需求侧带动，虚拟电厂迎来蓝海时代
需求侧灵活调控，引入虚拟电厂新模式
电源结构问题导致尖峰负荷需求无法得到满足。2021 年中国电力装机总量高达 24.21 亿千瓦，其中火电机组 13.01 亿千瓦，远高于全国主要电网每月最高的用电负荷。但是 我国用电高峰时段的电力缺口依然存在，其根源是我国电力系统的结构性问题：我国电 源侧基荷电源过多、灵活性资源尤其是尖峰资源较少。尖峰资源存在年利用小时数较少、 度电成本过高的问题，难以在原有电价机制下获取利润空间，从而阻碍了尖峰资源的投 资积极性。同时，可再生能源占比持续提升，供电不稳定性加剧，亟需有效措施帮助满 足实施组合式资源调度，有效满足用户侧需求。
当前时点非水电可再生能源最低消纳权重逐年提升，供电不稳定性增加，需求侧管理重 要性持续提升。目前，我国政府部门对各省市均限定了可再生能源最低消纳 权重，且权重逐年提升。随着风电、光电总供电量占比提升，供电不稳定性增加，灵活、 快速的调度需求增多，需求侧管理变得愈发重要。
什么是虚拟电厂？
虚拟电厂是将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多 种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智 慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电 厂”加大负荷消纳，配合填谷。虚拟电厂的发展是以可控负荷、储能、分布式电源三类 可控资源的发展为前提。
可调负荷：可调负荷的重点领域包括工业、建筑和交通等。工业负荷的调节潜力主 要来自于非生产性负荷和辅助性负荷，不同工业行业间存在较大差异；商业和公共 建筑可调负荷主要为楼宇空调、照明、动力负荷，约占整个楼宇负荷的 25%，居 民建筑可调负荷因分布散、容量小从而聚合难度较大；交通可调负荷主要增量为电 动交通。据测算，远期国网经营区可调负荷理论潜力可达 9000 万 kW，未来 3~5 年，通过加强技术研发、完善补贴政策和交易机制，可力争实现 4000~5000 万kW， 约占最大负荷 5%。
分布式电源：在用户现场或靠近用电现场配置较小的发电机组以满足特定用户的 需要，或支持现存配电网经济运行，包括小型燃机、光伏、风电、水电、生物质等 或其发电组合。
储能：储能设备主要包括机械储能、化学储能、电磁储能和相变储能四类。
虚拟电厂作为智能电网的一种运行方式，促成了各自独立的发电厂、负荷、储能系统之 间的灵活合作。虚拟电厂技术并不改变这些实体与电网的硬连接，而是通过网络对这些 实体进行整合、协调、优化，最终实现发电、用电资源的合理、优化、高效利用。换而 言之，发电、用电不受电网运行调度中心的直接调度，而是通过虚拟电厂的控制中心参 与到电网的运行和调度中。目前在我国，受限于分布式能源与储能的发展水平，虚拟电 厂主要偏向用户负荷端调控，基于激励的需求侧进行电力资源调峰填谷。
虚拟电厂聚合上下游资源，调控空间大
虚拟电厂的产业链由上游基础资源、中游资源聚合商和下游电力需求方三者共同组成。 其中上游基础资源又可细分为可控负荷、分布式能源以及储能系统，虚拟电厂通过对三 种基础资源的调节实现电力资源的削峰填谷。中游的资源聚合商是虚拟电厂的核心组成 部分与控制主体。资源聚合商通过对上游可控负荷、分布式能源以及储能系统三者的整 合、优化、调度、决策，从而实现虚拟电厂的正常运行。产业链的下游为电力需求方， 主要参与者有电网公司、售电公司和其他参与电力市场化交易的主体。下游参与者为市 场提供输配电服务和电网接入服务，并向市场运营机构提供市场化交易和市场化服务所 需的相关数据。
虚拟电厂的发展需外围市场支撑
依据外围条件的不同，可以把虚拟电厂的发展分为三个阶段：邀约型虚拟电厂、市场型 虚拟电厂和自由调度型虚拟电厂。虚拟电厂的发展依赖于外围电力市场的支撑，电力市 场主要包括电力现货市场、辅助服务市场和中长期市场。辅助服务市场主要是指为维护 电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由发电企 业、电网经营企业和电力用户提供的服务，最主要形式为调峰、调谷、调频等服务。
邀约型虚拟电厂是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各 个聚合商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， 当前我国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主。
