從虛擬電廠商業(yè)模式看千億空間

1、目錄2技術角度看虛擬電廠商業(yè)角度看虛擬電廠投資建議與風險提示013技術角度看虛擬電廠1.1 虛擬電廠定義：核心是聚合和協(xié)調(diào)控制核心虛擬電廠(VPP)的核心為“通信”和“聚合”。虛擬電廠通過邊緣智 能和物聯(lián)網(wǎng)技術，將分布式電源(DG)可控負荷、儲能、電動汽車等 分散在電網(wǎng)的分布式供能(DER)聚合和協(xié)調(diào)優(yōu)化，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(diào)管理系統(tǒng)。等“產(chǎn)銷者”分布式電源規(guī)模小、分布廣、種類多，在分布式能源有間歇性時， 調(diào)節(jié)分布式電源 虛擬電廠通過儲能把它們組織起來，提高新能源的利用率。另外， 最大程度地平抑新能源自力的強隨機波動性，為電網(wǎng)提供調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務。在冬夏兩季用

2、電高峰期，虛擬電廠控制系統(tǒng)通過AI和遠程控制，在 調(diào)節(jié)可控負荷、 不影響人體舒適度的情況下，調(diào)節(jié)空氣溫度；在不影響樓宇安全的 儲能、電動汽車 情況下，調(diào)節(jié)電梯運行方式；調(diào)節(jié)樓宇中的儲能設備；將周邊樓宇充電樁的充電模式由快充變成慢充等等，通過虛擬電廠將閑散電集 中起來，達成與常規(guī)發(fā)電廠類似的效果，從而緩解部分地區(qū)的用電 緊張。而這些提供電能的樓字，以出售電價的形式獲得補償。虛擬電廠的定義：虛擬電廠是一種物聯(lián)網(wǎng)技術，將不同空間的可調(diào)節(jié)負荷、儲能側和電源側等資源聚合起來，實現(xiàn)自主協(xié)調(diào)優(yōu)化控制，聚合 參與電力系統(tǒng)運行和電力市場交易。虛擬電廠的核心功能是調(diào)節(jié)分布式電源、儲能和可控負荷。1）調(diào)節(jié)分布式電源

3、：分布式電源規(guī)模小、分布廣、種類多，虛擬電廠通過儲能把分布式電源組織起來，平抑出力波動并進行統(tǒng)一調(diào)控。2）調(diào)節(jié)柔性負荷、儲能、電動汽車等：比如在冬夏兩季用電高峰期，虛擬電廠控制系統(tǒng)通過AI和遠程控制，在不影響人體舒適度的情況下， 調(diào)節(jié)空氣溫度；在不影響樓宇安全的情況下，調(diào)節(jié)電梯運行方式；調(diào)節(jié)樓宇中的儲能設備；將周邊樓宇充電樁的充電模式由快充變成慢充等。虛擬電廠示意圖虛擬電廠核心及功能核心及功能內(nèi)容41.2 虛擬電廠發(fā)展背景：用電尖峰負荷持續(xù)提升電能在能源消費中所占的比例不斷增大，將由2020年的26%提升至2060年的70%。電能替代是實現(xiàn)碳中和的主要手段之一， 2022年3月，國家發(fā)改委等十

4、部門聯(lián)合發(fā)布關于進一步推進電能替代的指導意見，明確提出到 2025年，電能占終端能源消費的比重達到30%左右。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，預計到2060年電力占終端能源消費比重將提升至 70%。全社會用電量持續(xù)提升，用電尖峰負荷水漲船高。2021年，全社會用電量達到8.3萬億度，同比增長11%；全國主要電網(wǎng)最高用電負荷合計達到11.9億千瓦，隨之同比增長11%。1710.7* 全社會用電量：萬億度5.55.55.96.36.87.37.58.30244567892014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021全社會用電量（萬億度）YoY碳中和階段電力占終端能源

5、消費比重將提升至702014-2021年全社會用電量情況2014-2021年全國主要電網(wǎng)最高用電負荷情況8.08.08.69.39.910.5 10.811.9024681012789610811101212132014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021全國主要電網(wǎng)最高用電負荷（億千瓦)YoY51.2 虛擬電廠發(fā)展背景：能源電力保供形勢復雜嚴峻 今年入暑以來，多個省份用電負荷創(chuàng)歷史新高，能源電力 保供形勢復雜嚴峻。各地紛紛強化電力需求側管理，制定 有序用電方案，部分地區(qū)陸續(xù)開始實質(zhì)限電。江蘇、浙江、 四川、安徽等省份均不同程度上發(fā)布了限電通知。8月14日，四

