2023我國虛擬電廠發展現狀及應用空間分析報告.pdf

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1、2023 年深度行業分析研究報告 4 目 錄 虛擬電廠：配網層級的“微型調度”.5 1、定義：聚合分布式能源資源，統一管理協調優化的控制系統.5 2、構成：“系統+通信+終端”，虛擬電廠緊扣輕資產運行特點，把控運行核心和控制要點6 3、應用場景：依托電力市場環境，多方位綜合獲益.8 新能源消納和新型電力系統發展亟需靈活資源助力，政策鼓勵下虛擬電廠發展可期.9 1、新型電力系統面臨“雙高”，源荷波動性亟需資源平抑.9 2、電力市場化改革加速推進，政策鼓勵助推虛擬電廠發展.13 3、國外虛擬電廠運行較為成熟，國內虛擬電廠仍處于探索初期.14 4、當前時點虛擬電廠發展瓶頸所在.16 缺電與棄電現象并

2、存，虛擬電廠應用空間廣闊.17 1、虛擬電廠可參與交易范圍逐步豐富.17 2、虛擬電廠盈利空間測算：系統投資千萬級，收益率有望達 10%以上.18 3、虛擬電廠市場空間測算：短期迅速發展，“十四五”末有望形成百億級別市場.20 投資建議.21 1、虛擬電廠產業鏈全景：承上啟下，設備服務提供與資源聚合運營兩條主線.21 2、虛擬電廠產業鏈相關企業.22 風險因素.23 表 目 錄 表 1：虛擬電廠可調節資源主要類型、物理特性與核心參數.5 表 2：虛擬電廠主站核心功能模塊介紹.7 表 3：虛擬電廠可參與的電力市場類型及其優質資源.9 表 4：2021-2023 電力供需形勢.11 表 5：靈活性

3、資源特性比較.12 表 6：靈活性資源成本比較.13 表 7：國家級虛擬電廠相關政策.14 表 8：虛擬電廠分階段參與電力市場交易品種.17 表 9：虛擬電廠項目核心假設.18 表 10：浙江省 2021 年需求響應補貼價格方案.19 表 11：浙江獨立第三方主體參與電力輔助服務市場價格限制（元/MWh）.20 表 12：虛擬電廠項目財務指標匯總.20 表 13：虛擬電廠市場空間測算.21 表 14：重點上市公司估值表.22 圖 目 錄 圖 1：虛擬電廠架構示意圖.5 圖 2：虛擬電廠聚合外特性.6 圖 3：虛擬電廠典型日運行情況.6 圖 4：虛擬電廠系統核心構成要素.6 圖 5：虛擬電廠通信

4、交互架構.8 圖 6：虛擬電廠總體技術架構.8 圖 7：虛擬電廠聚合資源的動態響應特性.9 圖 8：虛擬電廠市場運行模式.9 圖 9：1990-2022 年中美歐發電量（億千瓦時）.10 圖 10：各國/地區新能源發電量占比.10 圖 11：不同空間尺度下的新能源出力情況（曲線歸一化處理）.10 圖 12：2011-2022 年風光裝機占比、三產生活用電占比、火電利用小時數對比.10 圖 13：頂峰容量及全國尖峰負荷情況（萬千瓦）.11 圖 14：Next Kraftwerk 虛擬電廠架構.15 圖 15：冀北虛擬電廠架構.16 圖 16：冀北虛擬電廠典型日負荷曲線.16 圖 17：虛擬電廠“

5、電廠模式”下經營模式和成本收益.17 圖 18：虛擬電廠“負荷模式”下經營模式和成本收益.17 圖 19：浙江 8 月代理購電大工業電價（1-10kV，元/kWh）.19 圖 20：浙江 8 月代理購電一般工商業電價（1-10kV，元/kWh）.19 圖 21：虛擬電廠全產業鏈圖景.21 5 虛擬電廠：配網層級的“微型調度”1、定義：定義：聚合分布式能源資源，統一管理協調優化的控制系統聚合分布式能源資源，統一管理協調優化的控制系統 虛擬電廠是一種虛擬電廠是一種運用先進通信、計算、調度、市場等手段，聚合大量分散的分布式能源資運用先進通信、計算、調度、市場等手段，聚合大量分散的分布式能源資源，源，

6、并實現統一管理與協調優化的控制系統并實現統一管理與協調優化的控制系統。據王宣元、劉敦楠、劉蓁等著泛在電力物聯網下虛擬電廠運營機制及關鍵技術，虛擬電廠對下可以實現包括分布式電源、可控負荷、電動汽車充電樁、工商業儲能等在內的配網層級分布式能源資源的監測與控制，對上則可以實現接受電網調度指令，或面向電力市場參與電能量及電力輔助服務交易。其價值也對應上述兩點：1）為系統運營商提供高效安全、快速爬坡的靈活性；2）為海量、分散、多元、異構的分布式能源資源創造參與系統調節或市場交易的機會，使其獲得一定收益。圖圖 1：虛擬電廠架構示意圖虛擬電廠架構示意圖 資料來源：國網上海經研院，36氪研究院，信達證券研發中

7、心 源荷儲協調互動，共同支撐系統靈活。源荷儲協調互動，共同支撐系統靈活。從可參與虛擬電廠的資源來看，一切在配網層級、可以靈活調節自身出力及負荷的資源均可參與虛擬電廠。以其自身特性劃分，可分為“源、荷、儲”三類。其中，源類資源包括分布式光伏、風電、小型水電及小型火電機組（三聯供、燃氣輪機、自備電廠等）；荷類資源包括商業樓宇空調負荷、工業園區生產及冷熱負荷；儲類資源包括常規的工商業儲能、獨立儲能以及其他形式的能量儲能（蓄熱罐，儲氣罐等）和電動汽車充電樁等。表表 1：虛擬電廠可調節資源主要類型、物理特性與核心參數虛擬電廠可調節資源主要類型、物理特性與核心參數 資源類型資源類型 物理特征 核心參數 源

8、源 分布式光伏 間歇性 額定出力、預測出力曲線、歷史出力曲線 分布式風電 額定出力、預測出力曲線、歷史出力曲線 分布式水電 連續性 額定出力、水庫庫容、出力爬坡上下限 冷熱電三聯供 額定出力、出力上下限、出力爬坡上下限、最小開機/停機時間 儲儲 分布式儲能 可平移 充放電狀態、額定功率、額定容量、荷電狀態上下限、充放電響應時間及效率 電動汽車 充放電狀態、充放電功率、可調用容量、充放電響應時間及效率 6 鐵塔基站 充放電狀態、額定功率、額定容量、歷史運行曲線、最小備用容量、充放電響應時間及效率 荷荷 數據中心 可平移 可平移容量、可平移時間、不間斷儲能荷電狀態上下限及最小備用容量 工業園區 可

9、平移容量、可平移時間 商業樓宇 可平移/可中斷 可中斷/平移容量、可中斷/平移時間 居民負荷 額定出力、預測出力曲線、歷史出力曲線 資料來源：新型電力系統規?；`活資源虛擬電廠科學問題與研究框架（康重慶、陳啟鑫、蘇劍等著），信達證券研發中心 面向市場交易、調度指令分解和分布式資源控制監測是虛擬電廠的三大運行要素。面向市場交易、調度指令分解和分布式資源控制監測是虛擬電廠的三大運行要素。虛擬電廠作為需求側管理的市場化商業應用模式，在電力市場交易的背景下以盈利為目的運行。從整個運行環節來看，虛擬電廠首先以自身聚合的分布式能源資源的特性，包括分布式電源的出力與爬坡曲線，儲能部分的充放電功率及電量水平，

10、負荷側調節/中斷的容量和相應的響應時間等進行數學建?？坍?，得出虛擬電廠的響應能力。在面向市場的交易完成，調度機構下達調節功率曲線，虛擬電廠需要基于調用成本最優原則將調度下達功率曲線分解至各個分布式資源，通過遠程終端監測或直接控制資源，形成資源出力/用電負荷調節，達到整個虛擬電廠完成下達功率曲線的效果。圖圖 2：虛擬電廠聚合外特性虛擬電廠聚合外特性 圖圖 3：虛擬電廠典型日運行情況虛擬電廠典型日運行情況 資料來源：虛擬電廠對分布式能源的管理和互動機制研究綜述（田立亭、程林、郭劍波等著），信達證券研發中心 資料來源：泛在電力物聯網下虛擬電廠運營機制及關鍵技術（王宣元、劉敦楠、劉蓁等著），信達證券研

