電力調峰需求極速增長、峰谷價差不斷拉大的當下，以火電1/8左右投入成本實現(xiàn)火電調峰能力的虛擬電廠，拉開商用化序幕。

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什么是虛擬電廠？

(資料圖片僅供參考)

虛擬電廠是一種通過先進信息通信技術和軟件系統(tǒng)，實現(xiàn)分布式電源、儲能系統(tǒng)、可控負荷、微網(wǎng)、電動汽車等分布式能源資源的聚合和協(xié)調協(xié)同優(yōu)化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網(wǎng)運行的電源協(xié)調管理系統(tǒng)。虛擬電廠具有與電廠類似的功能，但沒有傳統(tǒng)意義上的廠房，故稱“虛擬電廠”。

它既可作為“正電廠”向系統(tǒng)供電或控制可調負荷調峰；又可作為“負電廠”加大負荷消納，配合系統(tǒng)填谷；既能快速響應指令，配合保障系統(tǒng)穩(wěn)定并獲得經(jīng)濟補償，也可等同于電廠參與容量、電量、輔助服務等各類電力市場獲得經(jīng)濟收益。

資料來源：國網(wǎng)上海經(jīng)研院

按照實際的組成，可將虛擬電廠劃分為電源型、負荷型、儲能型、混合型四類。1）電源型虛擬電廠：具有能量出售的能力，可以參與能量市場，并視實際情形參與輔助服務市場。2）負荷型虛擬電廠：具有功率調節(jié)能力，可以參與輔助服務市場，能量出售屬性不足。3）儲能型虛擬電廠：可參與輔助服務市場，部分時段也可以通過放電來出售電能。4）混合型虛擬電廠：全能型角色。

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為何此時推進虛擬電廠？

電力供需兩端的結構變化，使得當下電力系統(tǒng)調峰能力備受挑戰(zhàn)。

首先在供給端，由于順應雙碳政策，近些年我國電力結構中新能源占比不斷提升，風電、光伏發(fā)電裝機容量占比由2013年的7%提升至2022年的30%。發(fā)電量方面，據(jù)國家能源局，2022年全國風電、光伏發(fā)電量創(chuàng)新高，首次突破1萬億千瓦時，達1.19萬億千瓦時，占總用電量的13.8%，已接近全國城鄉(xiāng)居民生活用電量。風光發(fā)電隨機性、間歇性和波動性的特點，以及分布式新能源系統(tǒng)數(shù)量的增長，均對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出更高要求。

而在需求側，“十三五”以來，我國產業(yè)結構持續(xù)調整，第三產業(yè)及城鄉(xiāng)居民用電量占比不斷提升，已由2016年的27%提升至2022年的33%。與第二產業(yè)相比，第三產業(yè)和居民生活用電日負荷曲線的日負荷率更低、峰谷差更大。故隨著用電結構調整，我國用電側日內負荷的最高值與峰谷差都在不斷增大，電力系統(tǒng)調峰能力迎來挑戰(zhàn)。

來源：國家能源局、清能互聯(lián)

新型電力系統(tǒng)中，由于風電光伏的發(fā)電高峰與用戶用電高峰不匹配，新能源發(fā)電容易對電網(wǎng)造成巨大的沖擊，2022年我國有15個省份都存在電力缺口。從2022年各省份發(fā)電量和用電量的差額來看，全國有15個省份存在電力缺口，其中主要以廣東、浙江、江蘇、山東、河北為主。發(fā)電量盈余的地區(qū)主要是內蒙古、云南、山西、四川、新疆等地區(qū)。

因此，電力調峰成為當下的焦點，成本大幅低于火電廠的虛擬電廠或成最優(yōu)解。

2023年全國電力供需依舊呈現(xiàn)緊平衡態(tài)勢，電力峰谷差矛盾日益突出。峰谷差問題可以依靠多種手段緩解，但總體來看，隨著虛擬電廠技術日漸成熟，其將成為削峰填谷投資成本最低的手段。據(jù)國家電網(wǎng)測算，通過火電廠實現(xiàn)電力系統(tǒng)削峰填谷，滿足其經(jīng)營區(qū)5%的峰值負荷需要投資4000億，而通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等環(huán)節(jié)投資僅需500~600億元。

