电力设备行业：聚合提效靠虚拟电厂，新型电力系统迎腾飞机遇
报告出品方：华安证券
以下为报告原文节选
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一、趋势：虚拟电厂是新型电力系统发展关键角色
1.1 光伏、风力发电量占比快速增长，电力系统迎来挑战
风电光伏发电量逐年增长，分布式光伏装机占光伏整体40%以上。为了实现碳达峰和碳中和目标，近年来我国大力支持风电及光伏装机，风电光伏发电量大幅提升，2023年第一季度，风力光伏发电量达3422亿千瓦时，同比增长27.80%，占全社会用电量16.1%。光伏发电累计装机量持续增长，分布式光伏累计装机量同步提高。截至2023年第一季度，我国光伏累计装机量达42522.2万千瓦（425.2GW），其中分布式光伏累计装机量达17632.4万千瓦（176.3GW），占光伏整体装机量的41.47%。
风光新能源发电快速发展带来新的挑战。风光发电具有间歇性、波动性、随机性等特征，大规模接入电网会提高电力系统的调峰调频压力，加大频率稳定、电压稳定等方面的潜在安全隐患。
1.2 光伏、风力发电增长势头强劲，不同地区利用率差距显著
光伏风电装机占比逐年提升。根据能源局的统计，2022年全国发电装机容量达25.64亿千瓦，2017-2022年的CAGR达到了7.61%。其中，光伏发电的CAGR为24.69%，风力发电的CAGR为17.43%。相比2017年，2022年光伏风电的占比提高了13.02%。2023Q1，风电光伏新装机量为4357亿千瓦，占总新装机量的73.39%。
弃风、弃光现象仍然存在，且区域异质性较大。根据全国新能源消纳监测预警中心的统计，2023年Q1我国的弃风率和弃光率分别为3.40%和2.00%，其中广东的弃风率和弃光率仅有0.01%，而河北的弃风率和弃光率分别达到了7.50%和4.30%。
1.3 新型电力系统进入加速转型期
新型电力系统目前在处在加速转型期，逐步实现“三步走”规划。基于我国资源禀赋和区域特点，以 2030 /2045 /2060 年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定“三步走”路径，分步骤推进新型电力系统建设：
✓ 速转型期（当前至 2030年）以支撑实现碳达峰为主——总体形成期（2030 年至 2045 年）——巩固完善期（2045年至 2060年）
1.4 为什么选择虚拟电厂？灵活调度&经济性
虚拟电厂可调动灵活异质资源，达到削峰填谷目的。目前大量的分布式能源以及负荷侧可调节资源未纳入电力系统中，这些灵活异质资源虽然体量小，但是数量足够多，总量大，聚沙成塔。建立虚拟电厂来调动这些资源，则可以达到削峰填谷的目的。
相较传统火电厂，虚拟电厂经济优势明显。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5%的峰值负荷需要投资4000亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500亿元至600亿元，虚拟电厂参与调峰成本优势明显。
1.5 相关政策接连助力，虚拟电厂腾飞在即
相关政策助力虚拟电厂发展。国家发改委、能源局在多能互补、新型储能、统一电力市场体系、电力现货市场、电力需求侧管理、电力负荷管理、新型电力系统等政策中，明确提出支持虚拟电厂发展。
二、核心：虚拟电厂核心功能是精细调度+聚合
2.1 虚拟电厂的本质：调度与聚合
虚拟电厂是一个调度电力资源配置、参加电力市场交易的管理系统平台。虚拟电厂本质上是一种智慧管理系统，它把分布式储能、可控负荷等分散的资源，通过云计算、大数据、信息通信等关键技术，聚合、协调、优化以成为可调度的控制单元，参与电网调度和电力市场交易，从而优化电力的资源配置。
虚拟电厂的参与方包括基础资源、技术服务和电力需求方。虚拟电厂产业链上游是分布式能源和可控负荷的基础能源，前者包括分布式光伏、风电、水电等；后者包括充电桩、电动汽车等；中游是与系统平台相关的技术服务，例如物联网、云计算、AI技术等；下游则是居民、电力市场等电力需求方。