11、發中心 2、構成：構成：“系統系統+通信通信+終端終端”，虛擬電廠，虛擬電廠緊扣緊扣輕資產運行輕資產運行特點，把控運行核心特點，把控運行核心和控制要點和控制要點“系統“系統+通信通信+終端終端”構成虛擬電廠全系統?！睒嫵商摂M電廠全系統。從構成要素來看，虛擬電廠包括中央系統、通信網絡和遠程終端三部分。虛擬電廠是一種輕資產模式的協調管理系統，僅利用軟件系統平臺及通訊技術整合分布式能源資源，把控運行核心和控制要點，無需自有或投資分布式資源。圖圖 4：虛擬電廠系統核心構成要素虛擬電廠系統核心構成要素 資料來源：日立能源，電力建設，信達證券研發中心 7 中央系統即虛擬電廠主站，其中包含虛擬電廠運行的中央

12、系統即虛擬電廠主站，其中包含虛擬電廠運行的四四大功能模塊：大功能模塊：用戶用戶數據采集與分析，數據采集與分析，電力市場預測電力市場預測估計估計，資源資源建模及聚合建模及聚合，以及，以及市場市場優化優化交易決策交易決策。虛擬電廠主站匯集遠程控制終端采集的用戶用電數據，結合內置電力市場預測模塊的預測結果，基于運行效益最優原則開展優化計算，參與市場交易或執行調度指令，是虛擬電廠的“大腦”。表表 2：虛擬電廠主站核心功能模塊：虛擬電廠主站核心功能模塊介紹介紹 功能模塊功能模塊 相關介紹相關介紹 數據采集與分析數據采集與分析 數據采集與分析數據采集與分析是根據是根據虛擬電廠接入資源的虛擬電廠接入資源的社

13、會屬性、生活習慣和用能行為等信息抽象出的標簽化過程。標簽化社會屬性、生活習慣和用能行為等信息抽象出的標簽化過程。標簽化是高度精煉的特征標識，是把數據形象化的一種方法，是電力客戶畫像技術的基礎。是高度精煉的特征標識，是把數據形象化的一種方法，是電力客戶畫像技術的基礎。典型的電力標簽主要包括資源的負荷電量、調節能力、用電習慣、風險偏好等，反映了電力客戶的基本屬性以及行為傾向。電力市場預測估計電力市場預測估計 電力市場預測估計電力市場預測估計包括市場電價預測、包括市場電價預測、市場出力及需求市場出力及需求預測、預測、自身可調容量估計自身可調容量估計三部分內容。三部分內容。市場電價的準確預測是虛擬電廠

14、 在市場交易過程中進行精準投標報價、實現利潤最大化的基礎與前提。虛擬電廠 可參與中長期市場與現貨市場進行交易，在此過程中，需要準確的中長期、短期、實時市場電力電量供需預測，作為其參與市場交易的重要支撐。自身調節容量估計直接關系虛擬電廠投標策略的制定。通常分為理論響應容量、技術響應容量、經濟響應容量和可用響應容量 4 類，容量大小依次遞減。資源資源建模及聚合建模及聚合 資源建模資源建模需綜合考慮各類可調節資源的調節能力、可調節時段、調節不確定性以及調控成本等需綜合考慮各類可調節資源的調節能力、可調節時段、調節不確定性以及調控成本等因素，以數學參數因素，以數學參數或公式刻畫其調節能力與偏好?；蚬?/p>

15、刻畫其調節能力與偏好。資源聚合是在資源聚合是在分布式能源分布式能源資源特性建模的基礎上，資源特性建模的基礎上，依據不同目標（如不同的電網調控需求、不同市場參與需求），匹配并匯聚具有時域互補性、功能互補性的虛擬電廠調度序列的過程。聚合是聚合是優化決策優化決策的過程的過程，最終將在最終將在資源能力和容量范圍內達到資源能力和容量范圍內達到決策經濟性決策經濟性最優最優的的帕累托結果帕累托結果。市場優化交易市場優化交易決策決策 市場交易與優化決策包括市場側的優化投標策略、用戶側的優化定價策略以及資源優化調度策略三部分。市場交易與優化決策包括市場側的優化投標策略、用戶側的優化定價策略以及資源優化調度策略三

16、部分。在市場側進行交易的過程中，VPP 基于資源狀態感知與信息預測的結果，考慮市場價格、用戶響應行為等在內的多重不確定性因素影響，進行市場側投標方案的優化決策。虛擬電廠基于系統運營商所設定的需求響應補償價格制定用戶側激勵價格以價格信號激勵用戶參與響應。市場出清完成后，虛擬電廠依據中標結果，優化決策管控資源的優化調控次序與策略，保證實際執行效果。資料來源：面向新型電力系統的虛擬電廠商業模式與關鍵技術（葛鑫鑫、付志揚、徐飛等著），信達證券研發中心 通信通信網絡即虛擬電廠面向調度機構網絡即虛擬電廠面向調度機構/市場機構和面向遠程終端市場機構和面向遠程終端的信息交互和控制調度通道的信息交互和控制調度通

17、道。如果虛擬電廠全面采用傳統光纖接入的方式，雖然能夠保證信息通信的實時性和安全性，但面對海量資源的接入，其通信成本將會較高。據王宣元、劉蓁所著虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐內容，國內虛擬電廠通信的主要方式是：1）對上對上采用光纖接入調度控制系統采用光纖接入調度控制系統：省調控中心-切負荷中心站-大用戶就近變電站-大用戶 10 kV 配電房/智能負荷控制終端。2）對下對下采用無線公網接入交易平臺和營銷需求響采用無線公網接入交易平臺和營銷需求響應平臺應平臺和分布式資源和分布式資源：電力交易平臺-虛擬電廠平臺-無線公網-分布式資源計量點。在虛擬電廠發展的當前階段，采用的主要信息通信方式為

18、光纖+無線公網。其中，光纖通信主要用于緊急調度與切負荷；無線公網通信主要用于需求側管理，調控中心不直接向虛擬電廠下發實時調控指令。8 圖圖 5：虛擬電廠虛擬電廠通信交互架構通信交互架構 圖圖 6：虛擬電廠虛擬電廠總體技術架構總體技術架構 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 遠程終端遠程終端作為虛擬電廠控制終端資源的手段，一般以“邊端結合”的形式作為虛擬電廠控制終端資源的手段，一般以“邊端結合”的形式，既設置即插即用的邊緣智能網關，實現邊緣計算等功能，也

19、實現可調節資源的狀態監測和柔性控制。從技術架構的角度來看，整個虛擬電廠架構可分為從技術架構的角度來看，整個虛擬電廠架構可分為 3 級。級。第 1 級為可調節資源層級，采集、監控并與上層通信實時的運行信息，自動接收響應第 2 級下發的調控指令和價格激勵，并通過用戶側終端/用戶側管理平臺實現；第 2 級為虛擬電廠級，負責動態聚合各類可調節資源，在線接收電網調控中心下發的調控指令并分解至虛擬電廠內各類可調節資源，以及接收電力市場價格信號，同時向電網調控中心、電力交易中心上報相關數據信息，可通過虛擬電廠智能管控平臺實現；第 3 級為電網與交易級，虛擬電廠根據預測的相關信息和可控資源的調度能力，與電網調

20、控中心、電力交易中心進行信息決策互動和市場交易互動。3、應用場景：應用場景：依托電力市場環境，依托電力市場環境，多方位多方位綜合獲綜合獲益益 從應用場景來看，虛擬電廠作為需求側管理在電力市場中的商業模式，可從應用場景來看，虛擬電廠作為需求側管理在電力市場中的商業模式，可根據市場化改革根據市場化改革推進情況參與不同市場，多方位獲得收益推進情況參與不同市場，多方位獲得收益。目前，虛擬電廠商業化運營的應用場景以需求側響應和調峰輔助服務為主，在無現貨市場的地區參與調峰輔助服務市場，提升系統靈活調節能力。對于部分開展現貨市場并允許虛擬電廠進入市場的地區，虛擬電廠可以選擇參與現貨市場，調峰及調頻輔助服務市

21、場。需求側響應：需求側響應：嚴格意義上，需求側響應實際不屬于電力市場化機制，其補償價格通常為事前錨定的行政性補償價格，執行部門也為電網公司的營銷部門。但相比于先前傳統的“拉閘限電”手段，需求側響應仍是以經濟激勵為主的措施，邀約具有負荷調節能力的用電客戶，并在約定的特定時段主動調減（或增加）虛擬電廠的出力和用電負荷，實現電力系統削峰填谷，緩解電力供需矛盾。調峰輔助服務市場：調峰輔助服務市場：虛擬電廠可根據當地調峰輔助服務市場相關規定，在日前聚合計算并申報自身調峰能力，并在日內按照調度機構的指令，在日前中標的調峰范圍內實時主動調減（或增加）虛擬電廠的出力和用電負荷，完成調峰相關調度指令，并根據調峰

