虚拟电厂行业市场分析

虚拟电厂行业市场分析一、虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设，以解决发用电时间错配问题1.1风光发展带来发用电时间错配矛盾，电力系统灵活性资源需求日益增长我国风电、光伏产业发展迅速，发电量、装机容量占比逐年上升。发电量方面，2009年至2022年间，风电发电量从276.15亿千瓦时增长至最高7624亿千瓦时；光伏发电量从0增长至4276亿千瓦时，风光发电量占比从0.8%增长至13.7%，年度复合增长率约为22.5%。装机容量方面，2011年至2020年间，风电装机容量从15.28GW增长至最高72.11GW，年度复合增长率约为16.8%；2013至2022十年间，光伏装机容量从12.92GW增长至87.41GW，年度复合增长率约为21.0%。2022年光伏新增装机量再创新高，成为历年新增装机规模最大的一年。风电光伏大量并网带动电力系统灵活性调节资源需求提升。电力即发即用，而风电一般凌晨大发，光伏中午大发，用户侧用电高峰主要集中在上午和晚上，因此发/用电天然不匹配。随着风电光伏装机量、发电量不断提升，时间错配的矛盾愈发明显。为解决新能源发电-负荷侧用电的时间错配问题，电力系统对灵活性调节需求不断提升。建设虚拟电厂是解决时间错配的有效措施。发用电的时间错配问题，可以分为发电侧和负荷侧有两类解决措施。供给侧的解决方式主要为三种：1）火电灵活性改造；2）独立共享储能或新能源配储；3）特高压远距离输电。需求侧的解决方式主要为三种：1）负荷管理；2）需求侧相应；3）虚拟电厂。其中，虚拟电厂便是负荷侧中解决时间错配的有效措施，通过整合分散的分布式资源，根据电力系统需求进行削峰填谷，整体可以同时作为“发电侧”或“用电侧”。虚拟电厂是需求侧响应的延申，需求侧响应是主动的负荷管理。负荷管理主要靠管制措施有计划的限制企业的用电，比如“有序用电”、“拉闸限电”，具有强制性，可能会影响公司的经营生产。需求侧响应则是市场驱动的、主动性的负荷管理，通过经济性驱动，让企业主动进行的负荷管理，从而降低顶峰负荷，减少电力系统的供电压力，需求侧响应一般指的是企业的负荷管理，灵活性资源主要是用户侧的可控负荷。虚拟电厂的范围更广，是通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统，其包括分布式发电资源、负荷侧的灵活性资源，可以整合一个区域的资源作为整体进行调节。微电网有望逐步与虚拟电厂相结合。微电网可以理解为一个独立的电网系统，其内部可以独立运行，也可以并入大电网运行，可以说是第三级的电网系统（主网、配网、微网）。而虚拟电厂相比于微网，组织架构更复杂，运行需要依靠电网，规模较大，各个环节参与者更加细化，并且虚拟电厂具有市场激励机制，可以通过市场实现收益。微网可以简单理解成区域性的小型独立的虚拟电厂，其作为一个整体，也是负荷侧的灵活性资源。我们认为未来微电网有望成为一种灵活性资源参与虚拟电厂。1.2虚拟电厂具有较强的调节能力，我国的虚拟电厂处于发展初期虚拟电厂具有较强的灵活性调节能力。虚拟电厂并不实际发电，而是将分散的源、网、荷、储等元素进行集成调控，形成一个黑匣子，对外等效成为一个可控的电源，具有较强的灵活性调节能力，可以作为发电电源可向电力系统供电，也可以作为负荷消纳系统的电力，同时具有向上和向下调节负荷的能力。虚拟电厂的核心是聚合资源的能源管理系统，基础是分布式、灵活性资源和电力市场。虚拟电厂本质是一个能源管理系统，因此智能化的软件平台、集控系统是虚拟电厂的核心。参与软件平台调度、控制的分布式能源、灵活性资源是虚拟电厂的资源基础。灵活性资源在能源管理系统的控制下，还需要进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换，实现盈利。因此电力市场等市场机制是虚拟电厂实现盈利的市场基础。虚拟电厂可分为一体化和负荷侧虚拟电厂。