2.2 核心技术：精细调控，依赖技术进步；
调控是虚拟电厂的核心技术。虚拟电厂必须具备资源采集能力、资源聚合仿真能力，从而了解整个社会的用电或发电特性，分析其调节能力，并将所有可用资源聚合起来进行模拟仿真。调控技术强，资源的利用率和精细度就越高。
调控技术依赖云计算、信息通信、物联网等技术的进步。首先，虚拟电厂在运行过程中，会不断产生大量的资源配置数据和交易数据，因此需要云计算技术分析、预测电力负荷并进行调控，从而精准地完成相应分配。其次，虚拟电厂对上提供调控中心和电力交易市场的接口，对下执行资源配置，因此需要及时高效地处理通信信息。此外，虚拟电厂需要实现与各类型资源站的智能终端的交互，这些则需要依赖物联网的发展。
2.3 聚合类型：负荷类、源能荷储一体化
按照聚合资源的类型，可以把虚拟电厂分为两类。（1）负荷类虚拟电厂：虚拟电厂运营商聚合具备负荷调节能力的电动汽车、充电桩等市场化电力用户，并作为一个整体对外提供负荷侧灵活响应调节服务。（2）源能荷储一体化虚拟电厂：虚拟电厂聚合新能源发电电源、可调控负荷及配套储能项目，作为独立市场主体参与电力市场，不占用系统调峰能力，具备自主调峰调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。源能荷储一体化虚拟电厂是未来发展方向。
2.4 获利方式：响应辅助服务市场、独立参与电力市场
目前国内虚拟电厂运营商或负荷聚合商主要通过参与辅助服务市场、电力市场交易来获得盈利。
国内虚拟电厂实践主要是基于经济补贴的需求侧管理模式。虚拟电厂通过邀约和实时响应辅助服务市场的调峰、调频和调压等辅助服务来获取相应的经济补贴，根据需求响应指令来调控聚合的可调控资源来参与电网调度。
虚拟电厂可以作为独立主体参与电力市场交易，通过市场价格与内部成本的价差获得收益。虚拟电厂可参与的交易品种包括峰谷电价、现货交易、中长期交易等，且可以结合可调控资源选择可参与的交易类型进行产品组合交易。随着电力现货市场的完善和市场交易品种的增加，虚拟电厂参与市场交易规模将不断增长。
2.5 发展阶段：邀约型转向市场型，冀北、深圳走在前列
虚拟电厂发展分为三个阶段，分别为邀约型、市场型和自主型。目前我国虚拟电厂处于邀约型向市场型发展的阶段，主要通过政府机构或电力调度机构发出邀约信号，由负荷聚合商、虚拟电厂组织资源进行削峰、填谷等需求响应。
冀北虚拟电厂是国内首个虚拟电厂项目。2019年，冀北虚拟电厂示范工程成功投入运营，至今，已与3家运营商成功接入，汇聚了156个可调节资源，这些资源涵盖了蓄热式电锅炉、可调节的工商业用户等11类可调资源，总容量达35.8万千瓦，而调节能力则达到了20.4万千瓦。
广东虚拟电厂是首个调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例。根据5月26日广东电力现货市场数据，深圳能源通过虚拟电厂参加调度尚呈新能源蛤地智能充电站的实验，将50千瓦时电量从0时转移至4时，平均度电收益0.274元。
三、空间：2030年市场空间达1729亿元
3.1 预计2025/2030年虚拟电厂投资规模达805/1110亿元
全社会用电量和最高电力负荷持续增长。从2020年到2022年，全社会用电量增长1.1万亿千瓦时，CAGR为7.23%，最高电力负荷增长2.14亿千瓦，CAGR为9.49%，预计2023年全社会用电量将达到9.15万亿千瓦时，最高电力负荷将达到13.7亿千瓦。
2025年投资规模达805亿元。根据预测，2025/2030年最高电力负荷将达到16.1/22.2亿千瓦，按照5%的需求侧响应能力，到2025/2030年可调控负荷能力将达到0.805/1.11亿千瓦，考虑项目可行性，虚拟电厂构建的可调资源潜力按照响应能力需求容量、投资成本按1000元/千瓦计算，虚拟电厂的投资规模约为805/1110亿元。
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