虛擬電廠專題報告：電改推動虛擬電廠迎藍海市場VIP

虛擬電廠專題報告：電改推動，虛擬電廠迎藍海市場需求側帶動，虛擬電廠迎來藍海時代需求側靈活調控，引入虛擬電廠新模式電源結構問題導致尖峰負荷需求無法得到滿足。2021年中國電力裝機總量高達24.21億千瓦，其中火電機組13.01億千瓦，遠高于全國主要電網(wǎng)每月最高的用電負荷。但是我國用電高峰時段的電力缺口依然存在，其根源是我國電力系統(tǒng)的結構性問題：我國電源側基荷電源過多、靈活性資源尤其是尖峰資源較少。尖峰資源存在年利用小時數(shù)較少、度電成本過高的問題，難以在原有電價機制下獲取利潤空間，從而阻礙了尖峰資源的投資積極性。同時，可再生能源占比持續(xù)提升，供電不穩(wěn)定性加劇，亟需有效措施幫助滿足實施組合式資源調度，有效滿足用戶側需求。當前時點非水電可再生能源最低消納權重逐年提升，供電不穩(wěn)定性增加，需求側管理重要性持續(xù)提升。目前，我國政府部門對各省市均限定了可再生能源（非水電）最低消納權重，且權重逐年提升。隨著風電、光電總供電量占比提升，供電不穩(wěn)定性增加，靈活、快速的調度需求增多，需求側管理變得愈發(fā)重要。什么是虛擬電廠？虛擬電廠是將不同空間的可調負荷、儲能、微電網(wǎng)、電動汽車、分布式電源等一種或多種可控資源聚合起來，實現(xiàn)自主協(xié)調優(yōu)化控制，參與電力系統(tǒng)運行和電力市場交易的智慧能源系統(tǒng)。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，配合填谷。虛擬電廠的發(fā)展是以可控負荷、儲能、分布式電源三類可控資源的發(fā)展為前提。可調負荷：可調負荷的重點領域包括工業(yè)、建筑和交通等。工業(yè)負荷的調節(jié)潛力主要來自于非生產(chǎn)性負荷和輔助性負荷，不同工業(yè)行業(yè)間存在較大差異；商業(yè)和公共建筑可調負荷主要為樓宇空調、照明、動力負荷，約占整個樓宇負荷的25%，居民建筑可調負荷因分布散、容量小從而聚合難度較大；交通可調負荷主要增量為電動交通。據(jù)測算，遠期國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)可調負荷理論潛力可達9000萬kW，未來3~5年，通過加強技術研發(fā)、完善補貼政策和交易機制，可力爭實現(xiàn)4000~5000萬kW，約占最大負荷5%。分布式電源：在用戶現(xiàn)場或靠近用電現(xiàn)場配置較小的發(fā)電機組以滿足特定用戶的需要，或支持現(xiàn)存配電網(wǎng)經(jīng)濟運行，包括小型燃機、光伏、風電、水電、生物質等或其發(fā)電組合。儲能：儲能設備主要包括機械儲能、化學儲能、電磁儲能和相變儲能四類。虛擬電廠作為智能電網(wǎng)的一種運行方式，促成了各自獨立的發(fā)電廠、負荷、儲能系統(tǒng)之間的靈活合作。虛擬電廠技術并不改變這些實體與電網(wǎng)的硬連接，而是通過網(wǎng)絡對這些實體進行整合、協(xié)調、優(yōu)化，最終實現(xiàn)發(fā)電、用電資源的合理、優(yōu)化、高效利用。換而言之，發(fā)電、用電不受電網(wǎng)運行調度中心的直接調度，而是通過虛擬電廠的控制中心參與到電網(wǎng)的運行和調度中。目前在我國，受限于分布式能源與儲能的發(fā)展水平，虛擬電廠主要偏向用戶負荷端調控，基于激勵的需求側進行電力資源調峰填谷。虛擬電廠聚合上下游資源，調控空間大虛擬電廠的產(chǎn)業(yè)鏈由上游基礎資源、中游資源聚合商和下游電力需求方三者共同組成。其中上游基礎資源又可細分為可控負荷、分布式能源以及儲能系統(tǒng)，虛擬電廠通過對三種基礎資源的調節(jié)實現(xiàn)電力資源的削峰填谷。