根据山西省能源局《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“源网荷储一体化”虚拟电厂。两者相比：1）“源网荷储一体化”虚拟电厂范围更广，不仅包括电力用户，还包括新能源、配套储能项目。2）“一体化”虚拟电厂项目的运营商为源网荷储一体化项目业主或者授权代理商。3）“一体化”虚拟电厂调节精度更精确，不超过±10%的波动。虚拟电厂发展可以分为三个阶段：邀约型阶段、市场化阶段、自主调度型阶段。邀约型阶段是在没有电力市场的情况下，由政府部门或者调度部门发出邀约信号，各个聚合商、虚拟电厂参与组织资源以可控负荷为主进行响应，共同完成邀约、响应和激励流程，我国目前处于邀约型阶段；市场化阶段的最大变化为电力市场建设完成，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，基于自身商业模式分别参与电力现货市场、辅助服务市场、容量市场等获得收益，德国、美国等地区逐步向市场化阶段迈入；自主调度型阶段的变化为虚拟电厂的区域范围扩大，类似为“虚拟电厂电力系统”，不仅包括分布式能源，也包括这些资源的组合形态（如微电网、区域能源互联网等），收益模式也更加丰富，包括跨区域的电力市场交易。目前我国正处于邀约型发展初期。我国虚拟电厂具有盈利空间，但商业模式仍在探索中。目前我国的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段。已经开展的虚拟电厂业务主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但是需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，一定程度丰富虚拟电厂的商业模式。1.3虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设虚拟电厂在经济性方面具备显著优势，前期投入为200-400元/KW，建设/运营/激励等环节投资为853元/KW。灵活性资源建设中可以分为电源侧、储能、需求侧、电网侧等。从建设的固定成本来看：1.常规煤电灵活性改造成本600-700元/KW，燃煤热联灵活性改造成本300-500元/KW，注意这里的成本只是固定成本投入，改造之后会增加机组的磨损以及老化，从而增加折旧成本，并且灵活性调节本质等于在稳定运行的前提下减少发电，因此会损失发电收益。2.储能来看，抽水蓄能建设成本为6300-7200元/KW，电化学储能建设成本为1500元/kWh，今年来看，储能的造价因碳酸锂的价格大幅下降有明显降低。3.需求侧来看，需求响应前期平台建设、设备更换等投入只需要200-400元/KW。另外，根据国家电网测算，满足5%的峰值负荷，通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元。我们按照2022年的最大负荷12.9亿千瓦的5%，虚拟电厂建设运营激励等环节投资550亿元进行测算，得到单位投资为853元/KW。我们认为虚拟电厂具有较好的经济性的重要原因之一为：虚拟电厂并不需要新建设灵活性资源，他起到的作用是聚合存量的规模较小而难以发挥作用的灵活性资源，因此建设虚拟电厂基本上需要的为通信、软硬件等建设，而不需要灵活性资源的建设，成本较低。二、顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔2.1中央政策方向明确，虚拟电厂的建设有望加速中央部委多次提及建立虚拟电厂，近两年政策密集出台。从政策发展脉络来看，2015年国家能源局以及发改委便提及虚拟电厂的商业模式创新，发展至今由更多实施细则不断推出，比如《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确提及相关的灵活性资源（用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源），以及市场参与者（负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等）；《科技支撑碳达峰碳中和实施方案》提及建立一批适用于分布式能源的“源-网-荷-储-数”综合虚拟电厂。