虚拟电厂专题报告：虚拟电厂商业模式兑现在即

虚拟电厂专题报告：虚拟电厂商业模式兑现在即1.有效协调电网供需，虚拟电厂调控实力“不虚”1.1.虚拟电厂是整合、调控分布式电力资源的重要载体虚拟电厂是整合、调控分布式电力资源的重要载体。虚拟电厂（VirtualPowerPlant,VPP）是一种先进的分布式电力资源管理方案，通过数据化、信息化等手段，将分散的电源（例如光伏、风电等）、可控负荷（例如商业楼宇、工厂、空调、充电桩等）、新型储能等资源统一调度，形成一个高效、灵活、可控的电力系统。另一方面，虚拟电厂借助通信、算法等技术手段学习电力市场供需动态以及价格等电力市场信号，稳定电源出力、调节负荷峰谷、为相关主体盈利，控制、调度自身系统内部集合的可控电力资源。1.2.新能源出力占比提升，冲击电网有序供需格局是虚拟电厂发展的重要契机电力系统对可灵活电力资源需求增长推动虚拟电厂建设。伴随全球节能减排战略在各国陆续推进，大规模分布式风电、光伏为代表的新能源并网对全球电力系统的稳定带来挑战。随着新型能源结构对电力系统调度能力要求的提升，可灵活调度电力资源需求也快速增长。虚拟电厂的重要价值即为将分布式电源、负荷、新型储能等灵活性资源有效聚合，通过数字化手段实现智能调控，有机响应电网的调度需求。梳理德国、美国、澳大利亚等国家虚拟电厂的发展历史，可见电力系统对可灵活调度电力资源需求增长，是推动虚拟电厂发展的重要动力。1.3.虚拟电厂聚合源荷储多类资源响应调度，调控实力“不虚”虚拟电厂物理层面聚合源、荷、储侧多类电力资源。为灵活地满足电网的调度需求，虚拟电厂需要首先在物理层面上聚合一系列可调控的电力资源，此类资源类型可以是非常多元的。基于国内外已落地及规划中的虚拟电厂项目，可聚合的电力资源可大致分为源、荷、储三类，每一类资源的特性及衡量其灵活响应度的关键指标均不同。（1）电源侧，虚拟电厂聚合的资源类型主要为分布式风光、分布式水电，风光发电设备出力间歇性较强，水电出力则具备较强连续性，衡量电源侧资源灵活响应度的关键指标包括：额定出力、出力曲线，最小开停机时间等。这些电力设施不直接提供大规模电力，但通过智能软件联合调度可提供匹配传统发电厂的响应能力。（2）负荷侧，虚拟电厂聚合的资源包括工业园区、商业楼宇、居民负荷等，其中工业园区负荷可实现跨时段平移，商业楼宇和居民负荷则即可平移也可中断，衡量负荷侧资源灵活响应度的关键指标包括：可平移容量&时间、可中断容量&时间等。（3）储能类，虚拟电厂聚合的资源包括分布式储能、新能源汽车等，基于储能设备的灵活充放电性能，其可平移属性显著，衡量储能类资源灵活响应度的关键指标包括：充放电状态&效率、可用容量、响应时间等。电力市场调控需求驱动虚拟电厂动作，虚拟电厂动态参与电力市场生态。虚拟电厂通过聚合多元的可灵活调度电力资源，构成灵活资源动态可行域。该可行域的触发来自电力市场的动态调控需求，而市场动态调控需求由电力系统运行动态、市场运营动态等多维度耦合驱动。虚拟电厂聚合分布式电力资源并网，改变了电力系统的物理拓扑结构，能够间接调整电力系统潮流传输路径；同时，虚拟电厂内用户参与电力市场的机制与决策，直接形成价格等交易信号，构成电力市场的重要组成部分。虚拟电厂的数据与通信技术将物理和市场运行动态反馈至系统运营商，运营方与电网确认系调控需求，从而触发虚拟电厂搭建的灵活资源响应系统变化，通过改变电网潮流满足调控需求，同时参与电力市场交易，进而深入影响电力市场供需格局。2.虚拟电厂产业链、内部结构与商业模式拆解2.1.虚拟电厂产业链可大致拆解为上游电力资源、中游虚拟电厂系统化平台、下游电力调度需求方与响应方（1）上游电力资源：虚拟电厂物理层面对多元分布式电力资源的聚合是其实现调度功能、跑通商业模式的基础，目前国内虚拟电厂聚合的分布式资源主要包括电源、负荷、储能类电力设施，其中电源以分布式风电光伏、水力发电机组为代表；负荷以工业园区、商业楼宇、居民负荷为代表；储能以新式储能、新能源车、充电桩为代表。