虚拟电厂：用户侧实现“源荷互动”，新型电力系统重要方向
报告出品方：国信证券
以下为报告原文节选
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1虚拟电厂总体介绍
什么是虚拟电厂
在传统的电力系统运行模式下，发电厂是电力的主要来源，发电功率具有一定的调节能力，接受电网统一调度；电力用户根据自己的用电需求调节用电行为，具有完全自主性，电网无法干预或改变用户的用电行为。
新型电力系统的“源荷互动”：虚拟电厂是在用户侧将可控负荷（例如楼宇空调、充电站、储能、分布式光伏、蓄冷、蓄热、燃气轮机、固定式燃料电池）等多种资源聚合在一起，统一接受电网调度并参与电力交易。
电网通过经济补贴等手段主动改变虚拟电厂的用电行为，当电力供给紧张时可主动减小用电负荷，当电力供给过剩时可主动增大用电负荷，使电力用户具备“源-荷”双重身份。
虚拟电厂源于1997年Shimon Awerbuch博士的著作《虚拟公共设施：新兴产业的描述、技术及竞争力》。21世纪初，虚拟电厂兴起于德国、英国、西班牙、法国、丹麦等欧洲国家。
与我国已经发展多年的智能微电网不同的是：虚拟电厂虽然依托智能微电网的分布式发电、储能等电力资源，但是其主要目的是积极响应电网的市场化调度需求，而非自发自用余电上网。参与主体以聚合商为主，实现了市场交易参与主体与电力设施资产以及用户的主体分离；同时经济效益主要依靠服务费形式，而智能微电网的效益主要来自分布式能源发电和储能的峰谷套利。
虚拟电厂相关主体
虚拟电厂市场主体分三大部分，服务购买方、市场运营方、服务提供方。
服务购买方主要包括电网、新能源电站、提供辅助服务的电力交易主体（调峰电厂、旋转备用/热备用）等。市场运营方主要负责负责日常运营，向相关机构提供调用结果等信息。服务提供方以聚合商为主，他们通过先进的控制、通信等技术，通过对一定区域内的分布式电源、储能系统等的协调控制和优化运行，来实现需求侧响应并且收取相关服务费用。
发展虚拟电厂的意义与政策
运营端：虚拟电厂收益相关政策
2021年以来，各省均明确了需求侧响应的补贴政策，目前补贴方法均以电量或负荷作为计量单位。以电量为计量单位的地区目前补贴强度约为2-5元/kWh，以电力为计量单位的地区目前补贴强度约为1-20元/kW/次。根据实际运行情况，预计中远期响应频次有望达到至少1次/日。
目前国内虚拟电厂运营的收入来源主要以需求侧响应补偿为主，根据国家能源局印发《电力现货市场基础规则（征求意见稿）》，鼓励负荷聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体参与交易，虚拟电厂盈利方式有望逐步多元化。
运营端：虚拟电厂收益相关政策
运营虚拟电厂的盈利来源
海外虚拟电厂发展历程
国内外虚拟电厂实践对比分析
国外虚拟电厂示范工程起步于2005年前后，已积累大量运营数据和运行经验，目前已进入成熟运行阶段。国内虚拟电厂自2016年开始陆续启动示范，江苏、浙江、广东、冀北等地均开展了较长时间示范测试。
与国外虚拟电厂实践相比，国内示范以负荷侧资源调节为主，聚合类型仍较少；市场机制仍处于探索阶段，电力现货机制尚待完善；商业模式仍处于前期探索阶段，收益模式以低频次的邀约式需求侧响应为主。我们认为，2023-2024年是国内虚拟电厂商业模式探索的关键时期，相关示范项目的运行数据积累将为虚拟电厂的长期发展奠定宝贵基础。
虚拟电厂的建设单位成本分析
虚拟电厂聚合工商业、居民客户等用户侧资源参与调度响应，可以提升系统灵活调节能力，减小电力平衡压力。在电网用电高峰或低谷时段，虚拟电厂根据邀约指令或辅助服务市场交易计划安排，调用可调节负荷、储能、分布式能源等。
综合来看，不同配置形式的虚拟电厂建设成本各异，以分布式电源为主的，单位容量投资成本在1500-2500元/kW左右，以独立储能系统为主的，单位kWh的投资成本在1000元以上，以充电站为主的，单位kW建设成本在2000元以上；而单纯以可控负荷响应需求的，城市建筑类投资相对较小。