市场型虚拟电厂是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂 聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。在此期间，虚拟电 厂以电力市场配置电力资源运行驱动，通过协调、优化和控制可控负荷、分布式电 源和储能三大资源聚合而成的分布式能源集群，作为一个整体参与各类电力市场 交易并为电力系统运行提供调峰、调频、紧急控制等辅助服务的分布式能源聚合商。 在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。
自由调度型虚拟电厂将在市场性虚拟电厂的基础上，实现跨空间自主调度。随着虚 拟电厂所整合资源的种类逐步增多，“虚拟电力系统”雏形初显。该阶段，除可调 负荷、储能和分布式能源等基础资源外，也将包含由该类基础资源所整合而成的微 电网、局域能源互联网等。自由调度型虚拟电厂主要参与者以国外为主，如德国的 Next Kraftwerke 公司等。
相比储能，轻资产运营的虚拟电厂更具优势
储能资源作为虚拟电厂三大基础资源之一，常见的储能电站类型有：物理储能、电器储 能、电化学储能、热储能以及化学储能等。
我国储能电站以抽水储能模式为主。2021 年，中国储能市场装机功率 43.44 GW，位居 全球第一。抽水蓄能装机功率 37.57 GW，占比 86.5%；蓄热蓄冷装机功率 561.7 MW， 占比 1.3%；电化学储能装机功率 5117.1 MW，占比 11.8%；其它储能技术装机功率占比 0.4%。
不同应用场景对储能技术的性能要求有所不同,而储能成本则是决定储能技术应用和产 业发展规模最重要的参数。以抽水蓄能电站为例，目前抽水蓄能电站的投资成本为 60～ 64 亿元/GW，使用寿命约 50 年,每天抽放一次,系统能量成本在 120～170 万元/, 电站运维成本大约 120 万元/, 其他成本 20 万元/,系统能量效率 76%, 年运行比例约 90%,测算获得抽水蓄能的度电成本为 0.21～0.25 元/1。
在供给侧调控手段有限的情况下，通过实施需求侧管理可大幅降低资金成本，高效解决 实际问题。“双碳”政策下，新建大型煤电机组既不利于我国能源可持续发展又缺乏经济 性。据国家电网测算，若通过建设煤电机组满足其经营区 5%的峰值负荷需求，电厂及 配套电网需投资约 4000 亿元；若建设虚拟电厂，建设、运维和激励的资金规模仅为 400 亿-570 亿元。以山东省为例，假设存在持续时间 100 小时的 500 万千瓦尖峰负荷缺口， 采用“需求响应+延寿煤电”方案的年化成本远低于“新建燃煤机组 5×100 万千瓦”方 案，每年将降低 14.3 亿元的开支。 当前时点非水电可再生能源最低消纳权重逐年提升，供电不稳定性增加，需求侧管理重 要性持续提升。目前，我国政府部门对各省市均限定了可再生能源最低消纳 权重，且权重逐年提升。随着风电、光电总供电量占比提升，供电不稳定性增加，灵活、 快速的调度需求增多，需求侧管理变得愈发重要。
目前我国虚拟电厂发展进展
我国虚拟电厂现处“邀约型”阶段，行业前景广阔
如上文所述，我国虚拟电厂市场发展可被分为三个市场阶段：邀约型、市场型、和自治 型。当前我国各省试点的虚拟电厂以邀约型为主，其中以江苏、上海、广东等省市开展 的项目试点即是邀约型虚拟电厂，属于市场型虚拟电厂的有冀北电力交易中心开展的虚 拟电厂试点、广东虚拟电厂试点、上海虚拟电厂试点等。但目前，我国电力市场尚未发 展至自由调度式阶段，主要参与者以国外企业为主，如德国的 Next Kraftwerke 公司等。
我国虚拟电厂建设处于初期试点阶段，近年来各类政策加速行业发展。2015 年，相关 部门出台《关于促进智能电网发展的指导意见》，明确虚拟电厂商业模式需进行创新，并 率先于江苏试水邀约型虚拟电厂，出台季节性尖峰电价政策，构建了需求响应激励资金 池，为该地区需求响应的发展奠定基础。2021 年，《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》指出虚拟电厂应参与各类电力市场交易，指引行业发展路径应 从邀约型转向交易型。虽然目前我国只有冀北虚拟电厂一期试点属于交易型虚拟电厂， 但随着电力市场机制逐渐完善，虚拟电厂模式将由邀约型向市场型转变，变成以电力市 场配置电力资源运行驱动，通过协调、优化和控制可控负荷、分布式电源和储能三大资 源，作为整体参与各类电力市场交易的分布式能源聚合商。
现阶段虚拟电厂的盈利模式是什么？