22、市場分時出清價格和調節電量獲得相應收益。調頻輔助服務市場：調頻輔助服務市場：虛擬電廠可根據當地調頻輔助服務市場相關規定，在日前聚合計算并申報自身調頻能力，并在日內按照調度機構的指令，在日前中標的調頻范圍內實時跟隨電網 AGC（自動發電量控制）指令，完成頻率調節動作，并根據調頻市場分時出清價格和調節電量獲得相應收益。9 電能量現貨市場：電能量現貨市場：虛擬電廠可根據當地電能量現貨市場相關規定，在日前聚合計算并申報自身出力（調節）能力，并根據日前現貨市場中標情況，在日內/實時電力市場中根據更新的調度指令實時主動調減（或增加）分布式發電資源的出力和用電負荷，并根據電能量市場結算規則獲得相應收益。我們

23、認為，隨著全國統一電力市場體系建設提速，現貨、輔助服務、容量等市場建設不斷深化，虛擬電廠參與電力市場的運營體系有望得到進一步完善。表表 3：虛擬電廠：虛擬電廠可參與的電力市場類型及其優質資源可參與的電力市場類型及其優質資源 市場類型市場類型 優質資源優質資源 現貨市場現貨市場 源網荷儲各環節可以控制出力的資源源網荷儲各環節可以控制出力的資源 調峰輔助服務調峰輔助服務 源網荷儲各環節可以控制出力的資源源網荷儲各環節可以控制出力的資源 調頻輔助服務調頻輔助服務 分布式電源、儲能等具備調頻能力的資源分布式電源、儲能等具備調頻能力的資源。備用、無功等輔助服務備用、無功等輔助服務 分布式電源、儲能等分布

24、式電源、儲能等可以提供相應輔助服務的資源可以提供相應輔助服務的資源 中長期雙邊、集中交易中長期雙邊、集中交易 大工業、工商業等用電曲線和電量較為穩定的資源大工業、工商業等用電曲線和電量較為穩定的資源 容量容量 大工業、工商業等用電曲線和電量較為穩定的資源大工業、工商業等用電曲線和電量較為穩定的資源 綠證交易、金融交易等綠證交易、金融交易等 分布式分布式電源、電化學儲能、大數據中心等有相關交易需求的資源電源、電化學儲能、大數據中心等有相關交易需求的資源 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 除除參與市場交易和響應參與市場交易和響應獲取收益外，虛

25、擬電廠還需要考慮所得收益與調度分布式資源的成獲取收益外，虛擬電廠還需要考慮所得收益與調度分布式資源的成本之間的優化問題。本之間的優化問題。目前，虛擬電廠運營商多采用與可調節資源簽訂代理合同，并與可調節資源約定價值分配比例的“分成模式”。后續，虛擬電廠還可基于聚合可調節資源類型和參與市場機制的不同，探索開展“代理購售電折扣式”、咨詢/管理/運維/能源金融等一攬子增值服務模式的合作模式，實現虛擬電廠的盈利與商業模式多維度拓展。圖圖 7：虛擬電廠虛擬電廠聚合資源的聚合資源的動態響應特性動態響應特性 圖圖 8：虛擬電廠虛擬電廠市場運行模式市場運行模式 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實

26、踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 新能源消納和新型電力系統發展亟需靈活資源助力，政策鼓勵下虛擬電廠發展可期 1、新型電力新型電力系統系統面臨“雙高”面臨“雙高”，源荷波動性，源荷波動性亟需資源平抑亟需資源平抑 10 我國新能源發電在過去的數十年內發展勢頭我國新能源發電在過去的數十年內發展勢頭較好，較好，已在已在短時間內短時間內實現實現新能源高比例滲透電新能源高比例滲透電力系統力系統。從電力消費的角度看，相較于歐洲和美國等發達地區，我國仍處于用電量水平仍處于快速提升的階段，且電力消費需求體量已經大大超

27、過了美國歐洲等發達國家和地區。在電力需求增速仍然較高的局面下，風光電量占比已經實現快速提升。截至2022年，我國新能源風光發電量占比已達 13.7%，與美國（14.9%）水平相當。雖然與歐盟（22.3%）、德國（31.7%）尚存差距，但以電力消費體量情況來看，歐洲各個國家電力消費量與我國分省用電量體量大致相同。分省來看，我國部分新能源大省也達到了高比例新能源發展階段，其中青海的新能源風光發電量已達 41.5%，為新能源滲透率最高的省份。其他省份包括河北（31.1%）、甘肅（26.8%）、寧夏（23.3%）、吉林（25.6%）、黑龍江（25.5%）等也跨越 20%的新能源滲透率門檻。圖圖 9：1

28、990-2022 年中美歐發電量（億千瓦時）年中美歐發電量（億千瓦時）圖圖 10：2022 年年各國各國/地區新能源發電量占比地區新能源發電量占比 資料來源：Energy Institute，信達證券研發中心 資料來源：中電聯，Energy Institute，信達證券研發中心 由于新能源發電固有的強隨機性、波動性和間歇性，以及通過電力電子裝置并入電網的特由于新能源發電固有的強隨機性、波動性和間歇性，以及通過電力電子裝置并入電網的特征，以新能源為主體的新型電力系統將呈現“征，以新能源為主體的新型電力系統將呈現“雙雙高”的特點高”的特點，即高比例新能源與高比例電力電子裝備并存的情況。從本質來看，

29、新能源電力具有強不確定性和低保障性，超出社會與能源系統協同發展節奏將會對能源安全帶來挑戰，推高能源成本。據郭劍波院士在新型電力系統面臨的挑戰以及有關機制思考中預測，2030 年新能源出力占總負荷之比的波動范圍為 5%61%，2060 年新能源出力占系統總負荷的比重為 11%187%。大范圍的新能源出力貢獻波動，疊加其出力“極熱無風、晚峰無光”特性，將導致極端天氣下新能源出力的負相關性特征更為明顯，其長時間低出力將帶來保供應挑戰。而在新能源高出力時段，系統消納、安全和儲能等技術亟待實現高速發展。圖圖 11：不同空間尺度下的新能源出力情況（曲線歸一化處不同空間尺度下的新能源出力情況（曲線歸一化處理

30、）理）圖圖12：2011-2022年風光裝機占比、三產生活用電年風光裝機占比、三產生活用電占比占比、火電利、火電利用小時數對比用小時數對比 資料來源：大規模新能源發電基地出力特性研究（鄭可軻、牛玉廣著），信達證券研發中心 資料來源：中電聯，信達證券研發中心 美國,2022,45477歐洲,2022,39009中國,2022,884870100002000030000400005000060000700008000090000100000美國歐洲中國8.8%10.1%15.0%21.6%13.3%11.1%16.6%19.8%19.4%11.5%0.8%17.7%15.7%13.0%4.9%4.

31、7%7.3%10.1%17.8%5.2%6.0%5.8%6.0%6.2%15.0%9.1%25.8%10.4%0%10%20%30%40%50%中國美國歐盟德國河北山西內蒙古吉林黑龍江河南西藏甘肅青海寧夏風電光伏風光裝機占比,4.6%29.6%三產生活用電占比,22.8%32.7%火電利用小時數,5305437901000200030004000500060000.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022風光裝機占比三產生活用電占比火電利用小時數

32、 11 新能源高比例滲透疊加居民和三產負荷快速增長，源荷兩端波動性增大，電力系統面臨缺新能源高比例滲透疊加居民和三產負荷快速增長，源荷兩端波動性增大，電力系統面臨缺電和棄電并存的局面，尖峰時刻電力系統供需不平衡矛盾凸顯，電力系統靈活性調節資源電和棄電并存的局面，尖峰時刻電力系統供需不平衡矛盾凸顯，電力系統靈活性調節資源需求凸顯需求凸顯。電源側，在日電力平衡上，新能源的日波動性大，存在反調峰特性及光伏“鴨型曲線”問題；用戶側，居民和三產用電負荷快速增長，多元、互動、靈活的用能設備大量接入，終端無序用電增長將會增加系統凈負荷峰谷差，功率波動問題更加突出。尖峰負荷增速高于用電量增速，頂峰裝機不及預期