电力响应需求的相关政策梳理
通信软硬件基础设施建设与后服务
虚拟电厂通信网络架构是以现有的电力通信网络资源为基础，融合原有的需求响应、负荷管理等业务系统，高频采集台区数据、分布式电源和电动汽车充电站监控等多源、多种类的数据。
虚拟电厂建设包括硬件改造与软件系统平台两部分，其中硬件部分主要用于对空调、充电桩、储能、分布式光伏等主要设备的通讯协议和采集端口改造，具体包括智能电表、采集终端、负荷控制终端、通信网关、交换机等，在虚拟电厂中扮演“神经末梢”的作用，负责信息的收集、传递、处理、计算等功能；软件系统是虚拟电厂的“大脑”，负责系统控制策略的制定以及与调度、交易系统的信息交互。
2虚拟电厂市场分析
虚拟电厂产业链
虚拟电厂的上游基础资源主要包括可调负荷、分布式电源和储能设备。中游资源聚合商主要依靠互联网、大数据等，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，增强虚拟电厂的统一协调控制能力，是虚拟电厂产业链的关键环节。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。
虚拟电厂投资机会主要出现在上游和中游，上游中分布式电源和储能是用户侧发挥调节能力的基础设施，中游的系统平台与服务供应商和运营商是保证电厂长期稳定运行、获得持续收益的关键。
虚拟电厂市场空间测算（资本开支）
根据中电联和中商情报网预测，到2025年我国用电最大负荷将达到16.3亿千瓦，到2030年最大负荷将达到18.9亿千瓦。
建设端：根据相关文献和已有示范项目情况，考虑大规模应用后的降本，按照500元/kW建设成本（包含软硬件、含储能不含分布式光伏）、响应能力达到最大用电负荷3%-5%估计，2025年虚拟电厂改造市场空间将达到245-408亿元。
我们认为三类企业可能深度参与虚拟电厂的建设，并成为聚合商。首先是从事综合能源建设和服务的企业，其次是传统的分布式可再生能源运营商，第三类是电力软件企业。
运营端：通过参与各类电力交易获得持续收益
以分布式电源、可调负荷或储能为主的虚拟电厂，可以通过市场化的方式响应系统运行中的各类调节需求。从当前交易类型看，我国虚拟电厂可参与的交易类型包括调峰辅助服务、需求侧响应等；从远期看，可参与的交易类型还包括电力现货、中长期交易、调频/调压辅助服务、金融衍生品等。从我国虚拟电厂当期可参与的交易品种看，需求侧响应具有较高的单位价值量。
虚拟电厂运营商通过参与各类电力交易获取额外收益，而对于虚拟电厂下属各类用电用户通过与其他用户聚合可以降低综合用能成本。
虚拟电厂市场空间测算（运营收益）
虚拟电厂的运营收益可以分为两种情况：一、投资建设运营（重资产）；二、聚合商（轻资产）。
投资建设运营：虚拟电厂的核心负荷来自分布式电源和储能，因此可根据所在地区投资分布式电源或者储能的经济性指标来测算。
聚合商是轻资产运营模式，通过与存量的分布式电力、储能、电动车充电站或者其他可控负荷签署协议，将对方的负荷资源纳入统一的软件平台进行调度和结算。其经济性取决于双方商务协商的结果。
企业自主投资的分布式光伏、工商业储能和充电桩，如果加入虚拟电厂后，可以在原来峰谷套利模式和可再生能源发电的收益的基础上，额外获得响应尖峰负荷的收益，同时将这部分收益与虚拟电厂的运营方进行分享。
虚拟电厂市场空间测算（运营端）
根据运营端：仅考虑负荷侧响应，度电补贴按照3元/kWh考虑，95%以上尖峰负荷时长按照50h估计，则2030年负荷侧响应补贴市场空间将达到142亿元。实际上，远期运营端通过参与辅助服务、容量服务、现货交易等方式收益预计高于上述估算值。
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