6、川省發(fā)布關于擴大工業(yè)企業(yè)讓電于民實施 范圍的緊急通知，對四川電網(wǎng)有序用電方案中所有工業(yè) 電力用戶（含白名單重點保障企業(yè)）實施生產(chǎn)全停（保安 負荷除外），放高溫假，讓電于民，時間從8月15日至20 日，共持續(xù)6天。8月15日，四川召開電力保供調(diào)度會，會議指出，預計全省最大用電負荷將比去年同期增加25%，四川的電力供需形勢已由7月份的高峰時期電力“緊缺”， 轉(zhuǎn)變?yōu)槿祀娏﹄娏俊半p缺”局面。8月16日晚，重慶市經(jīng)濟和信息化委員會、國網(wǎng)重慶電力 公司聯(lián)合發(fā)布關于擴大工業(yè)企業(yè)讓電于民實施范圍的緊 急通知，啟動有序用電一級方案，納入有序用電方案的 所有電力用戶必須全部參與執(zhí)行(保安負荷除外)，時間從 8月

7、17日至24日，持續(xù)8天，加之重慶市北碚區(qū)此前發(fā)布 的限電令，重慶部分地區(qū)的限電時間長達11天。安達市人民政府6月28日安達市2022年有序用電工作方案大興安嶺發(fā)改委5月25日大興安嶺地區(qū)2022年有序用電方案牡丹江市發(fā)改委5月16日牡丹江供電區(qū)2022年有序用電方案黑河市人民政府5月16日黑河市2022年“迎峰度夏”有序用電方案雙鴨山市發(fā)改委5月13日雙鴨山市2022年有序用電方案哈爾濱市工信局5月11日哈爾濱市2022年有序用電工作方案山東省能源局6月7日2022年全省迎峰度夏有序用電方案省份發(fā)布單位時間政策文件重慶國網(wǎng)重慶電力公司等8月16日關于擴大工業(yè)企業(yè)讓電于民實施 范圍的緊急通知四

8、川國網(wǎng)四川省電力公司等8月14日關于擴大工業(yè)企業(yè)讓電于民實施范圍的緊急通知安徽安徽省人民政府辦公廳8月11日關于深入開展全民節(jié)電行動的通知浙江浙江省發(fā)改委8月6日關于同意啟動C級有序用電的函遼寧遼寧省工信廳6月24日2022年遼寧省有序用電方案上海上海市經(jīng)濟信息化委6月21日2022年上海市迎峰度夏有序用電方案內(nèi)蒙古內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局6月2日蒙西電網(wǎng)有序用電方案（2022年版） 蒙東電網(wǎng)有序用電方案（2022年版）黑龍江山東2022年部分省市有序用電相關政策61.2 虛擬電廠發(fā)展背景：新型電力系統(tǒng)要求大力提升需求側負荷彈性新型電力系統(tǒng)下的能源保供工作要求大力提升電力負荷的彈性。充分發(fā)掘需求側可

9、控負荷、可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡、儲能等資源的靈活調(diào)節(jié)潛力，加強電力需求側與電力生產(chǎn)和供應側的協(xié)同互動， 鼓勵以負荷聚合商、虛擬電廠等方式聚合需求側資源參與需求響應，追蹤可再生能源出力，為系統(tǒng)提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務。在保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的同時，電力需求響應還可通過引導需求側電力負荷與供給側新能源出力曲線的趨同，促進可再生能源電力的規(guī)?；{。需求側響應及虛擬電廠相關政策時間政策內(nèi)容72022年1月“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃開展工業(yè)可調(diào)節(jié)負荷、樓宇空調(diào)負荷、大數(shù)據(jù)中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網(wǎng)(V2G)能量互動等各類資源聚臺的虛擬電廠示范。2022年1月制機制和政策措施的意見關于完

10、善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體 拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側資源并組織其參與需求響應，支持用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發(fā)電等用戶側可調(diào)節(jié)資源，以及負荷聚合商、虛擬電廠運營商、綜合能 源服務商等參與電力市場交易和系統(tǒng)運行調(diào)節(jié)。2022年1月場體系的指導意見關于加快建設全國統(tǒng)一電力市 引導各地區(qū)根據(jù)實際情況，建立市場化的發(fā)電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調(diào)節(jié) 電源的投資建設2021年7月2021年3月關于加快推動新型儲能發(fā)展的 鼓勵聚合利用不間斷電源、電動車、用戶側儲能等

11、分散式儲能設施。依托大數(shù)據(jù)、云計算、人工智能、指導意見區(qū)塊鏈等技術，結合體制機制綜合創(chuàng)新，探素智慧能源、虛擬電廠等多種商業(yè)模式。關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和 充分發(fā)揮負荷側的調(diào)節(jié)能力。依托“云大物移智鏈”等技術，進一步加強源網(wǎng)荷儲多向互動，通過虛擬 多能互補發(fā)展的指導意見電廠等一體化聚合模式，參與電力中長期、輔助服務、現(xiàn)貨等市場交易，為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)支撐能力1.3 虛擬電廠：挖掘負荷調(diào)節(jié)能力，兼具靈活性與經(jīng)濟性需求側：尖峰負荷規(guī)模持續(xù)增加，但單次持續(xù)時間短、出現(xiàn)頻次低、累計持續(xù)時間短，每年95%以上峰值負荷不超過50小時。供給側：若一味通過擴建電廠來滿足尖峰時段的用電需求，便會在用電低谷期產(chǎn)生巨