中游的資源聚合商是虛擬電廠的核心組成部分與控制主體。資源聚合商通過對上游可控負荷、分布式能源以及儲能系統(tǒng)三者的整合、優(yōu)化、調度、決策，從而實現(xiàn)虛擬電廠的正常運行。產(chǎn)業(yè)鏈的下游為電力需求方，主要參與者有電網(wǎng)公司、售電公司和其他參與電力市場化交易的主體。下游參與者為市場提供輸配電服務和電網(wǎng)接入服務，并向市場運營機構提供市場化交易和市場化服務所需的相關數(shù)據(jù)。虛擬電廠的發(fā)展需外圍市場支撐依據(jù)外圍條件的不同，可以把虛擬電廠的發(fā)展分為三個階段：邀約型虛擬電廠、市場型虛擬電廠和自由調度型虛擬電廠。虛擬電廠的發(fā)展依賴于外圍電力市場的支撐，電力市場主要包括電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和中長期市場。輔助服務市場主要是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務，最主要形式為調峰、調谷、調頻等服務。邀約型虛擬電廠是在沒有電力市場的情況下，由政府部門或調度機構牽頭組織，各個聚合商參與組織資源以可控負荷為主進行響應，共同完成邀約、響應和激勵流程，當前我國各省試點的虛擬電廠以邀約型為主。市場型虛擬電廠是在電能量現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場建成后，虛擬電廠聚合商以類似于實體電廠的模式，分別參與這些市場獲得收益。在此期間，虛擬電廠以電力市場配置電力資源運行驅動，通過協(xié)調、優(yōu)化和控制可控負荷、分布式電源和儲能三大資源聚合而成的分布式能源集群，作為一個整體參與各類電力市場交易并為電力系統(tǒng)運行提供調峰、調頻、緊急控制等輔助服務的分布式能源聚合商。在第二階段，也會同時存在邀約型模式，其邀約發(fā)出的主體是系統(tǒng)運行機構。相比儲能，輕資產(chǎn)運營的虛擬電廠更具優(yōu)勢儲能資源作為虛擬電廠三大基礎資源之一，常見的儲能電站類型有：物理儲能、電器儲能、電化學儲能、熱儲能以及化學儲能等。我國儲能電站以抽水儲能模式為主。2021年，中國儲能市場裝機功率43.44GW，位居全球第一。抽水蓄能裝機功率37.57GW，占比86.5%；蓄熱蓄冷裝機功率561.7MW，占比1.3%；電化學儲能裝機功率5117.1MW，占比11.8%；其它儲能技術（壓縮空氣和飛輪儲能）裝機功率占比0.4%。不同應用場景對儲能技術的性能要求有所不同,而儲能成本則是決定儲能技術應用和產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模最重要的參數(shù)。以抽水蓄能電站為例，目前抽水蓄能電站的投資成本為60～64億元/GW，使用壽命約50年,每天抽放一次,系統(tǒng)能量成本在120～170萬元/(MW·h),電站運維成本大約120萬元/(MW·h),其他成本20萬元/(MW·h),系統(tǒng)能量效率76%,年運行比例約90%,測算獲得抽水蓄能的度電成本為0.21～0.25元/(kW·h)1。在供給側調控手段有限的情況下，通過實施需求側管理可大幅降低資金成本，高效解決實際問題。“雙碳”政策下，新建大型煤電機組既不利于我國能源可持續(xù)發(fā)展又缺乏經(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，電廠及配套電網(wǎng)需投資約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400億-570億元。