33、，頂峰容量裕度逐漸萎縮的情況下，電力系統缺電問題頻發。因此，構建新型電力系統的關鍵在于對靈活性資源的挖掘。隨著新能源持續滲因此，構建新型電力系統的關鍵在于對靈活性資源的挖掘。隨著新能源持續滲透電力系統，透電力系統，系統對于靈活性資源的功能需求和內涵定義也在逐步外延系統對于靈活性資源的功能需求和內涵定義也在逐步外延。圖圖 13：頂峰容量及全國尖峰負荷情況（萬千瓦）頂峰容量及全國尖峰負荷情況（萬千瓦）資料來源：Wind，中電聯，信達證券研發中心 表表 4：2021-2023 電力供需形勢電力供需形勢 年份年份 2021 迎峰度冬迎峰度冬 2021 迎峰度夏迎峰度夏 2022 迎峰度冬迎峰度冬 20

34、22 迎峰度夏迎峰度夏 2023 迎峰度冬迎峰度冬 2023 迎峰度夏迎峰度夏 華中華中 湖南、江西有序用電 湖南、江西、河南、湖北有序用電 江西、湖南緊平衡 湖北有序用電 供需形勢偏緊 供需形勢偏緊 華南華南-廣東、廣西有序用電-供需形勢偏緊 供需形勢偏緊 西南西南 四川有序用電 貴州、云南、重慶有序用電 四川、重慶、貴州緊平衡 四川重慶有序用電 -華北華北 蒙西有序用電 蒙西有序用電-供需緊平衡-華東華東 江蘇、浙江、安徽有序用電 浙江有序用電 上海緊平衡 浙江、安徽、江蘇有序用電 供需形勢偏緊 供需形勢偏緊 東北東北-西北西北 新疆有序用電 陜西有序用電-供需形勢偏緊-資料來源：中電聯，

35、北極星售電網，信達證券研發中心 新型電力系統的源荷波動僅靠傳統煤電調節難以滿足需求新型電力系統的源荷波動僅靠傳統煤電調節難以滿足需求。風光出力波動性對短時電力平衡的影響愈加顯著，電力系統短時間尺度靈活性需求增強，要求系統能夠更快速、頻繁地匹配供需平衡。而據電力系統靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議表明，煤電靈活性改造方式不適宜提供短時間尺度（15 分鐘顆粒度）的靈活性。此外，頻繁的出力調節和啟停還會導致煤電機組設備受損、壽命縮短。因此我們認為，單純依賴煤電靈活性改造并不合理，電力系統需要更優質的快速調節資源來滿足短時靈活性需求。-100040009000140001900060000800

36、00100000120000140000160000201520162017201820192020202120222023E剩余頂峰容量裕度（右軸）頂峰容量情況（左軸）全國主要電網最高用電負荷（含備用）（左軸）12 抽蓄和抽蓄和電化學電化學儲能調節性能優越，但仍存在建設周期儲能調節性能優越，但仍存在建設周期長長和和運行成本高運行成本高等等問題問題。抽水蓄能電站是具備調峰填谷、調頻調相、事故備用和黑啟動等多種功能的靈活性資源。電化學儲能響應速度較快，充放電靈活，可響應秒級/分鐘級的調度指令。但抽水蓄能限于其工期較長（58 年），自然條件要求較高（要求有河流有落差），建設情況較為復雜（涉及移民拆

37、遷等社會問題），短期內或難以實現大幅超預期的增量發展。而目前電化學儲能度電調峰成本仍在 0.5 元/kWh 以上，相比于火電靈活性改造 0.1 元/kWh 和抽水蓄能 0.2 元/kWh 的調峰成本仍有較大差距。長期而言，電化學儲能的發展仍需要持續降本帶來經濟性提升，以及相關市場化機制實現成本的疏導轉移。表表 5：靈活性資源特性比較靈活性資源特性比較 資源類型資源類型 資源特性資源特性 靈活性提升特點靈活性提升特點 運行范圍運行范圍(%)爬坡速率爬坡速率(Pn/min)啟停時啟停時間間(h)調節方向調節方向 調節時間尺度調節時間尺度 供/需 向上/下 供/需 向下/上 供/需 向上/下速率 供

38、/需 向下/上速率 短時 中時 長時 電源側電源側 常規煤電 未改造 50-100 1-2%6-10-已改造 30-100 3-6%4-5-燃煤熱電聯產 未改造 80-100 1-2%6-10-已改造 50-100 3-6%4-5-氣電 20-100 8%2 常規可調節水電 0-100 20%1 核電 30-100 2.5-5%-儲能儲能 抽水蓄能-100-100 10-50%0.1 電化學儲能-100-100 100%0.1 -綠氫-需求側需求側 需求響應 用電負荷的3-5%瞬時 0 -微電網-電動汽車-資料來源：電力系統靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議（中國電力圓桌項目課題組著），信

39、達證券研發中心 需求側響應提升系統靈活性性價比較高。需求側響應提升系統靈活性性價比較高。根據電力系統靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議研究，經過靈活性改造的煤電機組最小出力能夠降至額定容量的 30%，其成本主要包括單位調節容量改造投入成本 600-700 元/千瓦，以及低負載運行增加煤耗 14-20克/千瓦時對應的運行成本；儲能和抽水蓄能能夠在 1-2 分鐘內完成從零至滿出力的調整，調節范圍為額定容量的-100%100%，其建設投入成本分別為 1.5元/瓦時和 6300-7200元/千瓦，運行成本基本為常規運營維護費用和人工費用，與建設成本相比幾可忽略；需求響應規模一般可達到最大負荷的 3

40、-5%，考慮推廣費用和相關智能設備以及管理運維平臺成本后，單位投資為 200400 元/千瓦。因此，綜合考慮靈活性資源建設因此，綜合考慮靈活性資源建設/改造投入成本和運行改造投入成本和運行維護維護成本后，成本后，需求響應提升系統靈活性的成本需求響應提升系統靈活性的成本相較于其他資源更低相較于其他資源更低，性價比更高，性價比更高。13 表表 6：靈活性資源：靈活性資源成本成本比較比較 資源類型資源類型 靈活性成本構成靈活性成本構成 固定成本投入固定成本投入 成本增量成本增量 機會成本機會成本 電源側電源側 靈活性改造煤電 常規煤電 靈活性改造投資成本 600-700 元/千瓦 低負載運行產生的可

41、變成本增量 14-20 克/千瓦時 機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量 損失部分發電收益 燃煤熱電聯產 靈活性改造投資成本 300-500 元/千瓦 低負載運行產生的可變成本增量 機組的加速折舊和部件磨損、更換成本增量 損失部分發電收益 燃氣電廠 建設投資成本 氣電置換煤電 7013-9457 元/千瓦 運行維護成本 低負載運行時高于 0.56-0.58 元/千瓦時-常規水電-頻繁變水流量導致水輪機葉片壽命損耗 損失部分發電收益 核電 無 燃料循環成本增量 設備維護更換成本增量 損失部分發電收益 儲能儲能 抽水蓄能 投資建設成本 6300-7200 元/千瓦 運行維護成本-電化學儲能 投資

42、建設成本 1.5 元/瓦 時 運行維護成本 退役處置成本-綠氫 投資建設成本 1.71 元/Nm3 生產成本 2065 元/千克 運輸成本 3.913 元/千克 損失部分發電收益產生 需求側需求側 需求響應 前期平臺建設、設備更換等投入 200400 元/千瓦 運行維護成本 中斷、轉移生產的機會成本 微電網 主、微網連接的平臺建設、設備更換投入 運行維護成本 中斷、轉移生產的機會成本 電動汽車 平臺建設和設備更換投入 充電樁 2000-6000 元 其他成本約 70 元/m2 運行維護成本 資料來源：電力系統靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議（中國電力圓桌項目課題組著），信達證券研發中心

43、2、電力市場化改革加速推進，政策鼓勵助推虛擬電廠發展電力市場化改革加速推進，政策鼓勵助推虛擬電廠發展 國家發改委、能源局國家發改委、能源局各級各級政策政策開始開始鼓勵各地探索虛擬電廠商業模式，鼓勵各地探索虛擬電廠商業模式，虛擬電廠肩負虛擬電廠肩負 3%5%的的 頂峰作用頂峰作用。2022年 3月，國家發改委能源局發布“十四五”現代能源體系規劃，提出“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、南方等地區達到最大負荷的 5%左右”，是在國家級能源規劃層面首次提出需求側響應的發展體量目標。2023 年 5 月，國家發改委發布電力需求側管理辦法（征求意見稿），其

