套太陽能和特斯拉Powerwall家用電池系統。第2階段(1000套系統)：擴建至1000個系統，由澳大利亞可再生能源機構(ARENA)和南澳大利亞政府資助，為電網提供能源和應急頻率控制輔助服務(FCAS)。第3階段(3000套系統+1000套系統):在之前安裝的1100套系統的基礎上，再為南澳家庭安裝3000套，在南澳私人住宅中安裝1000套家用電池系統；第4階段（3000套系統）：為多達3000個低收入家庭安裝powerwall家用電池系統。截至2023年3月，特斯拉在澳大利亞的VPP有超過1萬戶家庭參與，幫助減少了超過100MW的高峰需求，并為參與家庭平均每年節省了200美元的電費。4.2德國：分布式可再生能源傾向于交由虛擬電廠運營德國虛擬電廠相對成熟，基本實現商業化運行，分布式光伏項目傾向選擇交由其運營。主要由于政府頒布了《電力市場及規則》、《電網加速擴建法》、《聚合商相關法規》等相關政策，規定虛擬電廠可用其資源池中聚合的各種分布式能源資源、可中斷負荷既可以參與電力平衡市場、也可以參與輸電系統運營商的招標。其中《電網加速擴建法》降低了參與在調度的最低門檻，從10MW降低到100KW，引入調度管理商這一新的市場角色；《可再生能源法》也規定了所有100KW以上可再生能源發電項目必須參與電力市場交易銷售。德國NextKraftwerke是歐洲最大的虛擬電廠運營商，截至2022年各類分散式能源單元超過13000個，總容量超過11GW，具有虛擬電廠運營商、能源交易商多重身份，能夠提供涵蓋數據采集、電力交易、電力銷售、用戶結算等全產業鏈條能源服務，因而獲得了海量的響應資源。其盈利模式：1）1.將風電、光伏等零或低邊際成本的發電資源參與中長期、現貨等電力市場交易；2）利用每15min一次，每天96次的電力市場價格波動，虛擬電廠調節分布式電源出力、需求響應實現低谷用電、高峰售電，獲取最大利潤；3）利用微燃機、生物質發電等啟動速度快、出力靈活的特點，參與電網的輔助服務，獲取收益。五、2025年整體容量預計突破800億，包含軟件平臺、硬件、和運營聚合我們對國內虛擬電廠發展演繹的判斷：①前期軟件平臺需求量爆發——②催生終端硬件設備改造和替換升級周期——③聚合商長期運營持續產生穩定收入——④各類業務深度融合，例如一個大型虛擬電廠聚合商可具備多重身份——⑤價值量最終回歸到軟件上（具備形成最優策略、賺取超額收益的算法和模型）。5.1虛擬電廠業務包括軟件平臺、硬件、運營聚合，毛利率依次遞減、市場容量依次遞增我們把虛擬電廠業務大致劃分為三類：軟件平臺類、硬件類、運營聚合類。其中軟件平臺涉及到：①本地控制、②聚合平臺、③價值預測優化、④市場&電網交互四大模塊；硬件包括①終端采集設備（智能電表等）、②負荷控制終端、③網關和通信三種。根據BloombergNEF、RMI數據，在盈利能力方面，我們判斷在虛擬電廠三種業務中，軟件提供商的產品毛利率最高，其次是硬件設備類、再其次是資源運營聚合類。但在長期市場容量方面，雖然涉及資源運營和聚合的業務利潤較薄，但是規模增速未來有望超過軟件平臺和硬件設備類業務。5.2空間測算：2025年虛擬電廠建設規模預計達到800億（一）“自上而下”測算：預計2025年虛擬電廠投資規模達到800億元，運營市場(需求側響應)規模達到50億元。虛擬電廠建設投資：據中電聯預計，2025年我國全社會用電量將達9.5萬億千瓦時，而最大負荷將達到16億千瓦，按5%可調節能力、投資成本1000元/千瓦計算，預計到2025年，虛擬電廠投資規模有望達到800億元。虛擬電廠運營：參考目前峰值負荷時長水平，我們預計2025峰值負荷將達到50小時，對應2025年電網需求側響應電量40億千瓦時。目前我國虛擬電廠處于發展初期，度電補償較高以刺激時長，參考《廣州市虛擬電廠實施細則》0-5元/千瓦時的削峰響應補貼，預計2025年虛擬電廠進入商業化運營后，補償標準為2.5元/千瓦時。假設分成比例為50%，則預計2025年虛擬電廠運營市場規模將達到50億元。（僅按照補貼測算）（二）“自下而上”測算（僅計算投資規模）：預計2025年虛擬電廠軟件和硬件投資規模分別突破200億元、600億元軟件平臺：我們假設一套虛擬電廠軟件平臺價值量為800萬元，預計2025年市場上約有2500家愿意參加的售電/電網/能源公司（以公司為單位），市場容量預計突破200億元。硬件設備：我們假設平均每套設備（終端采集設備、負荷控制終端、網關和通信）價值量為1萬元，預計2025年每個省份或地區有5-10萬大型的工商業客戶，以平均每個工商業客戶配套5套設備，國內市場容量預計超過600億元。六、重點公司分析6.1國能日新功率預測基本盤牢固，電力交易、儲能、虛擬電廠齊頭并進。公司以發電功率預測產品為基，衍生出并網智能控制系統、電網新能源管理系統，近兩年以電力交易、儲能EMS、虛擬電廠相關創新產品為延伸，實現“源網荷儲”各環節覆蓋。發電功率預測業務基本盤穩健，三大核心優勢驅動市占率提升。公司風光發電具有波動性和間歇性，新能源大規模集中并網后，功率預測正是保障電網穩定運營的關鍵。2022年公司功率預測服務電站數量達2958家，同增599家，其中替代友商276家，三大優勢驅動市占率提升：①研發優勢塑造強勢產品力；②運維團隊覆蓋廣泛、快速響應需求；③快速的產品迭代能力，緊跟電網政策。電力市場交易、儲能、虛擬電廠市場廣闊，新業務齊頭并進。1）公司電力交易輔助決策支持平臺目前已覆蓋多個省份；2）公司儲能EMS產品內置“儲能+電力交易”智慧組合策略，現已全面適配發電側、電網側和用戶側；3）公司已設立控股子公司國能日新智慧能源（江蘇）有限公司重點拓展虛擬電廠運營業務。6.2國網信通公司主要業務涵蓋云網基礎設施、企業數字化、電力數字化三大板塊，以“數字底座+能源底座”為核心定位，專注于提供“云網融合”運營一體化服務。虛擬電廠是電力數字化板塊下的覆蓋領域，公司在虛擬電廠的用戶用能數據分析、電力資源協調分配等方面有技術積累，參與了虛擬電廠相關示范工程建設，打造覆蓋源網荷儲充一體化運行虛擬電