12、大浪費，新型電力系統(tǒng)亟需挖掘負荷側調(diào)節(jié)能力來應對 發(fā)、用電實時平衡；虛擬電廠聚沙成塔的技術逐漸成熟。虛擬電廠能夠調(diào)動負荷側資源，兼具靈活性與經(jīng)濟性。經(jīng)濟性：據(jù)國家電網(wǎng)測算，若通過建設煤電機組滿足其經(jīng)營區(qū)5%的峰值負荷需求，需要電廠及配套電網(wǎng)投資約4000億元；若建設虛擬電廠， 建設、運維和激勵的資金規(guī)模僅為400-570億元，成本僅為1/7至1/10。尖峰負荷特點滿足5峰值負荷不同投資方案對比400-57081.3 虛擬電廠：挖掘負荷調(diào)節(jié)能力，兼具靈活性與經(jīng)濟性虛擬電廠能夠調(diào)動負荷側資源，兼具靈活性與經(jīng)濟性。靈活性：建設虛擬電廠前，分布式能源、儲能、可控負荷、充電樁等一般體量較小，不具備準入市

13、場化交易的資格；分布式能源容量小、數(shù) 量大、分布不均、管理困難，且可能對電網(wǎng)穩(wěn)定運行帶來沖擊；建設虛擬電廠后，多種負荷通過多能互補等方式提升能源輸出穩(wěn)定性，通過 能效管理等方式提升綜合能效水平，還可以通過參與需求響應、輔助服務獲取獲取補貼或參與市場化交易直接獲取利潤。虛擬電廠建設前后效益分析虛 擬 電 廠 建 設 前9虛 擬 電 廠 建 設 后1.4 產(chǎn)業(yè)鏈條梳理：上游為分布式資源，下游為電網(wǎng)及其他電力需求方10資料來源：華西證券研究所整理下游中游通信 信息化技術 智能化設備大數(shù)據(jù) 邊緣計算分布式電源儲能資源可控負荷電網(wǎng)公司資源通信、IT聚合商電力需求方上游資源聚合商虛擬電廠運營參與電力市場的

14、主體電力輔助服務電力交易市場收益分成獲取收益按功能不同，虛擬電廠可劃分為技術型虛擬電廠和商業(yè)型虛擬電廠。從商業(yè)型虛擬電廠的產(chǎn)業(yè)鏈來看：虛擬電廠的上游為分布式電源、儲能資源和可控負荷， 中游是通信、信息化技術、智能化設備等IT資源提供商以及資源聚合商（即虛擬電廠 運營方），下游是電網(wǎng)公司及參與電力市場的其他售電公司、用戶等。虛擬電廠的基本商業(yè)模式為：資源聚合商通過電力交易市場或輔助服務獲得收益，再與上游的分布式資源所有者進行收益分成。虛擬電廠產(chǎn)業(yè)鏈組 合 方 式儲能主要產(chǎn)品為輔助服務，調(diào)峰、調(diào)頻柔性負荷產(chǎn)品為輔助服務，性能取決于柔性負荷功率柔性調(diào)節(jié)能力 分布式電源主要產(chǎn)品為電能量，也可包括輔助服

15、務分布式電源+儲能產(chǎn)品為電能量，也包括輔助服務，取決于儲能配置多寡分布式電源+柔性負荷 主要產(chǎn)品為電能量，也可包括輔助服務，取決于柔性負荷配置多寡柔性負荷+儲能主要產(chǎn)品為輔助服務+儲能主要產(chǎn)品可為電能量和輔助服務，取決于各種資源的配置情況1.5 發(fā)展趨勢1：聚合資源從負荷側向儲能、分布式光伏等推進種類說明“負荷類” 虛擬電廠指虛擬電廠運營商聚合其綁定的具備負荷調(diào)節(jié)能力 的市場化電力用戶（包括電動汽車、可調(diào)節(jié)負荷、 可中斷負荷等），作為一個整體（呈現(xiàn)為負荷狀態(tài)） 組建成虛擬電廠，對外提供負荷側靈活響應調(diào)節(jié)服 務?！耙惑w化” 虛擬電廠指列入“源網(wǎng)荷儲一體化”試點項目，建成后新能源、用戶及配套儲能項

16、目通過虛擬電廠一體化聚合， 分布式電源+柔性負荷作為獨立市場主體參與電力市場，原則上不占用系 統(tǒng)調(diào)峰能力，具備自主調(diào)峰、調(diào)節(jié)能力，并可以為 公共電網(wǎng)提供調(diào)節(jié)服務。目前我國虛擬電廠聚合的資源集中在負荷側，對分布式光伏等資源的接入及預測能力不足。從聚合的資源來看，主要以負荷側可調(diào)資源為主，尤其是工業(yè)負荷、商業(yè)樓宇空調(diào)負荷、蓄熱式電采暖為主，外加一些充電樁和儲能車等資 源，而對于容量大、資源多而廣的分布式光伏等可再生能源不可控，且精準預測能力不足。下一階段虛擬電廠將大力推進分布式光伏等資源的接入聚合。在山西省提出 虛擬電廠建設與運營管理實施方案中，按照虛擬電廠聚合優(yōu)化的資源類別不同，將虛擬電廠分為“