44、中新增需求響應章節，加碼需求側響應的體量至“到2025年，全國需求側響應將有望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”，并且要求“全面推進需求側資源參與電力市場常態化運行”，代表以價格手段鼓勵需求側資源提供服務的機制得以有效保障，虛擬電廠作為需求側響應主體有望從電能量、輔助服務和容量等多個維度獲得收益。各省區市同樣積極推進虛擬電廠相關政策制定，鼓勵虛擬電廠各省區市同樣積極推進虛擬電廠相關政策制定，鼓勵虛擬電廠參與現有市場。參與現有市場。廣州、山西、浙江等電力現貨試點省區市也相繼出臺虛擬電廠相關政策。2021 14 年，廣州市工信局印發廣州市

45、虛擬電廠實施細則，以“激勵響應優先，有序用電保底”的原則，引導用戶參與電網運行調節，并將虛擬電廠響應分為邀約響應和實時響應兩大類，暫時均依照固定價格補償。2022 年，山西省能源局印發虛擬電廠建設與運營管理實施方案，從并網運行和運營管理兩方面對省內虛擬電廠進行規范。并允許虛擬電廠提供削峰填谷、調頻、備用等服務。表表 7：國家級虛擬電廠相關政策國家級虛擬電廠相關政策 時間時間 部門部門 文件文件 相關內容相關內容 2021.2 國家發改委，國家能源局 關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見 充分發揮負荷側的調節能力，進一步加強源網荷儲多向互動，通過虛擬電廠等一體化通過虛擬電廠等一體化

46、聚合模式，參與電力中長期、輔助服務、現貨等市場交易，為系統提供調節支撐能力聚合模式，參與電力中長期、輔助服務、現貨等市場交易，為系統提供調節支撐能力 2021.7 國家發改委、國家能源局 關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見 引導各地區根據實際情況，建立市場化的發電容量成本回收機制，保障電源固定成本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、虛擬電廠等調節電源的投資建設回收和長期電力供應安全，鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調節電源的投資建設 2022.1 國家發改委、國家能源局 關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見 推動電力需求響應市場化建設，推動將需求側可調

47、節資源納入電力電量平衡，發揮需求側資源削峰填谷、促進電力供需平衡和適應新能源電力運行的作用 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、分布式發電等用戶側可調節資源，以及負以及負荷聚合商、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運行調節荷聚合商、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運行調節 2022.3 國家發改委、國家能源局“十四五”現代能源體系規劃 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，引導用戶優化儲用電模式，高比例釋放居民、一般工商業用電負荷的彈性 開展工

48、業可調節負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與開展工業可調節負荷、樓宇空調負荷、大數據中心負荷、用戶側儲能、新能源汽車與電網（電網（V2G）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范）能量互動等各類資源聚合的虛擬電廠示范 力爭到力爭到 2025 年，電力需求側響應能力達到最大負荷的年，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，其中華東、華中、南方等地區達到最大負荷的方等地區達到最大負荷的 5%左右左右 2023.1 國家能源局 新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）積極培育電力源網荷儲積極培育電力源網荷儲一體化、負荷聚合服務、綜合能源服務、虛擬電廠等貼近終端

49、一體化、負荷聚合服務、綜合能源服務、虛擬電廠等貼近終端用戶的新業態新模式用戶的新業態新模式，整合分散需求響應資源，打造具備實時可觀、可測、可控能力的需求響應系統平臺與控制終端參與電網調度運行，提升用戶側靈活調節能力。2023.5 國家發改委 電力需求側管理辦法（征求意見稿）到到 2025 年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的年，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，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過峰谷差率超過 40%的省份達到的省份達到 5%或以上或以上 全面推進需求側資源全面推進需求側資源參與電力市場常態化運行。參與需求響應的各類主體可根據電力參與電力市場常態

50、化運行。參與需求響應的各類主體可根據電力市場準入要求，常態化參與電能量和輔助服務市場交易市場準入要求，常態化參與電能量和輔助服務市場交易 建立并完善與電力市場銜接的需求響應價格機制。根據“誰受益、誰承擔”的原則，支持具備條件的地區，通過實施尖峰電價等手段提高經濟激勵水平。鼓勵需求響應主體參與相應電能量市場、輔助服務市場、容量市場等，按市場規則獲取經濟收益 資料來源：國家發改委，國家能源局，中央人民政府，信達證券研發中心 3、國外虛擬電廠運行較為成熟，國內虛擬電廠仍處于探索初期國外虛擬電廠運行較為成熟，國內虛擬電廠仍處于探索初期 國外國外虛擬電廠起步較早，虛擬電廠起步較早，發展特點各有側重，發展

51、特點各有側重，市場環境下運營模式較為成熟。市場環境下運營模式較為成熟。從總體上看，以德國為代表的歐洲虛擬電廠模式主要集中于管理分布式能源，通過形成有機整體，聚合參與電力市場和提供電力相關輔助服務；美國虛擬電廠聚合的資源以可調節負荷為主，主要依賴于實時靈活響應需求獲得收益；日本和澳洲則以新型儲能為主建設虛擬電廠。在各國電力市場起步較早，發展較為充分的背景下，虛擬電廠可以充分獲得收益。國外典型虛擬電廠項目：國外典型虛擬電廠項目：Next Kraftwerk-最大的商業化虛擬電廠最大的商業化虛擬電廠 成立于 2009 年的 Next Kraftwerke 是德國最早探索虛擬電廠的公司，也是目前德國最

52、大的虛擬電廠運營商。截止 2022 年,公司的接入分布式資源已達到 15346 座，并網發電裝機容 15 量已達到 12.29GW。公司的分布式資源遍布德國、比利時、奧地利、法國、波蘭、荷蘭、瑞士和意大利等整個西歐。Next Kraftwerk 的業務主要分為三部分：1）幫助新能源發電企業實時監測發電情況，降低發電成本或者負電價帶來的損失；2）面向電網側，控制資源使用發電設備為電網提供短期柔性儲能服務,并賺取收益；3）根據電網狀況調整用電側的需求,將電網側的需求分配到現貨市場的低價時段。圖圖 14：Next Kraftwerk 虛擬電廠架構虛擬電廠架構 資料來源：Next kraftwerke

53、：德國虛擬電廠樣本（范珊珊著），Next kraftwerke，信達證券研發中心 國內虛擬電廠目前仍以示范項目為主，少數項目實際接入調度，多數項目成為需求側響應。國內虛擬電廠目前仍以示范項目為主，少數項目實際接入調度，多數項目成為需求側響應。目前，冀北、深圳、浙江等地均開展了國內的虛擬電廠的實踐，且各區域展開實踐側重點各不相同。其中，冀北虛擬電廠于2019年啟動，是國網冀北電力公司建設的示范項目。深圳虛擬電廠由深圳供電局牽頭，目前已接入分布式儲能、數據中心、充電站、地鐵等類型負荷聚合商 14 家，接入容量達 87 萬千瓦。華能浙江虛擬電廠作為全國首個接入調度系統的虛擬電廠，目前總可調容量達到

54、83.82MW。國內典型虛擬電廠項目：冀北虛擬電廠國內典型虛擬電廠項目：冀北虛擬電廠-全國最早的全國最早的虛擬電廠虛擬電廠 據王宣元、劉蓁所著虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐內容，冀北虛擬電廠實現了參與電網調控和市場運營的落地應用，其整體技術架構采用工業物聯網“云、管、邊、端”體系架構：1）云側設有虛擬電廠智能管控平臺。該平臺部署在公網環境中，采用成熟的基礎云計算設施以及物聯網平臺、大數據平臺等成熟服務；2）管側采用運營商通信網絡，通過4G、5G 等移動通信網絡，實現控制指令傳輸；3）邊側設置即插即用的邊緣智能網關；4）端側設有用戶側智能終端/用戶側管理平臺，以實現可調節資源狀態感知

55、、柔性控制。截至 2022年 9月，冀北虛擬電廠示范工程接入了張家口、秦皇島、承德、廊坊地區蓄熱式電采暖、智慧樓宇、可調節工商業等 11 類可調節資源，總容量為 358 MW，最大調節能力為 204 MW，占總容量的 57%。其實際最大調節功率為 154 MW，最大調節速率為 15.7 MW/min，為虛擬電廠額定有功功率的 4.4%，調節性能良好。冀北虛擬電廠自 2019 年 12 月投運以來，全程參與了華北調峰輔助服務市場出清，已在線連續提供調峰服務超過 3200 h，累計增發新能源電量34.12 GWh，單位電量收益為183 元/（MWh），虛擬電廠運營商/負荷聚合商和用戶總收益為624