以山東省為例，假設存在持續(xù)時間100小時的500萬千瓦尖峰負荷缺口，采用“需求響應+延壽煤電”方案的年化成本遠低于“新建燃煤機組5×100萬千瓦”方案，每年將降低14.3億元的開支。當前時點非水電可再生能源最低消納權重逐年提升，供電不穩(wěn)定性增加，需求側管理重要性持續(xù)提升。目前，我國政府部門對各省市均限定了可再生能源（非水電）最低消納權重，且權重逐年提升。隨著風電、光電總供電量占比提升，供電不穩(wěn)定性增加，靈活、快速的調度需求增多，需求側管理變得愈發(fā)重要。目前我國虛擬電廠發(fā)展進展我國虛擬電廠現(xiàn)處“邀約型”階段，行業(yè)前景廣闊如上文所述，我國虛擬電廠市場發(fā)展可被分為三個市場階段：邀約型、市場型、和自治型。當前我國各省試點的虛擬電廠以邀約型為主，其中以江蘇、上海、廣東等省市開展的項目試點即是邀約型虛擬電廠，屬于市場型虛擬電廠的有冀北電力交易中心開展的虛擬電廠試點、廣東虛擬電廠試點、上海虛擬電廠試點等。但目前，我國電力市場尚未發(fā)展至自由調度式階段，主要參與者以國外企業(yè)為主，如德國的NextKraftwerke公司等。我國虛擬電廠建設處于初期試點階段，近年來各類政策加速行業(yè)發(fā)展。2015年，相關部門出臺《關于促進智能電網(wǎng)發(fā)展的指導意見》，明確虛擬電廠商業(yè)模式需進行創(chuàng)新，并率先于江蘇試水邀約型虛擬電廠，出臺季節(jié)性尖峰電價政策，構建了需求響應激勵資金池，為該地區(qū)需求響應的發(fā)展奠定基礎。2021年，《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》指出虛擬電廠應參與各類電力市場交易，指引行業(yè)發(fā)展路徑應從邀約型轉向交易型。雖然目前我國只有冀北虛擬電廠一期試點屬于交易型虛擬電廠，但隨著電力市場機制逐漸完善，虛擬電廠模式將由邀約型向市場型轉變，變成以電力市場配置電力資源運行驅動，通過協(xié)調、優(yōu)化和控制可控負荷、分布式電源和儲能三大資源，作為整體參與各類電力市場交易的分布式能源聚合商。現(xiàn)階段虛擬電廠的盈利模式是什么？虛擬電廠通過調度負荷進行需求側響應，之后獲補貼分成實現(xiàn)盈利。虛擬電廠運營商和負荷聚合商通過聚合電力用戶可調負荷，利用可控負荷進行需求側響應，一方面可以節(jié)約用戶能源費用獲取收益，另一方面可獲得參與需求側響應的電量補貼收入，補貼收入由虛擬電廠運營商和負荷聚合商與電力用戶進行分成，政策并不限定分成比例。虛擬電廠運營商和負荷聚合商的投入成本主要為電能監(jiān)控系統(tǒng)投入的軟硬件成本和電力用戶的柔性負荷使用成本，收入為分成后的響應電量補貼收入以及可能存在的提供電力用戶節(jié)能服務的服務費用。目前整體參與用戶的收入來自各省市建立的獎勵基金池來自國家補貼、于電價外附加征收的差別電價收入或通過增加年度跨省區(qū)交易電量計劃形成的購電價差盈余疏導。截至目前，我國已有多個省份陸續(xù)公布了虛擬電廠的相關政策，并且詳細制定了虛擬電廠削峰填谷的補貼、計價規(guī)則。此外，國家發(fā)改委、國家能源局在《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中著重強調了可調負荷資源對于虛擬電廠的重要性。在“十四五”期間要大力提升電力負荷彈性，加強電力需求側響應能力建設，整合分散需求響應資源，引導用戶優(yōu)化儲用電模式，高比例釋放居民、一般工商業(yè)用電負荷的彈性。引導大工業(yè)負荷參與輔助服務市場，鼓勵電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷改善生產(chǎn)工藝和流程，發(fā)揮可中斷負荷、可控負荷等功能。