17、負荷類”虛擬電廠和 “一體化”虛擬電廠兩類。其中“一體化”虛擬電廠指列入“源網(wǎng)荷儲一體化”試點項目，可以作為獨立市場主體參與電力市場，具備自主 調(diào)峰、調(diào)節(jié)能力，并可以為公共電網(wǎng)提供調(diào)節(jié)服務。分布式光伏等資源加入虛擬電廠后，不僅能使虛擬電廠的靈活性和可調(diào)性得到增強，還使得虛擬電廠具備真正的發(fā)電能力，能夠更好地參與電力交易市場或?qū)崿F(xiàn)隔墻售電。負荷類虛擬電廠&一體化虛擬電廠聚合資源種類的不同決定了虛擬電廠能提供的產(chǎn)品服務種類不同111.5 發(fā)展趨勢1：聚合資源從負荷側向儲能、分布式光伏等推進儲能將作為虛擬電廠中重要的靈活性資源。用戶負荷存在自身負荷特性及其可調(diào)節(jié)性方面的限制，單獨的虛擬電廠運營主體在

18、電 力直接交易及輔助服務市場中容易出現(xiàn)偏差，可能直接導致經(jīng)濟損失；而儲能作為重 要的靈活性資源，是應對這種偏差的必要手段。另外儲能能幫助虛擬電廠更好的參與峰谷電價差套利等，增強虛擬電廠的盈利能力。含規(guī)模化電池儲能系統(tǒng)的商業(yè)型虛擬電廠系統(tǒng)結構儲能系統(tǒng)極大降低調(diào)峰能力/靈活性不足概率121.5 發(fā)展趨勢2：以點到面，參與大電網(wǎng)互動我國虛擬電廠目前總體處于試點示范階段。目前開展虛擬電廠試點最具特色的省份包括上海、冀北、廣東、山東等。上海主要以聚合商業(yè)樓 宇空調(diào)資源為主開展虛擬電廠試點，冀北主要參與華北輔助服務市場為主，廣東主要以點對點的項目測試為主，山東試點項目目標是開展現(xiàn) 貨、備用和輔助服務市場三

19、個品種交易、完成現(xiàn)貨和需求響應兩個機制銜接及建設一個虛擬電廠運營平臺。省級層面需要建立統(tǒng)一的虛擬電廠平臺，將分散的不同市場主體接入到統(tǒng)一虛擬電廠運營管理平臺上，實現(xiàn)與大電網(wǎng)的互動控制。虛擬電廠運營平臺將是一個長期演進迭代的過程，跟隨虛擬電廠業(yè)態(tài)的不斷成熟從運營平臺到綜合業(yè)務支撐平臺再到能源互聯(lián)網(wǎng)方向發(fā)展。虛擬電廠整體商業(yè)架構向平臺式發(fā)展山東虛擬電廠試點目標包含一個虛擬電廠運營平臺建設13山 東 虛 擬 電 廠 試 點三 個 目 標開展3個品種交易現(xiàn)貨能量市場交易備用容量市場交易輔助服務市場交易完成2個 機制銜接虛擬電廠報價報量&日 前現(xiàn)貨的機制銜接虛擬電廠報價報量&需 求側管理的機制銜接建設1

20、個 運營平臺建設資源準入、聚合 調(diào)節(jié)、代理交易、分 攤結算的虛擬電廠運 營技術支撐平臺。1.5 發(fā)展趨勢2：以點到面，參與大電網(wǎng)互動14資料來源：華西證券研究所整理用戶關聯(lián) 報價信息計量信息交易信息 交易結果計算結果 偏差信息電力交易平臺市場化交易直控虛擬電廠非直 控 虛擬 電廠分 布 式可 控 負 荷儲 能輔助服務發(fā)電計劃用戶關聯(lián) 響應潛力執(zhí)行反饋數(shù)據(jù)上傳 執(zhí)行反饋需求傳導 策略下達能源控制需求響應輔助服務系統(tǒng)管理虛擬電廠運營管理平臺調(diào)度系統(tǒng)能源監(jiān)控能源控制能源互動能源終端直控虛擬電廠非直 控 虛擬 電廠分 布 式可 控 負 荷儲能交易&調(diào)度省級虛擬 電廠運營 管理平臺小型虛擬 電廠&聚合資

21、源大型商業(yè) 虛擬電廠電網(wǎng)交易中心&調(diào)度電網(wǎng)三產(chǎn)&大型售電公司其他虛擬電廠運營方虛擬電廠技術提供方分布式電源&儲能&可控負荷我們推測，未來的虛擬電廠運行架構中主要包含4層架構&5類角色。未來虛擬電廠運行架構與參與角色1.6 案例：山西省虛擬電廠建設與運營管理實施方案要點解讀技術要求層面內(nèi)容資源聚合能力調(diào)節(jié)容量初期20MW，且最大用電負荷的10響應時長具備按照調(diào)節(jié)容量要求持續(xù)參與響應2 小時的能力調(diào)節(jié)響應能力調(diào)節(jié)速率（調(diào)節(jié)容量*3）/分鐘，并0.6 兆瓦/分鐘;響應時間虛擬電廠調(diào)節(jié)出力應與指令調(diào)節(jié)方向一致，且可在120 秒內(nèi)跨出調(diào)節(jié)死區(qū)調(diào)節(jié)精度偏差率=（實際電量-計劃電量）/（日前申報調(diào)節(jié)容量0.