从政策的出台看密度来看，近两年的政策密集出台，虚拟电厂的建设有望加速推进。我们认为政策明显加快的原因一方面是电力市场持续深入推进叠加用户侧灵活性资源不断建设、挖掘，虚拟电厂的基础建设逐步完善，另一方面是新能源装机、发电量节节攀升，电网消纳压力逐步增大，灵活性资源的建设迫在眉睫，因此需要挖掘用户侧的灵活性调节资源，从而虚拟电厂在政策上来看，呈现加速建设的态势。各省出台电力需求侧响应利好政策，助力构建需求侧响应盈利性。近几年，各省先后出台需求侧响应的细则，明确需求侧响应的参与规则、收益计算模式以及响应价格。准入门槛来看，虚拟电厂或负荷聚合商的准入门槛多数为1000KW，部分地区如山东（5MW以上）、陕西（2MW以上）、安徽（5MW以上）、福建（2.5MW以上）要求更高。收益模式来看，补偿基准价格基本上为4元/kWh，如福建、浙江，其他省份价格有所差别，基本在0-5元/kWh之间，另外部分省份如浙江、河北、安徽等地区设置了容量补贴。政策多为2022-2023年出台，我们预计未来更多省份有望出台相关利好政策，虚拟电厂的盈利模式有望初步打通。2.2虚拟电厂的两大基础建设加速推进，虚拟电厂正处于0-1的过程虚拟电厂的两大基础建设分别为灵活性资源的建设或挖掘，电力市场的建设。这两大基础建设近期处于加速推进的态势。电力市场化改革逐步深化，现货市场、中长期市场、辅助服务市场等模块逐步完善。2022年1月国家发改委、国家能源局出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确指出到2025年初步全国统一电力市场体系。电力市场改革围绕电力商品属性为核心，建立完善电力现货市场、电力中长期交易市场、辅助服务市场等功能模块，引入储能电站、虚拟电厂、分布式能源等新型市场主体参与市场交易，利用市场机制优化电力资源配置，有利于促进新能源消纳和能源结构转型。工商业储能是体现虚拟电厂灵活性的核心基础，虚拟电厂有望拓展工商业储能盈利模式。对于虚拟电厂而言，灵活性主要表现为为可调节负荷、用户侧储能。空调、电动汽车等需求侧的可调节性资源可以通过聚合方式参与虚拟电厂，从市场交易获益。考虑到工商业储能并不一定能完成两个完整循环，因此在其他条件不变的情况下，0.7元/kWh（介于0.60-0.78元/kWh）以上的峰谷价差能较大概率实现较好收益。工商业储能的经济性的核心指标为峰谷价差和投资成本。短期来看，工商业储能需求2023-2025年有望达5.1、10.4、18.7GWh。在收益不断提升、成本不断下降、政策持续推动、缺电焦虑持续的情况下，我们预计未来两年经济性将推动工商业储能快速发展。我们基于以下假设：1）存量、新增分布式光伏配套储能渗透率不断提升，23年分别至1%、20%。2）配储比例逐步提升至15%。3）参考观研天下数据，独立工商业储能新增装机逐步提升至2023年的2.2GWh。我们测算工商业储能2023-2025年有望达5.1、10.4、18.7GWh。厄尔尼诺现象频发，空调改造助力节能。近年来，全球多地包括我国极端高温天气频发。日前，世界气象组织宣布，热带太平洋地区7年来首次形成厄尔尼诺条件，未来5年内大概率出现创纪录极端高温，在此背景下，空调带来的用电负荷将明显增加。据国网北京市电力公司消息，北京电网负荷增长明显，较去年同期增长约30%，其中空调等降温负荷占到了总负荷的35%，空调节能改造能够有效助力电力削峰。2021年，广州国际银行中心通过中央空调系统高效冷站节能改造服务项目，达到改造后年节能146.4万kWh，显著降低空调用电需求。电动汽车充电站聚合为虚拟电厂，参与需求侧响应进行电力填谷。截至2023年6月，我国新能源汽车保有量达1620万辆，占汽车总量的4.9%。