開展工業(yè)可調節(jié)負荷、樓宇空調負荷、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合的虛擬電廠示范。力爭到2025年，電力需求側響應能力達到最大負荷的3%～5%，其中華東、華中、南方等地區(qū)達到最大負荷的5%左右。從海外看國內虛擬電廠發(fā)展虛擬電廠的概念從1997年提出之后，受到了歐洲、北美、澳洲多國的廣泛關注。近年來隨著信息通訊技術、分布式電源、儲能、電動車的快速發(fā)展，工業(yè)領域逐漸表現(xiàn)出對虛擬電廠的極大需求并付諸工程實踐。從海外國家的工程實踐來看，主要分為兩種方向，第一種是以儲能和分布式電源為作為虛擬電廠的主體，典型代表是歐盟模式；而以美國為代表則是以可控負荷為主，規(guī)模已經(jīng)達到尖峰負荷的5%以上。歐洲虛擬電廠雖然歐洲發(fā)電總規(guī)模早已進入瓶頸階段，但是新能源的發(fā)展依然迅速，截至2021年末，歐盟新能源發(fā)電量達到5501億千瓦時，較2010年增加238%，而其總發(fā)電規(guī)模2021年卻較2010年降低3%。橫向對比來看，2021年歐盟的新能源發(fā)電量占全電源比重也達到了19%，其中德國新能源發(fā)電量占比甚至達到了28.52%，遠高于中美日等主流國家。隨著新能源電量和占比的持續(xù)增加，其出力不穩(wěn)定特性不可避免會對電網(wǎng)產(chǎn)生較大的沖擊，且消納問題也逐步趨于嚴峻。而且歐盟的新能源建設以分布式電源為主，2021年歐盟新增光伏裝機中56%均為分布式光伏，由于分布式電源分布廣泛，因此調度難度較大，對電網(wǎng)產(chǎn)生沖擊也不容忽視。為進一步優(yōu)化新能源的消納以及電網(wǎng)的穩(wěn)定，歐洲國家在建設能源互聯(lián)網(wǎng)項目時比較注重通過電力市場促進可再生能源消納以及綜合能源協(xié)同優(yōu)化問題。隨著歐洲電力市場機制的不斷完善，各能源互聯(lián)網(wǎng)項目參與電力市場的模式也逐漸清晰。目前，歐洲各國虛擬電廠側重于發(fā)電側，主要包含分布式電源和儲能資源，也有一部分包括抽水蓄能機組、熱電聯(lián)產(chǎn)機組和傳統(tǒng)的火電機組等集中式發(fā)電資源，其目的在于實現(xiàn)分布式發(fā)電的可靠性并網(wǎng)、智能互動和參與電力市場，減小分布式發(fā)電項目對整個電網(wǎng)的沖擊。歐盟國家中，以德國為其中最典型的代表最早發(fā)力于虛擬電廠業(yè)務。2001年，來自德國、荷蘭、西班牙等5個國家的11家公司，于2001年-2005年間實施虛擬電廠的研究和試點項目VFCPP，其目的在于發(fā)展、安裝、測試并展示由31個分散且獨立的居民燃料電池熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)構成的虛擬電廠，在給出確定的負荷曲線時，中央控制系統(tǒng)靈活調節(jié)每個機組的供熱和供電，以降低生產(chǎn)成本和峰值負荷對配電網(wǎng)的電能需求。此次試點項目為之后虛擬電廠的運維積累了寶貴經(jīng)驗。在隨后的十年中，德國陸續(xù)開展了大量的虛擬電廠研究項目，為之后商業(yè)運維積累的豐富的儲備資源。經(jīng)過長時間的經(jīng)驗積累，2009年NextKraftwerke于德國成立，并隨后陸續(xù)發(fā)展為歐洲最大的虛擬電廠，2021年，公司被殼牌石油公司收購，截至2022年二季度，公司管理了14414個客戶資產(chǎn)（如分布式發(fā)電設備和儲能設備），包括生物質發(fā)電裝置、熱電聯(lián)產(chǎn)、水電站、靈活可控負荷、風能和太陽能光伏電站等，容量達到1083.6萬千瓦，也就是說NextKraftwerke管理的單個客戶資源平均僅有0.075萬千瓦。