22、25 小時）100。以每15 分鐘為一個時段計算偏差率并進 行考核，要求“負荷類”虛擬電廠15 ，“一體化”虛擬電廠不超過10。數(shù)據(jù)交互要求數(shù)據(jù)接入要求、通信接口要求、安全防護要求、網(wǎng)絡傳輸要求、計量采集要求五方面2022年6月23日，山西省提出 虛擬電廠建設與運營管理實施方案，引導虛擬電廠規(guī)范入市。山西省虛擬電廠建設與運營管理實施方案要點基本分類：按照虛擬電廠聚合優(yōu)化的資源類別不同，將虛擬電廠分為“負荷類”虛擬電廠和“一體化”虛擬電廠兩類。資質(zhì)要求：“負荷類”虛擬電廠運營商應是具有山西電力市場交易資格的售電公司或電力用戶；“一體化”虛擬電廠運營商應是“一體化”項目主體或者授權代理商，并具有山

23、西電力市場售電資格?？蓞⑴c的電力市場：建設初期，“負荷類”虛擬電廠參與中長期、現(xiàn)貨及輔助服務市場，“一體化”虛擬電廠參與現(xiàn)貨及輔助服務市場，后 期視電力市場發(fā)展情況適時進行調(diào)整。虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場時，僅參與日前現(xiàn)貨市場，實時現(xiàn)貨市場中作為固定出力機組參與出清，待條 件具備后，再參與實時現(xiàn)貨市場。技術要求：虛擬電廠應具備發(fā)用電調(diào)節(jié)和需求響應能力，提供削峰填谷、調(diào)頻、備用等服務，其聚合的資源應符合電網(wǎng)接入規(guī)范、滿足電網(wǎng) 安全技術要求。虛擬電廠可基于省級智慧能源綜合服務平臺建設技術支持系統(tǒng)，也可以獨立建設技術支持系統(tǒng)，但應接入省級智慧能源綜合 服務平臺。151.6 案例：“粵能投”虛擬電廠運營平臺

24、“粵能投”虛擬電廠管理平臺是南方電網(wǎng)首個基于市場交易規(guī)則設計的虛擬電廠?！盎浤芡丁碧摂M電廠管理平臺按照廣東電力市場規(guī)則要求，創(chuàng)建完整商業(yè)模式，以省、地、區(qū)、站點的分層模式打造“網(wǎng)格式”服務，提供 日前邀約、日內(nèi)可中斷、實時直控三類產(chǎn)品，依據(jù)客戶類型打造直控與非直控響應能力，確保做到“可觀、可測、可調(diào)、可控”。目前已簽約近800個電力用戶，覆蓋儲能、工商業(yè)負荷、充電樁、智慧用電設施等各類柔性負荷資源，注冊響應容量接近4GW，負荷聚合商 及大用戶均可加入平臺。下一階段，平臺將大力推進光伏等資源接入，預計2022年底聚合可緊急靈活調(diào)配柔性負荷資源1.18GW，全力支撐 廣東電網(wǎng)構建不低于最高負荷3%

25、5%的總體響應規(guī)模目標。平臺預計將持續(xù)孵化虛擬電廠相關產(chǎn)品，并推動在南方電網(wǎng)五省復用?；浤芡短摂M電廠管理平臺開通互聯(lián)網(wǎng)上線粵能投獲得綜合智慧能源優(yōu)秀示范項目獎牌161.6 案例：國網(wǎng)冀北虛擬電廠示范工程國網(wǎng)冀北泛在電力物聯(lián)網(wǎng)虛擬電廠，啟動于2019年12月，是業(yè)內(nèi)公認的國內(nèi)首個虛擬電廠。該示范工程一期實時接入與控制蓄熱式電采暖、可調(diào)節(jié)工商業(yè)、智能樓宇、智能家居、儲能、電動汽車充電站、分布式光伏等11類19家泛在 可調(diào)資源，容量約160WM，涵蓋張家口、秦皇島、廊坊三個地市。冀北虛擬電廠整體分三級架構。下層靈活性資源將自身各類量測信息上報虛擬電廠，交易中心和電網(wǎng)中心向虛擬電廠下發(fā)電價激勵與控制指