56、.2萬元。其中，虛擬電廠運營商/負荷聚合商收益為395.95 16 萬元，用戶側資源收益為 228.25 萬元。圖圖 15：冀北虛擬電廠架構冀北虛擬電廠架構 圖圖 16：冀北虛擬電廠典型日負荷曲線冀北虛擬電廠典型日負荷曲線 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 當前國內各虛擬電廠項目以技術儲備和示范項目為主，仍處于前期聚合控制技術驗證和參與系當前國內各虛擬電廠項目以技術儲備和示范項目為主，仍處于前期聚合控制技術驗證和參與系統響應的階段。統響應的階段。從試

57、點項目情況來看，虛擬電廠的系統運行和控制功能已經完成技術驗證，甚至已經可以接入現行調度安全系統接收調度指令，并完成調度指令要求的調峰調頻功能。但受困于規模較小，補償水平較低的原因，虛擬電廠的經濟效益仍有待提升。隨著電力系統頂峰裝機容量裕度在中短期內仍將緊缺，疊加電力市場化改革在全國范圍內推進，我們預計虛擬電廠推廣的主觀條件和客觀需求有望快速成型，虛擬電廠項目有望從現有技術儲備和示范項目推廣至常態化運營，覆蓋資源規模有望持續擴大，成為新型電力系統中重要的調節資源之一。4、當前時點虛擬電廠發展當前時點虛擬電廠發展瓶頸所在瓶頸所在 作為作為仍仍處于早期探索階段的行業，當前國內電力市場對虛擬電廠的定位

58、與發展路線較為模處于早期探索階段的行業，當前國內電力市場對虛擬電廠的定位與發展路線較為模糊，缺乏頂層設計。糊，缺乏頂層設計。包括虛擬電廠的建設主體、運營主體、監管主體、參與主體、系統設計、定價機制、技術標準、收益分成等關鍵問題尚未明確，行業的長期發展面臨較大困難。關鍵政策和清晰頂層設計的缺失導致各地對虛擬電廠的理解并不一致。當前各種試點示范項目差異較大，對于虛擬電廠的技術標準仍未形成區域性或全國性統一，不利于未來虛擬電廠項目長期硬件軟件技術發展及規?；尤腚娋W。傳統調度機構較為注重系統安全，尚未形成調度負荷側資源的習慣傳統調度機構較為注重系統安全，尚未形成調度負荷側資源的習慣。傳統電力系統中調

59、度部門負責整個電力系統的實時負荷平衡、故障分析處理、繼電保護等工作，因傳統電力系統運行較為注重系統安全，調度主要依賴于調節效果較好，控制可靠性較高的發電側資源（包含抽水蓄能和儲能）進行系統調節，而較少使用負荷端調節資源。在當前虛擬電廠聚合資源體量較小，資源數量眾多且分布較為分散，以及通信控制系統采用無線公網，有潛在的控制失靈風險等情況下，調度部門未能完全形成調度負荷側資源的習慣。因此，虛擬電廠距離實際進入“系統調節資源池”或仍尚需時日。市場化改革市場化改革仍然在途仍然在途，虛擬電廠具體商業模式需持續探索。，虛擬電廠具體商業模式需持續探索。雖然在功能特點和運作模式上與傳統電源機組有所不同，虛擬電

60、廠的商業模式本質仍為電能量與輔助服務交易。然而當前我國電力市場化改革仍然在途，市場機制并未完全完善。當前時點電價仍受到規則管控，煤電價格僅能夠實現最高 20%的上浮，水電核電等市場化比例也較低。因此，我國當前的電力市場并不是完全開放的，在受管制的電價下，虛擬電廠難以在較小的價差內實現盈利，商業化運作較為困難?，F階段，國內的虛擬電廠主要以邀約為主，由政府部門牽頭，主動參與者有限。無法從社 17 會上吸引足夠的參與者，意味著虛擬電廠將難以保障基本的供電能力。缺電與棄電現象并存，虛擬電廠應用空間廣闊 1、虛擬電廠可參與交易范圍逐步豐富虛擬電廠可參與交易范圍逐步豐富 隨著隨著虛擬電廠控制技術虛擬電廠控

61、制技術進步進步和和聚合資源數量提升聚合資源數量提升，虛擬電廠，虛擬電廠聚合后的外特性表現更為精細，可聚合后的外特性表現更為精細，可參與的交易品種范圍也逐步豐富。參與的交易品種范圍也逐步豐富。傳統電力系統中，調峰、調頻、備用等電力輔助服務一般由火電和水電機組提供。虛擬電廠起步階段主要聚合的資源為可調節負荷和可中斷負荷，決定了其參與系統調節的交易品種以需求側響應為主。隨著新型電力系統的發展和市場化改革的推進，“源隨荷動”轉變為“源荷互動”，源、荷兩端特性的轉變和邊界上的模糊。虛擬電廠接入的資源多樣化，調度組合多元化使得其對外呈現的整體特性有所變化，決定了可以通過參與市場交易或者系統調節，參與不同的

62、輔助服務以創造營收。若虛擬電廠中聚合負荷占多數，其對外更多表現出“負荷”的特性，可參與削峰等需求響應；若虛擬電廠中主要聚合分布式光伏發電和自備電廠等可以對外出力的資源，其對外更多表現出“電廠”的特性，可參與電力電能交易；若虛擬電廠還聚合有電化學儲能、蓄熱罐等儲能裝置，則其對外表現的靈活性更強，甚至可以參與要求更高的秒級/分鐘級的調頻輔助服務。圖圖 17：虛擬電廠“電廠模式”下經營模式和成本收益虛擬電廠“電廠模式”下經營模式和成本收益 圖圖 18：虛擬電廠“負荷模式”下經營模式和成本收益虛擬電廠“負荷模式”下經營模式和成本收益 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著

63、），信達證券研發中心 資料來源：虛擬電廠參與電網調控與市場運營的發展與實踐（王宣元、劉蓁著），信達證券研發中心 短期內國內虛擬電廠主要參加電網購買的輔助服務，遠期有望進入市場開展多層次交易與互動。短期內國內虛擬電廠主要參加電網購買的輔助服務，遠期有望進入市場開展多層次交易與互動?，F存虛擬電廠項目主要參加的是電網集中購買的輔助服務，包括需求側響應與調峰輔助服務等。在當前電力市場改革仍在進程中，僅有第一批 8 個試點開展現貨市場長周期結算試運行的背景下，虛擬電廠作為需求側響應的市場化應用，其適用的現貨市場和輔助服務市場仍未具備規?；l展條件。其預測、聚合、短時調控、最優交易策略等功能尚不具備應用場

64、景。因此，虛擬電廠的發展亟需電力市場化改革推進，在遠期有望進入市場，參與中長期、現貨、輔助服務等多層次交易，并參與其他市場主體的互動。表表 8：虛擬電廠分虛擬電廠分階段參與電力市場交易品種階段參與電力市場交易品種 市場交易品種市場交易品種 虛擬電廠參與優勢虛擬電廠參與優勢 近期近期 峰谷電價峰谷電價 具有較強的調節能力，可發揮虛擬電廠中具有較強的調節能力，可發揮虛擬電廠中 18 調峰輔助服務調峰輔助服務 源、荷、儲等各類單元屬性，以市場化手源、荷、儲等各類單元屬性，以市場化手段適應不同的系統需求段適應不同的系統需求 需求側響應需求側響應 備用替代調峰備用替代調峰 中遠期中遠期 中長期雙邊、集中

65、交易中長期雙邊、集中交易 與其他市場主體相比，除具有調節能力與其他市場主體相比，除具有調節能力外，還具有互補、清除波動性、協調優化外，還具有互補、清除波動性、協調優化等優勢等優勢 合同轉讓交易合同轉讓交易 與傳統火電企業相比具有邊際成本優勢；與與傳統火電企業相比具有邊際成本優勢；與新能源企業相比具有調節和預測優勢新能源企業相比具有調節和預測優勢 現貨交易現貨交易 具有較強的調節能力，最大程度優化交易具有較強的調節能力，最大程度優化交易和執行空間和執行空間 調頻、調壓等輔助服務調頻、調壓等輔助服務 可協調發揮多重參與單元的快速響應優勢可協調發揮多重參與單元的快速響應優勢 綠證交易、金融交易、基于