從靈活性調節(jié)能力看，公司聚合的靈活性資源達到255.5萬千瓦，相當于4座60萬千瓦大型煤電機組，2020年公司實現(xiàn)營業(yè)收入5.95億歐元。NextKraftwerke主要有兩種業(yè)務模式，一方面是將風電和光伏發(fā)電等難以穩(wěn)定出力的發(fā)電資源直接參與電力市場交易，獲取利潤分成；另一方面，利用靈活性調節(jié)電源的特點，參與電網(wǎng)的二次調頻和三次調頻，從而獲取附加收益。目前NextKraftwerke能占到德國二次調頻市場的10%的份額。第一種業(yè)務模式在發(fā)電端（風電/光伏）安裝遠程控制裝置NextBox，將電源集成到虛擬電廠平臺；根據(jù)電源運行參數(shù)、市場數(shù)據(jù)和電網(wǎng)狀態(tài)，通過虛擬電廠平臺對各個電源進行控制，參與電力市場交易；虛擬電廠并不會自己投資交易基礎設施，就可以獲取能源交易收益。美國虛擬電廠新能源滲透率攀高疊加較高比例分布式，催生美國虛擬電廠需求。根據(jù)美國能源信息署披露，截至2021年末，美國新能源發(fā)電量占其能源總發(fā)電量的12.01%，相較2010年提升9.69個百分點。盡管新能源滲透率的逐年提升使得美國電源結構進入清潔化轉型，但由于風能和太陽能出力的間歇性讓電力系統(tǒng)運行復雜化，電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行面臨著挑戰(zhàn)。另一方面，充足的分布式光伏裝機為虛擬電廠提供了成長的土壤，從光伏裝機量較高的新澤西州、馬薩諸塞州和紐約州的裝機結構來看，其分布式光伏的占比均較高。其次，美國社區(qū)太陽能的興起進一步導致其電網(wǎng)邊緣發(fā)電能力增加，顛覆電網(wǎng)傳統(tǒng)的運營范式。根據(jù)2021年10月美國能源部制定的全國社區(qū)太陽能伙伴關系（NCSP）目標，到2025年美國社區(qū)太陽能系統(tǒng)將可以為500萬個家庭供電。截止2020年底，美國社區(qū)太陽能安裝總量約3.25GW，可為60萬戶家庭供電，若按照該目標的指引，未來美國社區(qū)太陽能增量十分可觀。雙重因素作用下，虛擬電廠成為解決電力系統(tǒng)調節(jié)能力、安全穩(wěn)定性不足的良策。聚焦負荷響應，841號法令奠定盈利基礎。相較歐洲，美國虛擬電廠側重于負荷側管理，通過需求響應和其他實時負荷轉移方法來確保電網(wǎng)的可靠性。早在2019年，美國負荷側可調度資源就已高達3000萬千瓦，占其用電高峰時期的4%。該模式的虛擬電廠創(chuàng)建者主要為分散的獨立聚合商和公用事業(yè)企業(yè)，用戶側分布式能源的擁有者兼顧消費者

（consumer）與發(fā)電商（producer）兩種職能，可從電力調度中獲利。虛擬電廠的盈利來源為輔助服務市場收入，2018年美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（FERC）發(fā)布841號法令，要求RTO/ISO區(qū)域電力市場制定規(guī)則為儲能公平參與電力市場掃清障礙，允許儲能資源參與容量、電量、輔助服務市場，并基于市場價格對其服務進行相應的補償，該文件保障了虛擬電廠可從輔助服務市場獲利。深度切入分布式能源領域，特斯拉打造“世界最大分布式電池”。2022年6月，特斯拉與PG&E合作在加州建立虛擬電廠，邀請符合要求的Powerwall用戶加入虛擬電廠，允許當電網(wǎng)用電需求增加而電力供應不足時，虛擬電廠調動Powerwall的電能來支持電網(wǎng)運行，用戶可從每次調度中收取2美元/千瓦時的報酬。此次項目共有5萬Powerwall用戶符合補貼條件，等同于聚合了500MWh的能源容量可供調配。其實