26、令；虛擬電廠進行信息整合與實時校正，并進行優(yōu)化調(diào)度，自上而下控制分布式靈活資源。冀北虛擬電廠智能管控平臺是整個示范項目的“智慧大腦”，可實現(xiàn)設備數(shù)據(jù)和互動信息的計算、存儲，集成能源運行管理、交易、服務功 能，整合優(yōu)化各類可調(diào)資源與電力系統(tǒng)實時交互。國家冀北電力示范工程三級架構冀北虛擬電廠智能管控平臺171.7 虛擬電廠核心競爭力體現(xiàn)在技術與資源虛擬電廠關鍵技術體系虛擬電廠在電網(wǎng)中的基本架構客戶資源：虛擬電廠本質(zhì)是化零為整，聚沙成塔；拉足夠多客戶做聚合，聚合的靈活性資源越多，調(diào)節(jié)能力就越強；同時客戶資源意味著數(shù)據(jù) ，意味著能鎖定優(yōu)質(zhì)客戶并開展精準營銷，形成一定的先發(fā)優(yōu)勢。技術層面：虛擬電廠的主要

27、技術包括計量技術、通信技術、智能調(diào)度決策技術、信息安全防護技術等。目前大部分虛擬電廠試點實現(xiàn)了初步 的用戶用能監(jiān)測，鮮有項目實現(xiàn)虛擬電廠的優(yōu)化調(diào)度及對分布式能源的閉環(huán)控制。調(diào)度know-how：我們認為，在虛擬電廠控制各種分布式能源發(fā)電設備、儲能系統(tǒng)以及可控負荷的過程中，充分了解每種負荷的調(diào)節(jié)及控制 方式并對其協(xié)調(diào)控制是關鍵和難點。虛擬電廠需要服從電網(wǎng)的調(diào)度指令，同時通過類似于調(diào)度的手段去做調(diào)節(jié)，我們認為其與調(diào)度密切相關。 因此，過去在調(diào)度方面有積累的企業(yè)具有優(yōu)勢。180219商業(yè)角度看虛擬電廠2.1 虛擬電廠業(yè)務場景虛擬電廠的主要業(yè)務場景包含輔助服務、需求響應、市場化交易、能效管理。在現(xiàn)階段

28、，虛擬電廠更多的是通過調(diào)度靈活性資源提供需求響應及輔助服務。隨著電力市場機制的逐步完善以及售電市場的建設，以虛擬電廠為 核心的售電公司將逐步參與電力市場化交易。需求響應&輔助服務：通過價格補償機制引導參與市場，獲取補貼收益。補償來源方面，根據(jù)2021年新版電力輔助服務管理辦法，輔助服 務費用按照“誰受益、誰承擔”的原則；用戶可結合自身負荷特性，承擔必要的輔助服務費用或按照貢獻獲得經(jīng)濟補償。對于不具備提供調(diào)節(jié) 能力或調(diào)節(jié)能力不足的電力用戶、聚合商、虛擬電廠應參與分攤電力輔助服務費用，或通過購買電力輔助服務承擔電力輔助服務責任。市場化交易：虛擬電廠可以通過虛擬電廠管理平臺參與市場化交易，獲得代理服

29、務費或收益分成，也可針對內(nèi)部負荷開展電量銷售、結算等。能效管理：階梯電價下，虛擬電廠作為一個聚合整體可以通過進行內(nèi)部優(yōu)化調(diào)度為簽約的高耗能用戶節(jié)省電費，拿取分成。虛擬電廠參與電力交易能效管理流程示意圖20自備電廠傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷工商業(yè)可中斷負荷 電動汽車充電網(wǎng)絡 聚合商、虛擬電廠等2021年新版電力輔 發(fā) 助服務管理辦法擴 電 大輔助服務提供主體廠2.2 盈利能力催化1：完善專項政策，進一步明確商業(yè)模式需求響應備用調(diào)峰調(diào)頻現(xiàn)貨市場江蘇上海冀北廣東準備中山東21國家及各省份積極推動需求響應、輔助服務政策完善，虛擬電廠參與各類電力市場的身份仍需進一步開放。需求響應方面：上海、江蘇、廣東、浙江、山

30、東、河南等14個省區(qū)出臺了需求響應新政策。輔助服務方面：2021年12月，國家能源局關于印發(fā)新版電力輔助服務管理辦法，進一步擴大電力輔助服務新主體、豐富電力輔助服務 新品種、完善用戶分擔共享及市場形成價格新機制。目前江蘇、湖北、遼寧、湖南、河南、安徽、福建、貴州、江西等省區(qū)，以及東北、華 東等五大區(qū)域出臺或?qū)﹄娏o助服務政策進行了修訂。同時，華北、華中、浙江、江蘇等地能源主管部門開放了虛擬電廠等第三方主體和用戶 資源參與調(diào)峰輔助服務身份。虛擬電廠政策還有待完善，亟待出臺國家和省級層面專項政策。目前，國家層面還沒有出臺專項的虛擬電廠政策，省級層面僅有上海、廣東、山西分別出臺了關于同意進一步開展上