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推進進度如何？

政策不斷催化、經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)，虛擬電廠或迎來商業(yè)化元年。

首先，虛擬電廠有關政策進入密集發(fā)布期，加速行業(yè)發(fā)展。2021年國務院發(fā)布的《2030年前碳達峰行動方案》中提出，引導虛擬電廠參與新型電力系統(tǒng)靈活調節(jié)。2022年1月，發(fā)改委、能源局發(fā)布的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》指出要“開展各類資源聚合的虛擬電廠示范?！?/p>

此后各地虛擬電廠政策催化顯著加速。2022年6月，山西省能源局發(fā)布《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，為國內首份省級虛擬電廠運營管理文件，引導虛擬電廠規(guī)范入市。隨后，深圳、山東、上海、天津、湖南等地均出臺相關政策，加速推進虛擬電廠的建設進程。

2023年5月，發(fā)改委發(fā)布《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》、《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》，提出到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，其中“5%或以上”為首次提及。

當前，深圳建成了國內首家網(wǎng)地一體虛擬電廠運營管理云平臺，實現(xiàn)了負荷側可調節(jié)資源實時可觀、可測、可控、可調，實現(xiàn)可調節(jié)資源規(guī)?；尤?、有序充電、輔助調頻、削峰填谷等，打造“源-網(wǎng)-荷-儲協(xié)調互動”新模式。

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。40多家虛擬電廠參與方均接入深圳管理中心。

來源：深圳供電局

并且，2023年工商業(yè)儲能經(jīng)濟性或將顯著提升，進一步加速行業(yè)發(fā)展。

首先在收益端，機構預計峰谷電價差距將進一步拉大，分時電價機制也將得到完善，這可能為工商業(yè)儲能提供更大的經(jīng)濟收益。2022年7月至2023年7月，我國峰谷價差超過0.7元/kWh的省份從16個增加至19個。價差變化上，共有20個地區(qū)的峰谷價差增大，如江西省從0.3934/kWh提升至0.8225/kWh，山東省從0.7036/kWh提升至0.8102/kWh。

成本端方面，由于碳酸鋰等原材料價格的大幅下降以及制造業(yè)成本的持續(xù)下降，預計工商業(yè)儲能的投資成本將大幅降低。此外，其他成本方面也仍然具有降低的空間。

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市場多大？

當前虛擬電廠仍處于0到1的階段，2030年市場空間有望達千億。

短期只考慮輔助服務市場和現(xiàn)貨市場。據(jù)中電聯(lián)，預計2025年我國最高用電負荷為16.3億千瓦，在假設前提條件下，參考2021年廣東市場化需求響應運行中虛擬電廠作為聚合商收益分成比例為24%，華泰研究認為短期各地為鼓勵虛擬電廠發(fā)展，分成比例將略有提升，取30%；基于此，測算得到2025年國內虛擬電廠市場規(guī)模將達102億元。

參考國內目前電力系統(tǒng)市場化進度，當前虛擬電廠的盈利來源主要為需求側響應等輔助服務市場或政府補貼；隨著現(xiàn)貨市場在全國各地逐步推廣、新能源加速參與現(xiàn)貨交易，若2030年前后電能量市場、輔助服務市場、容量市場能夠形成，虛擬電廠盈利模式空間將會打開。電能量（現(xiàn)貨交易）市場規(guī)?；蚩蛇_939億元。輔助服務市場規(guī)?；蚩蛇_770億元。

國金證券同樣認為，在虛擬電廠建設投資方面，據(jù)中電聯(lián)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(jié)能力、投資成本1000元/千瓦計算，預計到2025年，虛擬電廠投資規(guī)模有望達到800億元。

虛擬電廠運營方面，參考目前峰值負荷時長水平，預計2025峰值負荷將達到50小時，對應2025年電網(wǎng)需求側響應電量40億千瓦時。目前我國虛擬電廠處于發(fā)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(yè)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(guī)模將達到50億元。