（2）中游虚拟电厂系统化平台：物理层面完成对电力资源的聚合之后，虚拟电厂系统搭建方需要依靠物联网、云、大数据等数字化技术，在数据层面完成对多种资源的有机组织、聚合管理、优化调控，进而实现虚拟电厂的主要价值。虚拟电厂系统搭建方将数字化技术服务标准化，向产业下游输出，构成虚拟电厂产业链的关键环节。（3）下游电力调度需求方与响应方：虚拟电厂通过对电网调控需求响应，一方面服务电网企业，另一方面作为电力市场的参与方通过与电网的交易获益，并完成交易收益在虚拟电厂运营方与具体用户之间的再分配。因此虚拟电厂产业链下游环节既包括电网企业，也包括通常担任运营角色的电力资源聚合商（售电公司为主）、具体用户。2.2.虚拟电厂典型内部结构拆解——南方区域虚拟电厂为例以南方区域虚拟电厂的结构为例拆解典型虚拟电厂系统的内部结构。虚拟电厂整体可分数据中心专区和网络隔离区，数据中心集资源聚合、数据服务、调度控制等虚拟电厂主体功能于一体，网络隔离区则处于虚拟电厂内部网络、外部电网之间，通过防火墙保障虚拟电厂信息传输安全性的同时，配置注册及配置中心，管理下属聚合商身份权限，完成资源监视和电力市场交易标的统整等工作。各分区内均通过对底层电力资源、聚合商运行数据的搜集整合，借助数字化平台生成控制指令，依靠信息专线完成数据和控制指令的上传下达，同时将需求、申报、出清、结算环节的数据对外向调度中心、交易中心汇报。2.3.虚拟电厂典型商业模式分析虚拟电厂基于自身聚合的电力资源、系统化的数字化水平，完成对源、荷、储等多类资源的灵活调度，以及对电力系统有序用电需求的响应。与此同时，理顺虚拟电厂完成该角色过程中主要的参与方、参与方的动作规范以及参与方之间的利益分配，是跑通虚拟电厂商业模式，进而促进行业快速发展的重要一环。本节将首先梳理虚拟电厂商业模式中的主要参与方，及其扮演的主要角色，其次结合目前国内电力市场建设的进度与未来规划，尝试拆解厘清主要参与方如何通过虚拟电厂参与电力市场交易并获利。虚拟电厂向内承载搭建方、运营方，向外对接有序用电需求方。从功能方面看，虚拟电厂是响应电网公司有序用电需求的系统化方案，因此其作为系统化平台需要承载搭建方、运营方的同时，对接有序用电需求方等主体。其中，虚拟电厂搭建方主要负责系统化输出虚拟电厂平台搭建所需的技术服务解决方案，国内代表搭建方多为在智能配用电、出力预测等业务领域有所积淀的企业，例如恒实科技、东方电子、国能日新等；虚拟电厂运营方负责整合电网需求和资源动态，制定落实相关主体的相应任务，目前构成较多元，包括售电公司、传统负荷聚合商、虚拟电厂搭建方等；有序用电需求通常由电网公司发布，电网侧通常设置调度及交易中心统一管理需求发布及交易落实。2.3.1.技术服务供应商对外输出系统化的虚拟电厂搭建技术服务虚拟电厂搭建方通过销售系统化虚拟电厂技术服务创收，国内相关业务尚处于起步阶段。虚拟电厂搭建方对外输出系统化平台技术解决方案，收取建设费和后续运维费用，是虚拟电厂搭建环节最直接的商业模式。目前国内虚拟电厂市场发展仍处于起步阶段，相关公司的虚拟电厂业务尚未形成规模化收益。以东方电子为例，公司近年先后承建南方五省、南方电网虚拟电厂项目，典型案例“粤能投”虚拟电厂管理平台项目，被授予中国电力技术市场2022年综合智慧能源优秀示范项目奖牌，广州明珠工业园项目成为国家“十三五”科技创新成就展中唯一参展的综合能源国家重点项目，虚拟电厂业务走在国内市场前列。2022年公司综合能源及虚拟电厂业务实现营业收入1.68亿元，同比下降约5%，仅贡献整体营收的3%，毛利