31、海市電力需求響應和虛擬電廠工作的批復（2020.9.16）、廣州市虛擬電廠實施細則（征求意見稿）（2021.6.30）和虛擬電廠建設與運營管理實施方案（2022.6.23）。2021年新版電力輔助服務管理辦法擴大輔助服務提供主體主要虛擬電廠試點目前重點參與市場新型儲能2.2 盈利能力催化2：電力現(xiàn)貨市場建設加速，推動價格發(fā)現(xiàn)批次省份模擬試運行調(diào)電試運行結算試運行批次省份模擬試運行調(diào)電試運行結算試運行第一批廣東第二批江蘇蒙西安徽浙江遼寧山西河南山東湖北福建上海四川試點外省份甘肅電力市場推動價格發(fā)現(xiàn)現(xiàn)貨市場是價格形成的關鍵。在電力市場諸多環(huán)節(jié)中，現(xiàn)貨市場承擔著價格發(fā)現(xiàn)職能，是市場化反映最充分、最關

32、鍵的一部分。電力現(xiàn)貨市場建設加速，省級電力現(xiàn)貨市場覆蓋范圍進一步擴大。2017年8月，國家發(fā)改委、國家能源 局印發(fā)關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知，明確在南方（以廣東起步）、浙江、山西、山 東、福建、四川等8個地區(qū)開展第一批電力現(xiàn)貨試點。2021年5月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布關 于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知，選擇上海、江蘇、安徽、遼寧等6省市為第二批電 力現(xiàn)貨試點。電力現(xiàn)貨試點對推動我國多層次統(tǒng)一電力市場體系建設意義重大。各省份電力現(xiàn)貨市場建設情況222.2 盈利能力催化2：統(tǒng)一電力市場加速推進，電力市場參與主體將急速擴容明確到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，

33、2030年要基本建成。2022年1月，國家發(fā)展改革委印發(fā)關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見， 明確了電力市場體系建設的架構、目標和重點任務。意見指出，到2025年，國家市場 與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初 步形成。到2030年，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場 交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。統(tǒng)一電力市場體系在南網(wǎng)率先落地，全國統(tǒng)一電力市場建設提速。試運行啟動后，電力現(xiàn)貨交易將由廣東拓展到云南、貴州、廣西、海南，實現(xiàn)中國南方五 省區(qū)的電力現(xiàn)貨跨區(qū)跨省交易，每15分鐘就

34、能交易一次；中長期交易周期將全面覆蓋年、 月、周；輔助服務市場的品種與補償機制將進一步完善。按照規(guī)劃，至2023年，南方區(qū)域 電力市場將形成跨區(qū)跨省與省內(nèi)聯(lián)合運營的統(tǒng)一大平臺，開展多品種、高頻率的跨區(qū)跨省 電力交易。電力市場參與主體將急速擴容，交易電量快速增加。目前除居民、農(nóng)業(yè)用電外，10千伏及 以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易(直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電)，暫無法直 接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。南方電網(wǎng)預計，2022年全年，南方區(qū)域電力市場 累計市場化交易電量將達到1.11萬億千瓦時，接近廣東、云南、貴州三省2021年全社會用 電量總和。至2023年底，市場化交易電量占比將

35、達到80%左右，參與交易的市場主體數(shù)量 將增加到800多萬戶，是之前的80倍。南網(wǎng)統(tǒng)一電力市場體系解讀232.2 盈利能力催化3：電價機制改革不斷深入，打開盈利空間24資料來源：華西證券研究所整理我國持續(xù)深入電價機制改革。2021年10月，國家發(fā)展改革委印發(fā)關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知，明確燃煤發(fā)電 市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，讓燃煤發(fā)電市場交易價格“真正”實現(xiàn)了“可升可降”。至此，交易電價市場 化形成機制基本形成，為電價運行開啟了雙向通道。電價機制改革持續(xù)深入上海實行兩部制電價包燈照明電價電力電價上海首次生產(chǎn)、使用電能按燈泡數(shù)量收取固定費用188

36、2年電價政策1930年-1945年1979年-1984年沿海地區(qū)出現(xiàn)缺電1952年-1978年電力工業(yè)實行國家所有1949年-1951年電力工業(yè)由省級政府負責1985年-1994年缺電問題日益突出1995年-2002年規(guī)范電價政策2003年-2014年市場化過渡2015年-至今 還原電力商品屬性隨燃料價格浮動電價分檔遞增電價全國統(tǒng)一目錄電價調(diào)整和統(tǒng)一全國電價水平全國推廣兩部制電價實行行業(yè)優(yōu)待電價照明電價（單一制電價）大工業(yè)（兩部制電價）非工業(yè)和普通工業(yè)（單一制電價）農(nóng)業(yè)生產(chǎn)電價（單一制電價）電解鋁等高能耗行業(yè)農(nóng)業(yè)排灌打井調(diào)整電價政策應對缺電：取消電解鋁等優(yōu)待電價提高東北地區(qū)電價實行峰谷分時和豐

