虚拟电厂行业情况详细总结与梳理

虚拟电厂行业情况详细总结与梳理一、电力市场总体情况与趋势（一）我国电力市场建设历程：顶层设计逐渐完善从2015年9号文标志着本轮电力体制改革正式执行，到2021年《加快建设全国统一电力市场》全市场体系结构：空间范国上覆盖省间、省内；在时间周期上覆盖多年、年度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易；在交易标的上覆盖电能量、辅助股务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种。（二）中长期市场交易情况：基本顶格成交，价格上浮20%2021年供应紧张后，根努国家政策要求，通过换签、新签等方式，基本实现中长期合约价格上浮20%的预期目标，初步实现了一二次能源的价格传导。（三）现货市场交易情况：省级定位于电力平衡、省间定位于资源配置省级市场主要满足省内平衡调剂需要；省间市场则是按照国家能源战略，做好在全国范围内的能源资源优化配置。第一批5家现货试点单位山东、山西、福建、甘肃、四川己实现常态化长周期运行第二批6家现货试点单位均开展了现货市场试运行。其中，湖北、江苏、安徽开展了短周期结算试运行；辽宁、河南、上海开展了调电试运行。截至2023年一季度，省间现货交易累计完成交易电量50.97亿干瓦时。现货交易电量规模前三名的省份是山西、吉林、辽宁；现货购入电量规模前三名的省份是四川、青海、浙江。（四）辅助服务市场情况：调峰占比72%、备用占比17%、调频占比11%区域辅助服务市场方面，以调峰和备用辅助服务品种为主。省级辅助服务市场方面，除西藏外其余省份均开展了调峰、调频等辅助服务市场（五）新能源参与市场情况：新能源市场化交易电量3465亿千瓦时，同增60%2022年，国网经营区域累计消纳新能源电量9989亿干瓦时，新能源利用率高达97.3%。其中，新能源市场化交易电量3465亿千瓦时，同比增长60%，占全部新能源的比重达34.8%，同比+9pct。（六）绿电绿证市场交易情况：已初步实现新能源绿色溢价2022年，北京电力交易中心累计组织绿电交易1521kWh,

平均溢价71.51元/MWh。2022年，北京电力交易中心创新开展绿证交易，累计交易量145万张（合14.5kWh)。交易均价28.10元/张（合0.028元/kWh），购买方主要为售电公司及制造企业。（七）主体参与情况和市场化电量：市场化电量占比超过3/4海量主体积极入市，市场主体数量取得指数级增长：截至2022年，国网公司经营区市场用户累计已超过50万户，较2021年底增长39.4%，是2015年改革初期的近20倍；同时存在约4000万小微用户通过代理购电方式参与市场。2022年，国网公司经营区市场交易电量4.13万亿干瓦时，同比大幅增长43%，市场化电量占公司售电量的比重己达到75.9%。（八）电力市场未来发展的七大趋势趋势一：电力市场目标多维化、趋势二：电力市场价值多元化、趋势三：中长期电力市场连续运营、趋势四：现货电力市场全面覆盖、趋势五：新能源高比例参与电力市场、趋势六：容量补偿机制持续完善、趋势七：持续推动需求侧参与电力市场。二、虚拟电厂深度科普与业务拆分（一）虚拟电厂定义：聚合管理、优化分布式可调节资源（二）虚拟电厂两大作用：增强电网调节能力、以及提供新盈利模式对电网：增强电网调节能力，保障新型电力系统的“源网荷储'互动运行。对用户：提供用户新的盈利模式，实现用户从辅助服务消费者向供应商的转变，开拓了用户新的盈利模式。（三）负荷侧灵活资源：可发挥多样作用，大大激发市场活力针对负荷响应时间、可持续时间、响应不确定性差异化特征。对负荷按照晌应时间聚合建模，按照响应时间级别分为七级，满足电网不同运行场景调控需求。