虚拟电厂通过调度负荷进行需求侧响应，之后获补贴分成实现盈利。虚拟电厂运营商和 负荷聚合商通过聚合电力用户可调负荷，利用可控负荷进行需求侧响应，一方面可以节 约用户能源费用获取收益，另一方面可获得参与需求侧响应的电量补贴收入，补贴收入 由虚拟电厂运营商和负荷聚合商与电力用户进行分成，政策并不限定分成比例。虚拟电 厂运营商和负荷聚合商的投入成本主要为电能监控系统投入的软硬件成本和电力用户 的柔性负荷使用成本，收入为分成后的响应电量补贴收入以及可能存在的提供电力用户 节能服务的服务费用。目前整体参与用户的收入来自各省市建立的奖励基金池来自国家 补贴、于电价外附加征收的差别电价收入或通过增加年度跨省区交易电量计划形成的购 电价差盈余疏导。 截至目前，我国已有多个省份陆续公布了虚拟电厂的相关政策，并且详细制定了虚拟电 厂削峰填谷的补贴、计价规则。
此外，国家发改委、国家能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中着重强调了可调负 荷资源对于虚拟电厂的重要性。在“十四五”期间要大力提升电力负荷弹性，加强电力 需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源，引导用户优化储用电模式，高比例释放 居民、一般工商业用电负荷的弹性。引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、 铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控 负荷等功能。开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新 能源汽车与电网能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。力争到 2025 年， 电力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大 负荷的 5%左右。
从海外看国内虚拟电厂发展
虚拟电厂的概念从 1997 年提出之后，受到了欧洲、北美、澳洲多国的广泛关注。近年 来随着信息通讯技术、分布式电源、储能、电动车的快速发展，工业领域逐渐表现出对 虚拟电厂的极大需求并付诸工程实践。从海外国家的工程实践来看，主要分为两种方向， 第一种是以储能和分布式电源为作为虚拟电厂的主体，典型代表是欧盟模式；而以美国 为代表则是以可控负荷为主，规模已经达到尖峰负荷的 5%以上。
欧洲虚拟电厂
虽然欧洲发电总规模早已进入瓶颈阶段，但是新能源的发展依然迅速，截至 2021 年末， 欧盟新能源发电量达到 5501 亿千瓦时，较 2010 年增加 238%，而其总发电规模 2021 年却较 2010 年降低 3%。横向对比来看，2021 年欧盟的新能源发电量占全电源比重也 达到了 19%，其中德国新能源发电量占比甚至达到了 28.52%，远高于中美日等主流国 家。随着新能源电量和占比的持续增加，其出力不稳定特性不可避免会对电网产生较大 的冲击，且消纳问题也逐步趋于严峻。而且欧盟的新能源建设以分布式电源为主，2021 年欧盟新增光伏装机中 56%均为分布式光伏，由于分布式电源分布广泛，因此调度难度 较大，对电网产生冲击也不容忽视。
为进一步优化新能源的消纳以及电网的稳定，欧洲国家在建设能源互联网项目时比较注 重通过电力市场促进可再生能源消纳以及综合能源协同优化问题。随着欧洲电力市场机 制的不断完善，各能源互联网项目参与电力市场的模式也逐渐清晰。目前，欧洲各国虚 拟电厂侧重于发电侧，主要包含分布式电源和储能资源，也有一部分包括抽水蓄能机组、 热电联产机组和传统的火电机组等集中式发电资源，其目的在于实现分布式发电的可靠 性并网、智能互动和参与电力市场，减小分布式发电项目对整个电网的冲击。欧盟国家 中，以德国为其中最典型的代表最早发力于虚拟电厂业务。2001 年，来自德国、荷兰、西班牙等 5 个国家的 11 家公司，于 2001 年-2005 年间实施虚拟电厂的研究和试点项目 VFCPP，其目的在于发展、安装、测试并展示由 31 个分散且独立的居民燃料电池热电 联产系统构成的虚拟电厂，在给出确定的负荷曲线时，中央控制系统灵活调节每个机组 的供热和供电，以降低生产成本和峰值负荷对配电网的电能需求。此次试点项目为之后 虚拟电厂的运维积累了宝贵经验。在随后的十年中，德国陆续开展了大量的虚拟电厂研 究项目，为之后商业运维积累的丰富的储备资源。
经过长时间的经验积累，2009 年 Next Kraftwerke 于德国成立，并随后陆续发展为欧洲 最大的虚拟电厂，2021 年，公司被壳牌石油公司收购，截至 2022 年二季度，公司管理 了 14414 个客户资产，包括生物质发电装置、热电联 产、水电站、灵活可控负荷、风能和太阳能光伏电站等，容量达到 1083.6 万千瓦，也 就是说 Next Kraftwerke 管理的单个客户资源平均仅有 0.075 万千瓦。从灵活性调节能 力看，公司聚合的灵活性资源达到 255.5 万千瓦，相当于 4 座 60 万千瓦大型煤电机组， 2020 年公司实现营业收入 5.95 亿欧元。