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相關企業(yè)又有哪些？

虛擬電廠產業(yè)鏈包括上游資源側、中游負荷聚合商和下游客戶。

1、上游資源側：“正/負”資源與儲能電站?！罢?負”資源中“正”指發(fā)電側，含分布式光伏、小型水電站與少數(shù)集中式發(fā)電廠；“負”指用電側，含居民、工業(yè)、充電樁、換電站與商業(yè)和建筑物等。

2、中游負荷聚合商：通過專業(yè)技術評估用戶的需求響應潛力，整合分散的需求響應資源來參與電力系統(tǒng)運營?？蔀榭蛻籼峁┬枨髠软憫?、參與電力市場進行價差套利與降低偏差考核費用三項服務。

下游客戶：主要含電網(wǎng)調度、用電用戶、售電公司與新能源電站四類客戶。

虛擬電廠產業(yè)鏈示意圖資料來源：華泰研究

隨虛擬電廠行業(yè)發(fā)展加速，各領域企業(yè)布局加速。虛擬電廠行業(yè)主要涉及三類企業(yè)：

1、電網(wǎng)系企業(yè)，主要依托電網(wǎng)系統(tǒng)建立自身競爭優(yōu)勢，如國電南瑞、國網(wǎng)信通等；

2、電力信息化企業(yè)，在智能計量、發(fā)電功率預測、提供解決方案等方面具備競爭優(yōu)勢，如東方電子、恒實科技、蘇文電能、國能日新、朗新科技、遠光軟件、安科瑞等；

3、具備豐富分布式資源的新能源企業(yè)，如晶科科技、南網(wǎng)能源、芯能科技等。

其中晶科科技、南網(wǎng)能源得益于分布式資源豐富，未來有望成為虛擬電廠聚合商。2022年11月，晶科科技旗下的綜合能源服務商晶科慧能以負荷聚合商身份組織晶科10MW/20MWh用戶側儲能項目全程參與虛擬電廠72小時試運行，驗證了該儲能項目除了兩充兩放的基本盈利模式外，還可參與調頻輔助服務獲得收益。而受益電價改革，背靠南方電網(wǎng)的南網(wǎng)能源2022年底工商業(yè)裝機達1360MV，2017~2022年復合增速為26.5%。

國能日新則是以發(fā)電功率預測產品為基，衍生出并網(wǎng)智能控制系統(tǒng)、電網(wǎng)新能源管理系統(tǒng)，近兩年以電力交易、儲能EMS、虛擬電廠相關創(chuàng)新產品為延伸，實現(xiàn)“源網(wǎng)荷儲”各環(huán)節(jié)覆蓋。目前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(yè)務。

國網(wǎng)信通在虛擬電廠的用戶用能數(shù)據(jù)分析、電力資源協(xié)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(wǎng)荷儲充一體化運行虛擬電廠運營平臺，平臺已接入華北輔助服務市場、天津虛擬電廠、上海虛擬電廠參與電網(wǎng)調節(jié)，實現(xiàn)面向企業(yè)園區(qū)、商業(yè)樓宇用戶的區(qū)域能源資源的優(yōu)化配置。

東方電子虛擬電廠業(yè)務涵蓋負荷聚合商級、園區(qū)級和城市級虛擬電廠，提前多年布局，目前已有成熟應用。2022年4月，上線的“粵能投”虛擬電廠管理平臺是公司服務負荷聚合商虛擬電廠的成功案例。

特銳德已經(jīng)建成虛擬電廠平臺，實現(xiàn)與16個網(wǎng)、省、地級電力調控中心或需求側管理中心的對接，2022年9月份，公司作為首批14家聚合商之一接入了國內首家虛擬電廠管理中心—深圳虛擬電廠管理中心，公司具備虛擬電廠條件的可調度的資源容量約為200萬KW，報告期內參與調度的容量超過40萬KW，參與調度電量超過7000萬度。

這些企業(yè)有望在虛擬電廠加速發(fā)展中，迎來一波市場機遇。

本文源自：全景網(wǎng)

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