37、枯季節(jié)電價頒布功率因數(shù)調(diào)整電費辦法集資辦電打破一家辦電銷售電價政策調(diào)整改革上網(wǎng)電價政策調(diào)整改革銷售電價政策調(diào)整改革：階梯式收費廠網(wǎng)分離電價-國發(fā)【2002】5號發(fā)電側競價上網(wǎng)改革標桿電價環(huán)保、新能源、蓄水等上網(wǎng)電價集資辦廠實行還本付息電價實行“燃運加價”政策出臺“二分錢”電力建設基金政策銷售電價政策調(diào)整和改革集資辦電基礎上規(guī)范上網(wǎng)電 價政策制定電氣化鐵路用電價格“兩改一同價”政策經(jīng)營期電價取代還本付息電價取消價外加價，制止亂收費亂加價上網(wǎng)電價-用戶與發(fā)電企業(yè)協(xié)商銷售電價=上網(wǎng)電價+輸配電價生物質(zhì)電價補貼開放競爭性環(huán)節(jié)電力價格單獨核定輸配電價全國統(tǒng)一電力現(xiàn)貨交易市場虛擬電廠新能源微電網(wǎng)20.70

38、22.1715.6811.220510152025華能國際 華電國際 國電電力 上海電力 桂東電力2022H1電價同比上漲幅度1.11.32.20.50.62.20.00.51.01.52.02.52.3中國0.8美國0.9法國1.7英國德國居民電價（2021）工業(yè)用電（2021）2.2 盈利能力催化3：電價機制改革不斷深入，打開盈利空間25受惠于電價浮動放開，22H1發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價普漲。2022年上半年，從上網(wǎng)電價平均漲幅來看，煤電占比高的發(fā)電上市公司，受惠于去年10月燃煤上網(wǎng)電價調(diào)整政策，從目前電力市場成交情 況來看，普遍按照上浮20%頂格價格成交，帶動公司平均上網(wǎng)電價的大幅提升。目前我

39、國電價與國際相比處于低位。根據(jù)經(jīng)濟日報，今年以來，歐洲電價不斷刷新歷史新高，按當前匯率換算，歐洲主要國家的電價高達每千瓦時4元左右，是我國居民電價的近10倍。隨著市場化電價機制改革的不斷深入，我們預計我國平均電價將維持上漲趨勢。我們認為，電價是決定虛擬電廠盈利能力的核心指標，峰谷電價差越大，虛擬電廠能為用戶帶來的價格激勵越大。電價機制改革將為虛擬電 廠進一步打開盈利空間。部分公司2022H1上網(wǎng)電價漲幅情況我國電價與國際相比處于低位（單位：元/度）電價是決定虛擬電廠盈利能力的核心指標23.14虛擬電廠平抑前負荷曲線虛擬電廠平抑后負荷曲線虛擬電廠可對此部分負荷的價 值進行收益分成，則次部分價 值

40、越大，對虛擬電廠越有利2.3 虛擬電廠規(guī)模空間測算我們從投資建設和運營兩個方面考慮虛擬電廠的市場空間。 投資建設角度：（1）最大負荷：根據(jù)中電聯(lián)預測，到2025年，全國全社會用電量為9.5萬億千瓦時，最大負荷為16.3億千瓦；（2）可調(diào)負荷需求：按照到2025年在全國構建最大負荷約5%的可調(diào)節(jié)負荷資源庫，則2025年全國可調(diào)負荷資源庫容量約為8150萬千瓦；（3）投資成本：根據(jù)虛擬電廠運營管理平臺建設方案的調(diào)研結果，發(fā)電能力為10MW的商業(yè)樓宇型虛擬電廠的投資成本約為420萬；根 據(jù)國家電網(wǎng)測算（2020年），若通過建設虛擬電廠滿足其經(jīng)營區(qū)5%的峰值負荷需求，建設、運維和激勵的資金規(guī)模約為40

41、0-570億元，則倒 推得到每kW可調(diào)負荷的建設運維資金規(guī)模約為800元。（4）根據(jù)我們的估算，到2025年，虛擬電廠的投資建設市場規(guī)模將超過300億元，平均每年投資建設規(guī)模達到105200億元。2022E2025E全社會用電量（萬億kWh）8.89.5最大負荷（億kW）12.616.3可調(diào)負荷需求0.55可調(diào)負荷資源庫容量（萬kW）6328150投資成本（元/kW）420 800420 800虛擬電廠總投資建設規(guī)模（億元）27 51342 652虛擬電廠年均投資規(guī)模（億元）-105 200預測262.3 虛擬電廠規(guī)?？臻g測算我們從投資建設和運營兩個方面考慮虛擬電廠的市場空間。 運營角度：我們認為虛擬電廠的核心是解決95%以上峰值負荷的問題，則核心是計算全社會5%最大負荷的價值。（1）可調(diào)負荷規(guī)模：我們假設到2025年能在全國構建最大負荷約5%的可調(diào)節(jié)負荷資源庫，可以解決95%以上峰值負荷的調(diào)節(jié)問題。（2）虛擬電廠平抑的用電量：我們假設到2025年，95%以上峰值負荷約為50小時，且到2025年最大負荷為16.3億千瓦（中電聯(lián)預測）， 則虛擬電廠可平抑的用電量將超過：95%*16.3億*50=774.25億kWh；（3）虛擬電廠平抑負荷的價值：我們預計，到2025年，