（四）虚拟电厂平台接入流程：从“收资”到“并网”共7步以深圳虚拟电厂试点项目为例，平台接入流程主要包括：收资、用户注册、接入方案技术对接、接口调试、响应性能测试、现场加密网关安装、正式并网。（五）虚拟电厂国内应用现状：研发应用和商业模式处于起步阶段试点地区：“十三五”、“十四五”期间，南方区域、华北区域、山西、山东、江苏、上海、浙江等地在现货市场、需求响应、辅助服务等方面已开展探索。国内虚拟电厂发展阶段：19年以前第一阶段是邀约型阶段，2020年后第二阶段是市场化阶段（六）国内标准开展情况：《资源配置与评估技术规范》《管理规范》国网上海电力：牵头国标《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》，2023年2月份立项国网浙江电力：牵头国标《虚拟电厂管理规范》前期工作情况，2023年2月份立项，4月份召开编制启动会（七）国内虚拟电厂相关政策：2021-2022年以来相关政策陆续出台，2022年后密集发布。包括《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《“十四五”现代能源体系规划》等。2023年5月，国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》。（八）对国内虚拟电厂的期望：向市场型阶段、自主调度型转变调度模式发展阶段：虚拟电厂邀约型阶段—市场型阶段—跨空间自主调度型聚合规模：调节功率几万kW到十几万kw对外呈现电厂控制性能：秒级、分钟级响应速度；响应或在一天部分关键时段对电力系统的调节：外部的刚性控制转化为内部的柔性控制、无感控制、无损控制市场运营：对内:海量资源调控响应，准确、公平记录；对外：提供准确响应记录（九）虚拟电厂主要包括：软件平台、硬件、以及运营/聚合虚拟电厂业务主要包括三类：①软件平台（本地控制、DER聚合平台、价值预测和优化、市场/电网交互）；②硬件（DER设备、现场控制器）；③运营/聚合软件、硬件、运营/聚合毛利率依次递减，但营收体量依次递增参与虚拟电厂业务的主导方包括三类：①软件提供商：提供可以供客户操作的虚拟电厂软件平台；②独立运营商/电力营销商：专注于市场运营；③设备资源驱动型玩家：拥有分布式光伏、储能、充电桩等分布式能源设备资源三、海外虚拟电厂借鉴与启示（一）海外市场机制较成熟、商业模式较清晰国外试点情况：美国（超20个项目）、澳大利亚（61个项目）、欧洲（英国（超32个项目）、法国（超17个项目）、德国）等地区已开展虚拟电厂项目国外发展特征：海外国家地区以用户侧储能和需求响应为主，参与电力市场交易，容量规模和交易规模较大（二）21世纪初海外虚拟电厂政策陆续出台政策密集出台：国外对虚拟电厂的相关政策始于21世纪初欧盟七国的VFCPP项目，相关政策出台密集美国探索：美国在2010年《需求响应国家行动计划》将需求侧响应上升到国家层面。ConEdison公司和GreenMountainPower公司开展探索与项目搭建德国探索：2012年，Statkracft公司在德国建立了第一个商业虚拟发电厂，此后虚拟电厂开始了大规模的商业化应用，正式开始探索虚拟电厂平台的搭建（三）澳大利亚——储能占比最高、售电公司为主要玩家澳大利亚虚拟电厂发展较成熟的原因：1）地广人稀，能源结构高度分散，分布式电源资源、储能资源丰富；2）人口密度较低，因此电网建设成本相对较高；3）澳洲电力市场改革施行早，电力市场成熟度高截止2022年底，澳洲共有61个虚拟电厂项目：1）以技术类型区分：以储能为主体的项目占比最高（39个），且每个项目中均使同一储能品牌，其次是需求侧响应类型的项目（12个）；2）以运营方身份区分：售电公司为主要参与方（33家）（售电公司手里有客户资源、并且非常贴近市场），其次是电网公司主导（15家）。