66、區塊鏈的交易綠證交易、金融交易、基于區塊鏈的交易 利用調節和更好的預測能力獲取市場優利用調節和更好的預測能力獲取市場優勢；利用區塊鏈去中心化、智能合同等開勢；利用區塊鏈去中心化、智能合同等開展市場化交易展市場化交易 資料來源：虛擬電廠關鍵技術及參與電力市場模式設計研究（李淑靜、譚清坤、張煜等著），信達證券研發中心整理 2、虛擬電廠虛擬電廠盈利空間測算盈利空間測算：系統投資千萬：系統投資千萬級級，收益率有望達，收益率有望達 10%以上以上 假設虛擬電廠項目地處浙江，聚合電化學儲能、可調節工業負荷和可中斷負荷共 22 個，總容量達 42MW（其中電化學儲能合計 2MW/4MWh），同時參與浙江工商

67、業用戶電價峰谷套利、需求側響應、和作為獨立第三方主體參與調峰輔助服務，并獲得相應收益。項目核心假設如下表：表表 9：虛擬電廠項目：虛擬電廠項目核心核心假設假設 資源指標匯總部分資源指標匯總部分 項目項目 個數個數 單位單位可調節可調節容量容量 響應方向及速度響應方向及速度 電池儲能電池儲能 2 1MW/2MWh 可實現秒級負荷上調與下調可實現秒級負荷上調與下調 可調節工業負荷可調節工業負荷 10 1.5MW 可實現日前負荷上調與下調可實現日前負荷上調與下調 可中斷負荷可中斷負荷 10 2.5MW 可實現小時級負荷下調可實現小時級負荷下調 合計合計 22 42MW 投資成本與財務指標匯總部分投資

68、成本與財務指標匯總部分 平臺建設費用平臺建設費用/萬元萬元（費用范圍（費用范圍 600-1000 萬元）萬元）800 終端設備總費用終端設備總費用/萬元萬元 66 系統通信接入及調試費用系統通信接入及調試費用/萬元萬元 50 單個終端設備費用單個終端設備費用/萬元萬元（費用范圍（費用范圍 2-5 萬元）萬元）3 初始投資成本預估初始投資成本預估/萬元萬元 916 維護成本年預估維護成本年預估/萬元萬元 10 項目年數項目年數/年年 20 投入成本總預估投入成本總預估/萬元萬元 1116 收益分成比例收益分成比例 10%資料來源：信達證券研發中心測算 電價峰谷套利部分：電價峰谷套利部分：虛擬電廠

69、中電化學儲能可根據浙江省用戶側代理購電的峰谷電價，實現峰谷套利。假設兩個 1MW/2MWh的電化學儲能分別為浙江 10kV以下的大工業用戶和一般工商業用戶投建，最大充放電時間可達 2 小時的儲能可實現在大工業用戶側兩次低谷電價充電，兩次 19 尖峰電價放電的兩充兩放，和在一般工商業用戶側兩次低谷電價充電，一次尖峰電價放電，一次高峰電價放電的兩充兩放。假設電價維持 2023年 8月代理購電價格，年充放天數為 330天，則可實現大工業負荷儲能年收益可實現大工業負荷儲能年收益 110.5 萬元，可實現一般工商業負荷儲能年收益萬元，可實現一般工商業負荷儲能年收益 82.55 萬元。萬元。圖圖 19：浙

70、江浙江 8 月月代理購電大工業電價（代理購電大工業電價（1-10kV，元，元/kWh）圖圖20：浙江浙江8月月代理購電一般工商業電價（代理購電一般工商業電價（1-10kV，元，元/kWh）資料來源：建德市人民政府，建德市供電公司，信達證券研發中心 資料來源：建德市人民政府，建德市供電公司，信達證券研發中心 需求側響應收益部分：需求側響應收益部分：虛擬電廠中電化學儲能、可調節工業負荷和可中斷負荷可參與浙江省電力需求響應。其中，根據資源的不同特性，電池儲能可申報分鐘級削峰，可調節負荷可申報日前削峰和日前填谷，可中斷負荷可申報小時級削峰。需求響應次數方面，依據2021-2022 年度浙江省電力需求響

71、應補貼明細用戶名單公示，假設虛擬電廠項目參與需求側響應 80 次/年，其中日前削峰 54 次，日前填谷 9 次，小時級削峰 9 次，分鐘級削峰 8 次。且全部位于迎峰度夏（2個月）和迎峰度冬（2 個月）時段。則最終得到虛擬電廠項目年度日前削峰收益 162 萬元、日前填谷收益 167.5 萬元、小時級削峰收益 93 萬元、分鐘級削峰收益 18.08 萬元，總收益340.58 萬元。表表 10：浙江省浙江省 2021 年需求響應補貼價格方案年需求響應補貼價格方案 響應類型響應類型 補貼機制補貼機制 補貼形式補貼形式 電量補貼電量補貼 容量補貼建議容量補貼建議 日前削峰日前削峰 基于響應電量的階梯補

72、貼基于響應電量的階梯補貼 電量電量 競價出清價格，競價出清價格，4 元元/千瓦時封頂千瓦時封頂-小時級小時級 兩部制補貼兩部制補貼 容量、電量考核容量、電量考核 年度固定單價，年度固定單價，4 元元/千瓦時封頂千瓦時封頂 旺季：旺季：0.25 元元/千瓦月千瓦月 淡季：淡季：0 分鐘級分鐘級 兩部制補貼兩部制補貼 容量、電量考核容量、電量考核 年度固定單價，年度固定單價，4 元元/千瓦時千瓦時 旺季：旺季：1 元元/千瓦月千瓦月 淡季：淡季：0 秒級秒級 兩部制補貼兩部制補貼 容量、電量考核容量、電量考核 年度固定單價，年度固定單價，4 元元/千瓦時千瓦時 旺季：旺季：0.1 元元/千瓦月千瓦

73、月 淡季：淡季：0 填谷填谷 基于負荷基于負荷 容量容量 年度年度 5 元元/千瓦日千瓦日 資料來源：北極星售電網，浙江省發改委，信達證券研發中心整理（注：旺季為1、6、7、8、9、12月，其余為淡季）調峰輔助服務收益部分：虛擬電廠中可調節工業負荷和可中斷負荷，可由虛擬電廠作為第三方獨立主體參與浙江電力調峰輔助服務。根據浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規則（試行），低谷電價時段填谷調峰輔助服務價格上限為 400 元/MWh，高（尖）峰電價時段填谷調峰輔助服務價格上限為 500 元/MWh，削峰調峰輔助服務價格上限為 500 元/MWh。假設可調節工業負荷和可中斷負荷全部參與削峰輔助

74、服務，年調節天數 200 天，每天全量參與調節 2 小時，則可得到虛擬電廠提供調峰輔助服務收益為 650 萬元。0.31671.07321.26091.26091.07321.26091.07320.316700.20.40.60.811.21.40123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 230.37970.93140.37970.93141.25380.93140.379700.20.40.60.811.21.40123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 20 表表 11：

75、浙江：浙江獨立第三方主體參與電力輔助服務市場價格限制（元獨立第三方主體參與電力輔助服務市場價格限制（元/MWh）服務類型服務類型 價格上限價格上限 低谷電價時段填谷調峰低谷電價時段填谷調峰 400 高（尖）峰電價時段填谷調峰高（尖）峰電價時段填谷調峰 500 削峰調削峰調峰峰 500 旋轉備用旋轉備用 15 一次調頻一次調頻 120 二次調頻二次調頻 60 資料來源：北極星售電網，浙江省能監辦，浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規則（試行）（征求意見稿），信達證券研發中心整理 綜合來看，虛擬電廠項目參與電價峰谷套利，需求側響應和調峰輔助服務可同時獲得收益。若虛擬電廠與資源實現收益 1

76、:9 分成，虛擬電廠運營商可獲得的收益分別為 19.3 萬元、34.06 萬元和 65 萬元，合計 118.36 萬元。依照前述虛擬電廠投資情況，可得項目靜態回收期 8.45 年，項目投資靜態收益率 10.10%。表表 12：虛擬電廠項目：虛擬電廠項目財務指標匯總財務指標匯總 削峰填谷年收益削峰填谷年收益/萬元萬元 19.30 需求響應年收益需求響應年收益/萬元萬元 34.06 調峰服務年收益調峰服務年收益/萬元萬元 65.00 虛擬電廠年收益虛擬電廠年收益/萬元萬元 118.36 收益分成比例收益分成比例 10.00%項目靜態回收期項目靜態回收期/年年 8.45 項目投資內部靜態收益率項目投

