发电行业报告:虚拟电厂全方位受益电改的服务商

报告出品方：华泰证券

以下为报告原文节选

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为什么需要虚拟电厂？

什么是虚拟电厂？
虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、储能和分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。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，配合系统填谷；既能快速响应指令，配合保障系统稳定并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。

虚拟电厂产业链包括：上游资源侧、中游负荷聚合商和下游客户。1）上游资源侧：“正/负”资源与储能电站。“正/负”资源中“正”指发电侧，含分布式光伏、小型水电站与少数集中式发电厂；“负”指用电侧，含居民、工业、充电桩、换电站与商业和建筑物等。2）中游负荷聚合商：通过专业技术评估用户的需求响应潜力，整合分散的需求响应资源来参与电力系统运营。可为客户提供需求侧响应、参与电力市场进行价差套利与降低偏差考核费用三项服务。3）下游客户：主要含电网调度、用电用户、售电公司与新能源电站四类客户。

按照实际的组成，可将虚拟电厂划分为电源型、负荷型、储能型、混合型四类。1）电源型虚拟电厂：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。2）负荷型虚拟电厂：具有功率调节能力，可以参与辅助服务市场，能量出售属性不足。3）储能型虚拟电厂：可参与辅助服务市场，部分时段也可以通过放电来出售电能。4）混合型虚拟电厂：全能型角色。

虚拟电厂：聚合正/负资源，在电力系统中寻找“套利”机会

灵活性：调峰、消纳能力突出，盈利模式多元。虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、储能和分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。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；还能快速响应指令，保障电力系统稳定运行。能够有效保障配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及电力系统需求的及时响应。除配合电网辅助电力调度外（当前主要盈利模式），现货市场逐步推广后虚拟电厂的收入会更多元，包括直接参与市场交易、帮助新能源电站/售电公司/电力用户降低偏差考核从而开源节流，当然这些盈利模式本质取决于电力体制改革的进程。

经济性：投入成本约为火电厂的 1/8~1/7。2023 年全国电力供需呈现紧平衡态势，电力峰谷差矛盾日益突出。峰谷差问题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术日渐成熟，其将成为削峰填谷投资成本最低的手段。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。

为什么过去不需要，但现在需要虚拟电厂？
供给侧：新能源发电比例日益提升，对电力系统调节灵活性要求更高

2022 年我国电力装机结构中新能源占比已达 30%，且未来仍有提升空间，电力系统调节压力增大。顺应双碳政策，近些年我国电力结构中新能源占比不断提升，风电、光伏发电装机容量占比由 2013 年的 7%提升至 2022 年的 30%。发电量方面，据国家能源局，2022年全国风电、光伏发电量创新高，首次突破 1 万亿千瓦时，达 1.19 万亿千瓦时，占总用电量的 13.8%，已接近全国城乡居民生活用电量。风光发电随机性、间歇性和波动性的特点，以及分布式新能源系统数量的增长，均对电力系统灵活调节能力提出更高要求。

需求侧：第三产业+居民用电占比持续提升，电力系统调峰能力迎来挑战产业结构调整进行时，电网面临最高负荷继续攀升、峰谷差不断拉大的挑战。“十三五”以来，我国产业结构持续调整，第三产业及城乡居民用电量占比不断提升，已由 2016 年的27%提升至 2022 年的 33%。与第二产业相比，第三产业和居民生活用电日负荷曲线的日负荷率更低、峰谷差更大。故随着用电结构调整，我国用电侧日内负荷的最高值与峰谷差都在不断增大，电力系统调峰能力迎来挑战。

2022 年以来各省市规划不断落地，政策催化虚拟电厂发展

虚拟电厂有关政策进入密集发布期，行业发展加速。2021 年国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》中提出，引导虚拟电厂参与新型电力系统灵活调节。2022 年 1 月，发改委、能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》指出要“开展各类资源聚合的虚拟电厂示范。”。
此后各地虚拟电厂政策催化显著加速。2022 年 6 月，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，为国内首份省级虚拟电厂运营管理文件，引导虚拟电厂规范入市。随后，深圳、山东、上海、天津、湖南等地均出台相关政策，加速推进虚拟电厂的建设进程。
2023 年 5 月，发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，提出到 2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上，其中“5%或以上”为首次提及。