其中，纯电动汽车保有量1259.4万辆,占新能源汽车总量的77.8%。作为全球最大的电动汽车市场，推动电动汽车和电网协同发展意义重大。电动汽车作为高度灵活的移动储能单元，在调整用电负荷、参与需求侧响应进行电力填谷，消纳可再生能源方面具备较大潜力。2023年1月20日至25日，山东电网连续6天组织开展紧急型填谷电力需求响应，需求响应参与用户2572户次，最大填谷响应负荷93.92万千瓦，增加清洁能源消纳2344.08万千瓦时。将试点低压分布式光伏和电动汽车充电站可控负荷聚合为虚拟电厂，参与需求侧响应进行填谷，在试点分布式光伏参与填谷需求响应的同时，围绕“区块链+需求侧响应”场景落地开展创新应用。我们认为在灵活性资源与电力市场“双轮共驱”的背景下，虚拟电厂的发展建设有望水到渠成。2.3我国虚拟电厂示范项目大幅增加，海外虚拟电厂商业模式趋于完善相比欧美国家，我国虚拟电厂仍处于起步阶段。从2000年以来，欧美国家已经在探索虚拟电厂在电力市场的应用，不同国家在虚拟电厂的发展方向上有所不同，欧洲虚拟电厂以聚合分布式电源为主；美国虚拟电厂则以负荷型的灵活性资源为主，美国许多州都在尝试家庭虚拟电厂，在加利福尼亚，用户每向电网输送1度电，可以获得2美元奖励；日本以聚合用户侧储能和分布式电源为主；澳大利亚以聚合用户侧储能为主。我国虚拟电厂以试点示范为主，项目实际收益亟待提高。从2016年上海虚拟电厂试点开始，我国虚拟电厂正式走向公众视野。近两年各地虚拟电厂试点明显加速，江浙沪广东等地区示范项目陆续建设，虚拟电厂的类型也从需求响应向综合性、发电侧、需求响应多元化资源发展。从收益水平来看，我们可以根据深圳公开的虚拟电厂测算实际的收益情况，国电投深圳能源发展有限公司虚拟电厂平台由国家电投集团上海发电设备成套设计研究院牵头研发，目前参与广东现货市场交易并获利，约0.274元/KWH。相比于固定成本投资200-400元/KW，仍然处于较低水平，商业模式亟需拓展。我国的具体项目中，从聚合的资源来看，主要包括储能、负荷、分布式电源。比如深圳的项目主要的调节性资源为储能、充电站以及用户侧负荷比如数据中心、写字楼、工厂等；冀北的项目聚合资源相比深圳的项目多了如分布式光伏、空气源热泵等；江苏的项目主要资源为空调等负荷，也包括充电桩、储能等；浙江丽水项目的资源除用户侧的资源还包括小水电。从规模上看，示范项目的规模基本在100MW以上。深圳的总规模约367MW，冀北总规模约160MW，江苏单次削峰4020MW，最大填谷规模2570MW，上海总规模1000MW，华北用户侧资源达204MW，浙江丽水超过400MW。收益模式逐步多元化，未来有望随电力市场建设进一步丰富。虚拟电厂的盈利模式总结起来：1.电网辅助服务，提高电网的弹性和调节能力，比如深圳、冀北、华北国网VPP示范项目；2.需求侧响应服务，特质电网调动的需求侧响应从而获得服务收益，这种模式最为普遍，实际上是其中一种辅助服务；3.参与电力市场，通过市场交易而获得收益；4.能效优化，为大用户提供能源资源优化管理服务，预测电力市场价格波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入，比如深圳、冀北项目。我们认为，现有项目的盈利处于拓展阶段，盈利模式逐步多样化，未来的盈利模式有望随电力市场的建设和完善进一步丰富。日本来看，丰富的电力市场品类带动虚拟电厂盈利模式丰富。相比于我国的虚拟电厂，日本的项目的收益模式种类更多。输配电可以稳定系统，包括调频、调压、供需平衡，而我国主要以削峰填谷为主。售电侧可以弥补电量不足产生的费用差额，我国的虚拟电厂暂时无此种收益。用户侧收益模式增加设备利用最大收益化（将电源、储能的富余空间通过负荷侧市场进行交易）、参与激励协议。欧洲来看，虚拟电厂的资源主要为发电侧资源，收益模式主要电网平衡服务和用户侧服务。从聚合资源来看，欧洲的资源主要为风电、光伏机组以及储能装置。从规模上看，整体差异较大，比如德国BAYWA.RE项目，规模只有3.3MW，而德国ENTELIOS项目规模达1GW以上。