77、資內部靜態收益率 10.10%資料來源：信達證券研發中心整理（注：此項目收益情況建立于前述成本與收入假設）3、虛擬電廠虛擬電廠市場空間測算市場空間測算：短期迅速發展，“十四五”末有望形成百億級別市短期迅速發展，“十四五”末有望形成百億級別市場場 政策確定需求側響應市場需求，各地落實相應補償費用，虛擬電廠盈利空間廣闊。在高比例新能源持續滲透新型電力系統的情況下，虛擬電廠參與電力市場和提供輔助服務的體量逐步提高，行業整體盈利空間有望進一步擴大。以“到 2025 年，電力需求側響應能力達到最大負荷的3%5%”的國家層面要求確定需求側響應的市場空間，并接續前述虛擬電廠在浙江省的核心假設和測算結果，以虛

78、擬電廠單位功率/負荷的年盈利計算全國范圍的虛擬電廠收入。假設：1）儲能規模保持高速增長，2022/2023E/2024E/2025E 分別為 13.076/31.272/50/80GW 的規模；2）電 力 系 統 尖 峰 負 荷 保 持 年 均7%的 增 速，需 求 響 應 空 間 逐 年 增 長，2022/2023E/2024E/2025E 分別為尖峰負荷的 3%/3%/4%/5%；3）虛 擬 電 廠 運 營 商 分 成 比 例 逐 步 提 升，2022/2023E/2024E/2025E分 別 為15%/18%/22%/25%。21 可得虛擬電廠理論市場空間為虛擬電廠理論市場空間為 219

79、.83/414.08/663.62/1052.65 億元，虛擬電廠運營商市場空間億元，虛擬電廠運營商市場空間為為 32.98/74.53/146/263.16 億元。億元。表表 13：虛擬電廠市場空間測算虛擬電廠市場空間測算 2022 2023E 2024E 2025E 儲能單位功率年收益儲能單位功率年收益/（萬元（萬元/MW）96.53 99.42 102.40 105.48 需求側響應單位負荷需求側響應單位負荷年年收益收益/（萬元（萬元/MW）8.51 8.77 9.03 9.30 調峰輔助服務單位負荷調峰輔助服務單位負荷年年收益收益/（萬元（萬元/MW）16.25 16.74 17.24

80、 17.76 預計儲能投產量預計儲能投產量/（MW）13076.8 31272 50000 80000 尖峰負荷預估尖峰負荷預估/億千瓦億千瓦 12.6 13.48 14.43 15.44 需求響應空間占尖峰負荷比重需求響應空間占尖峰負荷比重/%3%3%4%5%需求響應空間需求響應空間/MW 37800 40446 57703 77178 需求響應收益需求響應收益/億元億元 32.18 35.47 52.12 71.81 調峰輔助服務收益調峰輔助服務收益/億元億元 61.43 67.70 99.48 137.04 儲能峰谷套利收益儲能峰谷套利收益/億元億元 126.22 310.91 512.

81、02 843.80 虛擬電廠理論收入虛擬電廠理論收入總和總和/億元億元 219.83 414.08 663.62 1052.65 虛擬電廠運營商分成比例虛擬電廠運營商分成比例/%15%18%22%25%虛擬電廠運營商虛擬電廠運營商市場空間市場空間/億元億元 32.98 74.53 146.00 263.16 資料來源：信達證券研發中心整理 投資建議 1、虛擬電廠虛擬電廠產業鏈全景：產業鏈全景：承上啟下，設備服務提供與資源聚合運營兩條主線承上啟下，設備服務提供與資源聚合運營兩條主線 依據前述虛擬電廠與分布式能源資源、以及與電力調度及交易部分交互的架構可知，整個虛擬電廠產業鏈可劃分為上游資源層，中

82、游設備/運營層和下游交易層。從產業鏈參與的角度看，由于當前虛擬電廠仍處于示范項目起步階段，目前已參與產業鏈的企業主要以提供通信/自動化控制系統、預測及優化等軟件模塊和提供遠程終端和智能電表等設備/服務提供商。部分有能力投資且有意愿嘗試虛擬電廠項目的企業，也會基于其已有的優化能力或自建/控制資源，成為資源聚合商開展虛擬電廠業務。圖圖 21：虛擬電廠全產業鏈圖景虛擬電廠全產業鏈圖景 資料來源：新型電力系統規?；`活資源虛擬電廠科學問題與研究框架（康重慶、陳啟鑫、蘇劍等著），信達證券研發中心整理 22 2、虛擬電廠虛擬電廠產業鏈相關企業產業鏈相關企業 軟件模塊（預測軟件模塊（預測&優化）優化）供應供

83、應商：商：虛擬電廠的運營關鍵在于其預測和優化的能力。對電價虛擬電廠的運營關鍵在于其預測和優化的能力。對電價/負荷負荷/市場需求實現高精度預測將使得虛擬電廠在市場交易和商業運營中占據行業優勢地位。市場需求實現高精度預測將使得虛擬電廠在市場交易和商業運營中占據行業優勢地位。目前，開展預測及優化軟件開發與應用的企業較多，但由于預測優化效果的差別最終將直接反應在虛擬電廠運行效果中，預測優化軟件相關企業競爭或將較為激烈。相關標的相關標的：國能日新國能日新、朗新科朗新科技技、恒實科技恒實科技。通信/自動化控制系統供應商：為保證電力系統設備運行可靠與安全，需要有電氣自動化控制系統實現對電力設備的監測和控制。

84、具體而言，系統需要實現設備關斷自動控制功能、繼電保護功能、采集視聽信號的監視功能和電力參數采集與測量功能。就虛擬電廠而言，在電力系統內長期提供通信系統和自動化控制系統的企業具有相關市場優勢。相關標的相關標的：國電南瑞國電南瑞、許繼電許繼電氣氣、國網信通國網信通、東方電子東方電子。遠程終端/智能電表供應商：虛擬電廠遠程智能終端是實現控制調節海量分布式資源的物理執行層，除數據采集和智能接入外也可以實現邊緣數據存儲和計算功能。相關設備主要由傳統的電表設備生產商提供，并根據個性化需求制定編入軟件。相關標的相關標的：安科瑞安科瑞、南網科技南網科技。資源聚合商：不同于上述設備/服務提供商，目前投資建設虛擬

85、電廠項目的主要企業為電網公司和發電集團。由于虛擬電廠仍處于示范項目階段，其對電網公司和發電集團的營收幾乎可以忽略。另有部分充電樁/分布式光伏等設備硬件制造廠商會另外發展自制設備的運營管理業務，進而實現資源聚合。相關標的相關標的：特銳德特銳德、南網能源南網能源、蘇文電能蘇文電能。表表 14：相關相關上市公司估值表上市公司估值表 股票名稱股票名稱 收盤價收盤價（元（元/股）股）歸母凈利潤（百萬元）歸母凈利潤（百萬元）EPS（元（元/股）股）PE 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 軟件模軟件

86、模塊塊 國能日新 64.83 67.08 97.24 125.91 163.36 0.95 0.98 1.27 1.65 92.29 66.17 51.10 39.39 朗新科技 19.59 514.25 950.94 1305.14 1711.46 0.48 0.87 1.19 1.56 24.56 22.60 16.46 12.56 恒實科技 13.16 30.75 72.82 111.16 156.94 0.10 0.23 0.35 0.50 -56.72 37.15 26.32 通信通信/自動化自動化控制系控制系統統 國電南瑞 22.64 6466.18 7497.92 8746.34

87、 10085.55 0.96 0.93 1.09 1.26 26.76 24.26 20.80 18.03 許繼電氣 18.48 759.22 968.16 1367.75 1630.73 0.75 0.95 1.34 1.60 25.38 19.45 13.77 11.55 國網信通 15.18 801.58 980.56 1148.87 1283.05 0.67 0.82 0.96 1.07 24.82 18.62 15.89 14.23 東方電子 8.31 333.46 564.23 720.11 896.31 0.33 0.42 0.54 0.67 26.38 19.75 15.47

88、12.43 遠程終遠程終端端/智智能電表能電表 安科瑞 27.22 170.61 243.38 344.86 470.29 0.79 1.13 1.61 2.19 36.97 24.03 16.96 12.44 南網科技 29.81 205.72 495.32 818.69 1180.68 0.36 0.88 1.45 2.09 141.97 33.99 20.57 14.26 資源聚資源聚合商合商 特銳德 18.48 272.20 365.55 580.21 888.65 0.26 0.35 0.55 0.84 76.85 53.38 33.63 21.96 南網能源 5.95 553.45 840.45 1265.00 1694.00 0.15 0.22 0.33 0.45 38.94 26.81 17.81 13.31 蘇文電能 40.33 256.14 466.98 622.81 816.22 1.50 2.27 3.03 3.97 27.89 17.77 13.32 10.17 資料來源：Wind，信達證券研發中心（注：盈利預測來源于萬得一致預測，數據截至2023年8月23日）