我国虚拟电厂正在由邀约型向市场型过渡，虚拟电厂试点项目加速建设

虚拟电厂的发展可分为三个阶段，收入来源随之不断丰富。第一个阶段为邀约型阶段，在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。第二个阶段是市场型阶段，在电能量现货市场、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实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。
第三个阶段是未来的虚拟电厂，可称之为跨空间自主调度型虚拟电厂。随着虚拟电厂聚合的资源种类越来越多、数量越来越大、空间越来越广，其中既包含可调负荷、储能和分布式电源等基础资源，也包含由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。

我国虚拟电厂起步于“十三五”时期，已建成多个试点项目，正由邀约型向市场型过渡。“十三五”期间我国江苏、上海、河北、山东等地相继开展了需求响应和虚拟电厂的试点项目。

该阶段的虚拟电厂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，最后获取激励补偿。“十四五”期间，我国各地虚拟电厂试点项目建设明显加速，正逐步实现向市场型阶段转变，聚合“正/负”资源与储能电站，参与辅助服务市场或现货市场交易并获得收入。

海外经验：他山之石，可以攻玉

虚拟电厂自 21 世纪初在德国、英国、西班牙、法国、丹麦等欧洲国家开始兴起，同期北美推进相同内涵的“电力需求响应”。目前虚拟电厂理论与实践在发达国家已成熟，且各国各有侧重。美国以可控负荷为主；以德国为代表的欧洲国家以分布式电源为主；澳大利亚以用户侧储能为主。
德国：以分布式电源为主，主要通过电力交易获取收入

德国虚拟电厂起源于 2000 年，聚焦分布式电源。全球首个虚拟电厂诞生于 2000 年，德国、荷兰、西班牙等 5 国 11 家公司共同启动虚拟电厂项目 VFCPP，搭建了由 31 个分散且独立的居民燃料电池热电联产（CHP）系统构成的虚拟电厂。德国高分布式能源占比的特点决定了其虚拟电厂以分布式电源的聚合为主。
电力系统拆分为虚拟电厂发展提供良好环境，德国虚拟电厂运营商主要分为独立虚拟电厂运营商、大型电力公司和新型市场参与者，可参与欧洲所有平衡市场。德国《能源经济法》提出了电力系统拆分的要求，将发电、输电、配电和售电分开，为新的市场参与者提供了公平的环境。独立虚拟电厂运营商指独立聚合商，不隶属于传统电力供应商。大型电力公司则将自己的发电资源以及可能的负荷用户和发电机组聚合到虚拟电厂当中。新型市场参与者如小规模分布式能源资源的制造商，主要将其用户的资源聚合到虚拟电厂当中。运营范围方面，欧洲有约 20 家电力交易所，在统一电力市场框架下，各国电网调度与交易独立运营，而电力交易中心一般采用多国联合的方式。欧洲互联电网已经连接整个欧洲和邻近大陆的部分地区。

Next Kraftwerke：欧洲最大的虚拟电厂。
公司创立于 2009 年，前身是德国清洁技术公司 Next Kraftwerke GmbH，主营业务为应急发电机、风力涡轮机和沼气发电厂的聚合工作，从而弥补电网波动。2011 年，公司研发的虚拟电厂平台首次投入测试，完成了从可再生能源到输电网运营商的储能运输控制。2020年，公司和东芝成立合资企业，拓宽虚拟电厂在日本的业务布局。2021 年，公司被壳牌公司以现金全资收购。据公司官网，截至 4Q22，公司共运营 15346 个分布式能源单元，接入发电装机容量 12294 兆瓦，2019 年参与电力交易量 15.1TWh。2020 年公司实现近 6 亿欧元收入，2013~2020 年复合增速为 29%。

公司的盈利模式主要为：1）作为可再生能源电力交易商，将风电、光伏等零或低边际成本的发电资源参与中长期、现货等电力市场交易；2）基于日前市场 24 次、日内市场 96 次的价格波动，调节分布式电源的出力、负荷用电时间，实现高峰售电、低谷用电；3）利用微燃机、生物质发电等启动速度快、出力灵活的特点，在七个欧洲输电系统运营商（TSO）区域提供调频等电网辅助服务获取收益。

美国：以可控负荷为主，主要通过需求响应获取收益

美国虚拟电厂起步于 90 年代初，强调需求响应。美国在 21 世纪 80 年代就开始了对电力市场的改革，首个虚拟电厂出现于 90 年代初。由于零售电价不断提升，光伏成本下行趋势下户用光伏装机占比提高，故美国虚拟电厂聚焦于需求响应，即通过控制电力价格、根据电力政策的动态变化引导电力用户改变其固有的习惯用电模式，从而降低用电负荷或获取用户手中的储能，保证电网系统稳定性。

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