61个项目中：参与批发市场的有41个（根据价格信号去调节自己的生产和消费行为），给电网提供服务的有32个（提供容量、提供需求侧响应等），参与辅助服务市场的有17个（有功和无功平衡功率等）（四）德国——分布式可再生能源倾向于交由虚拟电厂运营德国虚拟电厂发展比较成熟，已经基本实现商业化。很多分布式可再生能源项目倾向选择交由虚拟电厂运营。颁布相关政策如《电力市场及规则》、《电网加速扩建法》、《聚合商相关法规》等。规定：虚拟电厂可用其资源池中聚合的各种分布式能源资源；可中断负荷既可以参与电力平衡市场，也可以参与输电系统运营商的招标《电网加速扩建法》：降低参与在调度的最低门槛，从10MW降低到100KW，引入调度管理商这一新的市场角色《可再生能源法》：所有100KW以上可再生能源发电项目必须参与电力市场交易销售德国NextKraftwerke是欧洲最大的虚拟电厂运营商，2022年各类分散式能源单元超过13000个，总容量超过10GW（五）美国——试点项目超20个，建成投运规模接近100万kw美国在需求响应方面起步较早，相关政策为虚拟电厂发展提供了良好的环境。随着分布式可再生能源在美国多个州的渗透率达到临界阈值，在有关法规的保障下，虚拟电厂已成为分布式电源管理和负荷响应的重要解决方案。截至2020年底，美国虚拟电厂试点项目数量超过20个，建成投运的虚拟电厂总装机规模接近100万千瓦。四、国内深圳、浙江、冀北电厂示范项目（一）深圳虚拟电厂——建设背景受外电、清洁能源比重大。2022年深圳非化石能源电量占比超过58%，实现本地清洁能源全额消纳、处于国内领先水平。负荷密度巨大、峰谷差明显。2022年全市负荷密度为1.07万千瓦/平方公里，全国第一。负荷呈现夏季“一谷双峰”、冬季”一谷三峰”的局面电车爆发增长、可调资源丰富。截至2023年1月，深圳市新能源汽车保有量已达76万辆，预计2025年将突破130万辆，动力电池储能潜力将达5000万千瓦时，充电桩保有量达57万支。2025年预计深圳可调节资源容量达900万千瓦，最大调节能力100万干瓦。（二）深圳虚拟电厂——系统定位：国内首家网地一体运营管理平台（三）深圳虚拟电厂——现状：规模超160万千瓦、可调超30万千瓦截至2023年5月31日，合作运营商累计66家（注册30家），包含综合能源运营商23家、充电桩运营商22家、智能楼宇运营商8家、通信基站运营商5家、电化学储能运营商4家、5G基站储能运营商2家、冰蓄冷运营商1家、动力电池储能运营商1家。接入数量超过2万个，资源规模超160万千瓦，可调资源超30万千瓦。（四）深圳虚拟电厂——当前主要接入五种平台运营商充电桩企业：特来电、奥特迅、南方电网、星星充电等建筑：美的楼宇科技、科中云、前海控股等聚合商：深电能科技集团、汉驰科技、晟能科技等传统电厂：SLAELA、NSRD、华润电力等基站：中国铁塔、中国移动、中国电信、中国联通、华为等（五）浙江虚拟电厂——华能示范工程：可调资源117个，共计70MW，实时调度、具备秒级响应（六）浙江虚拟电厂——宁波示范工程：可调工商业客户约100MW（七）浙江虚拟电厂——金华示范工程：“1全、2系、3景”1全：面向金华全域的灵活资源虚拟电厂2系：分时分类资源建模体系、分层分区资源聚合体系3景：需求响应、辅助服务、自主调节（八）冀北虚拟电厂——定位：全国首个市场化运营的示范项目平台上有3家运营商(冀北综合能源、恒实科技、国电投中央研究院），聚合35家用户、156个可调节资源，总容量35.8万千瓦，调节能力20.4万千瓦。构建“1（虚拟电厂智能管控平台）+n（运营商/聚合商）+x（用户）”体系架构。（九）冀北虚拟电厂——调节能力：接入11类负荷、容量385MW•在后夜风电大发、电网低谷调峰困难时段，调动资