率约25%。2022年1月，国家发改委、国家能源局发布关于加快建设全国统一的电力市场体系的指导意见，指出要加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，丰富交易品种，持续推动电力中长期、现货、辅助服务市场建设。结合国内多省及地区的电力市场机制与交易品种的建设进度，本节将尝试从需求侧响应、辅助服务、电力交易三种机制入手，分析虚拟电厂的商业模式。2.3.2.运营方与用户参与电力市场交易获利：需求侧响应需求侧响应指当电力市场价格升高、电力系统可靠性因供需异常受到威胁时，电网企业以邀约的形式向终端用户发出降低负荷的指令，并且通过补偿等手段鼓励用户积极响应，改变短期的用电潮汐特征，达到平抑电价上行、稳定电网的目标。我们参考四川省经济和信息化厅等四部门2023年4月发布的《2023年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》（后文简称《方案》），拆解虚拟电厂参与需求侧响应的商业模式。《方案》：（1）明确了参与需求侧响应的相关方资质和准入条件要求，例如电力用户必须为电压等级大于10KV的工商业用户，并且具备智能电表与数据传输条件；负荷聚合商必须代理电量超过10亿KWh，或不超过10亿KWh，但履约保函达到800万。（2）详细规定了四川省需求侧响应组织流程：①预期电力系统满足响应启动条件时，调度中心组织不同时序要求的需求评估，交易中心对外发布相应需求；②电力用户或负荷聚合商可通过虚拟电厂运营商申报响应容量与价格，并经由调度中心确认；③交易中心按照边际出清方式完成市场出清，确认并推送中标结果；④电力用户或终端负荷在对应时间段按照中标结果执行需求响应，执行接受动态监管；⑤电网通过交易中心结算响应补贴、考核费用，虚拟电厂侧则根据代理合同，按照“保底+分成”（约定响应保底价格，及以上部分分成比例，用户可获得最低不低于保底价格的响应收益，存在额外收益时按约定比例与代理/运营商分成）或“固定价格”（约定响应固定价格，用户可获得按照固定价格计算的响应收益，剩余部分收益由代理/运营商获得）模式完成响应补贴与考核费用在电力用户、代理/运营商之间的再分配。该模式下虚拟电厂通常作为负荷运营/代理方，聚合终端负荷资源，达到市场准入条件，同时统筹预测、调度下属负荷的响应容量与报价。一方面充分挖掘代理负荷的可平移、可中断特质潜力，将其转化为标的参与市场化交易，直接为电力用户带来增量收益，并且虚拟电厂运营方也可按代理约定分享部分收益。2.3.3.运营方与用户参与电力市场交易获利：辅助服务辅助服务是指为了维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，发电侧并网主体、用电侧可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务，此类服务包括但不限于：一次调频、AGC（自动发电控制）、调峰、无功调节、AVC（自动电压控制）、黑启动、转动惯量、快速调压等。我们参考2021年12月国家能源局发布的《电力辅助服务管理办法》、2022年7月山东能源监管办发布的《山东省电力辅助服务管理实施细则》，拆解虚拟电厂参与辅助服务市场的商业模式。（1）辅助服务市场交易适用于山东电力调度控制中心调度管理范围内的火电、核电、光伏发电、新型储能等并网主体，虚拟电厂聚合分布式电源、储能、电动汽车充电桩、工商业负荷、居民负荷等可调节资源，可作为独立市场主体参与辅助服务市场。山东能源监管办按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，对不同品种的电力辅助服务调用、补偿及分摊实时组织与监管。（2）相关文件详细指引虚拟电厂等并网主体参与辅助服务市场的动作规范：①并网主体应将自身技术参数、运营状态向调度中心同步，后者综合电网系统输配、调度规程及辅助服务市场交易情况，对外公布辅助服务类型以及向需求。②国家能源局鼓励通过市场化方式，包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等，确认承担电力辅助服务的并网主体。