从收益模式上看，主要包括电网平衡服务（其中包括调频调峰）、增加发电收益、资源管理优化，还包括用户侧的需求响应、供电作用。我国与海外的虚拟电厂的发展差距，主要来自电力市场的成熟度差异，我们预期未来或将有相关政策逐步出台落地。成熟的市场机制是虚拟电厂发展的沃土，其不仅包括多元化的市场，如电能量、辅助服务、容量等，还包括对主体地位明确、交易规则健全等。我们认为，未来几年我国有望逐步出台相关政策，虚拟电厂产业也有望受到催化。2.4虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发我们测算得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元，其中平台建设约244.5亿元，2030年产业链市场空间有望达917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。根据《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，2025年的我国各省目标的需求响应能力为最大用电负荷的3-5%，根据中电联的测算2025年最大负荷为16.3亿千瓦，按需求响应能力为5%计算，对应的虚拟电厂调节能力为82GW。根据国家电网数据，我们前文测算得到虚拟电厂的运营、激励、建设的单位投资成本为853元/KW，其中平台费用假设为300元/KW，因此我们得到2025年虚拟电厂制造端、运营端的产业链市场空间有望达695.2亿元，其中平台建设约244.5亿元。假设最大负荷按照每年3%的增速增长，我们测算得到2030年的最大负荷为1890GW，若虚拟电厂调节能力占比10%，以类似的逻辑我们测算得到2030年产业链市场空间有望达917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。虚拟电厂在峰谷差率较高，电力市场进度较快的省份有望率先上量。从峰谷价差来看，广东、湖南、海南、重庆、上海、湖北、浙江、河南、江苏、安徽、山东、天津位于前列，价差超过0.8元/kWh，其反应这些省市的消纳压力较大，对虚拟电厂的需求迫切。从电力市场化的进度来看，2017年我国敲定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区开放电力现货市场，2019年上述8个市场全面模拟试运行。2021年4月第二批现货市场公布，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市被列入。第一批区域市场运行时间长，较为领先。因此综合来看，我们认为广东、浙江、山东、四川等地有望成为虚拟电厂率先起量的省份，其产业链也有望率先快速发展。三、看好虚拟电厂系统产业链投资机会，具有先发优势企业有望受益3.1看好虚拟电厂上中游环节，当前竞争力在于项目积累与资源优势虚拟电厂产业链涉及上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方。上游基础资源主要包括可控负荷资源、灵活性资源和工商业储能设备。中游资源聚合商主要依靠互联网、大数据等，通过收集整合各方面的数据信息，增强虚拟电厂的统一协调控制能力，是虚拟电厂产业链的关键环节。产业链下游为电力需求方，由电网公司、售电公司和大用户构成。电网公司作为电网运营商，是电力市场的重要买方，同时也是我国目前虚拟电厂的主要收入来源。从投资角度来看，我们认为0-1的过程有望率先起量的是产业链的上游资源和中游设备建设。目前我国虚拟电厂处于初期阶段，按照建设进度来看，我们认为产业链发展最先受益的或为上游基础资源建设如风光、储能等建设，随后是平台建设，包括软件、硬件、总包等，随后待电力市场建设完善，商业模式跑通，运营商的利润有望发生改善。因此在此阶段我们认为可以关注产业链中游系统平台建设相关企业。虚拟电