③承担辅助服务的主体一方面因有偿辅助服务获得补偿，另一方面再不能被调用或者达不到预定调用标准时接受考核。不同的辅助服务类型可制定不同的补偿与考核标准。④电力调度机构负责辅助服务的计量，电力交易机构负责披露辅助服务交易结果，同时完成并网主体、运营/代理商之间的结算，虚拟电厂运营方根据内部聚合资源的服务情况完成对内补偿与费用的再分配。2.3.4.运营方与用户参与电力市场交易获利：电力现货市场电力现货市场是指符合准入条件的市场主体开展日前、日内、实时电能量交易的市场，电力现货市场通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。2022年11月，国家能源局对外发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（后文简称《基本规则》）。成熟的电力现货市场应是集中了需求侧响应、不同种类辅助服务、电能量现货交易等不同交易标的的市场，目前国内不同省市、地区建设现货市场的进度与路径不一，所以存在独立的需求侧响应、辅助服务市场。综合考虑国内发展现状与《基本规则》，我们在本小节专注拆解虚拟电厂参与电能量交易市场的商业模式。（1）电力现货市场成员包括电力市场主体、电网企业和运营机构，其中电力市场主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电企业和储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等其他市场主体，市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。相关主体均可按照规则参与电能量交易。（2）《基本规则》对电能量交易市场中多主体的动作规范进行了指引：①电力调度中心首先结合电网与市场主体情况，完成参数管理与数据准备。②日前市场：调度中心按照中长期合同约定曲线和电网实际运行情况，规定时间内下发运行日送受两端市场的中长期送受电计划，市场主体在规定时间内完成申报，调度中心以发电成本最小/社会福利最大为优化目标，，以已发布的信息作为市场优化边界条件，采用用户侧申报电量或调度负荷预测作为需求，集中优化出清形成日前市场出清结果。日内市场：调度中心以日前调度计划为基础，根据日内运行情况和相关预测信息，滚动优化日内机组组合，市场主体可在规定时间前调整报价。实时市场：调度中心根据最新的电力负荷预测、联络线计划和系统约束条件等，以发电成本最小为目标进行出清。③交易中心按自然月周期向市场主体出具结算账单，并按照规定向市场主体收付款，不同时序市场的具体结算方式不同。虚拟电厂运营方聚合内部资源，统筹规划最优电能量交易方案的同时完成代理申报、数据汇总上报等工作，同时与内部电力资源方分享参与电能量交易市场交易获得的收益。2.4.预期2025年国内虚拟电厂建设市场规模累计约200亿元，全年运营市场规模约50亿元目前国内虚拟电厂市场仍处于起步阶段，各省及地区已落地及规划中的虚拟电厂项目规模不一、分布零散，目前较难准确测算全国虚拟电厂市场容量。本节参考国家电网的测算过程，以国内标杆虚拟电厂为例，展开单个虚拟电厂的投资与收益分析。（1）投资测算：以接入规模达到200万千瓦的虚拟电厂建设为例，接入日前级资源150万千瓦（其中50万千瓦支持填谷），小时级资源30万千瓦（其中10万千瓦支持填谷），分钟级资源15万千瓦，秒级资源5万千瓦。年运行维护开支0.2亿元，总建设成本5.56亿元。（2）收益测算：按照提取代理服务费、赚取调频服务费两种方式核算收益，假设日前级、小时级、分钟级激励标准分别为4元/千瓦时、8元/千瓦时、15元/千瓦时，夜间辅助调峰服务收益0.2元/千瓦时，储能调频放电差价0.5元/千瓦时，年收益约