Next Kraftwerke 主要有两种业务模式，一方面是将风电和光伏发电等难以稳定出力的 发电资源直接参与电力市场交易，获取利润分成；另一方面，利用灵活性调节电源的特 点，参与电网的二次调频和三次调频，从而获取附加收益。目前 Next Kraftwerke 能占 到德国二次调频市场的 10%的份额。
第一种业务模式在发电端安装远程控制装置 NextBox，将电源集成 到虚拟电厂平台；根据电源运行参数、市场数据和电网状态，通过虚拟电厂平台对 各个电源进行控制，参与电力市场交易；虚拟电厂并不会自己投资交易基础设施， 就可以获取能源交易收益。
第二种业务模式是在生物质、燃气热电联产、抽蓄或小水电等灵活性调节电源安装 远程控制装置 NextBox， 灵活性调节电源可以提供给电力平衡市场；常规时段中 会收到备用费补偿，其正常运行不需要作出调整；当电网过载时，灵活性调节电源 可以在几分钟内减少或者停止出力，将从 Next 获得额外的调频服务费。
美国虚拟电厂
新能源渗透率攀高叠加较高比例分布式，催生美国虚拟电厂需求。根据美国能源信息署 披露，截至 2021 年末，美国新能源发电量占其能源总发电量的 12.01%，相较 2010 年 提升 9.69 个百分点。尽管新能源渗透率的逐年提升使得美国电源结构进入清洁化转型， 但由于风能和太阳能出力的间歇性让电力系统运行复杂化，电网的安全稳定运行面临着 挑战。另一方面，充足的分布式光伏装机为虚拟电厂提供了成长的土壤，从光伏装机量 较高的新泽西州、马萨诸塞州和纽约州的装机结构来看，其分布式光伏的占比均较高。 其次，美国社区太阳能的兴起进一步导致其电网边缘发电能力增加，颠覆电网传统的运 营范式。根据 2021 年 10 月美国能源部制定的全国社区太阳能伙伴关系目标， 到 2025 年美国社区太阳能系统将可以为 500 万个家庭供电。截止 2020 年底，美国社 区太阳能安装总量约 3.25GW，可为 60 万户家庭供电，若按照该目标的指引，未来美 国社区太阳能增量十分可观。双重因素作用下，虚拟电厂成为解决电力系统调节能力、 安全稳定性不足的良策。
聚焦负荷响应，841 号法令奠定盈利基础。相较欧洲，美国虚拟电厂侧重于负荷侧管理，通过需求响应和其他实时负荷转移方法来确保电网的可靠性。早在 2019 年，美国负荷 侧可调度资源就已高达 3000 万千瓦，占其用电高峰时期的 4%。该模式的虚拟电厂创 建者主要为分散的独立聚合商和公用事业企业，用户侧分布式能源的拥有者兼顾消费者 与发电商两种职能，可从电力调度中获利。虚拟电厂的盈利 来源为辅助服务市场收入，2018 年美国联邦能源监管委员会发布 841 号法 令，要求 RTO/ISO 区域电力市场制定规则为储能公平参与电力市场扫清障碍，允许储 能资源参与容量、电量、辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应的补偿，该 文件保障了虚拟电厂可从辅助服务市场获利。
深度切入分布式能源领域，特斯拉打造“世界最大分布式电池”。2022 年 6 月，特斯拉 与 PG&E 合作在加州建立虚拟电厂，邀请符合要求的 Powerwall 用户加入虚拟电厂， 允许当电网用电需求增加而电力供应不足时，虚拟电厂调动 Powerwall 的电能来支持电 网运行，用户可从每次调度中收取 2 美元/千瓦时的报酬。此次项目共有 5 万 Powerwall 用户符合补贴条件，等同于聚合了 500MWh 的能源容量可供调配。其实，早在 2012 年 特斯拉就已发现分布式能源的价值，开始研发家用储能设施 Powerwall 和中型商用储能 设施 Powerpack，迅速切入能源领域。随后，特斯拉又相继推出 Opticaster、Microgrid Controller 和 Autobidder 在内的能源软件，旨在帮助用户减少电费支出，参与需求响应， 实现微电网控制和能源批发市场招标。软硬配合下，特斯拉成功实现“车+桩+光+储+荷 +智”生态系统整合，并在澳大利亚、美国德州、加州开展了虚拟电厂项目试点，此次在 加州的合作项目，是用户首次从参与负荷响应中获得实质经济性激励，未来该模式有望 得到进一步推广。
我国虚拟电厂市场未来可期
我国虚拟电厂发展仍处于初期阶段，部分地区开启虚拟电厂试点。由于国内目前电力市 场仍在发展初期，现有已经开启需求响应试点的省中，除冀北试点外均采用了 邀约型模式，目标多是构建占上年最大直调用电负荷 3%-5%的需求侧机动调峰能力。 随着电力市场机制逐渐完善，虚拟电厂模式将由邀约型向市场型转变，变成以电力市场 配置电力资源运行驱动，通过协调、优化和控制可控负荷、分布式电源和储能三大资源， 作为整体参与各类电力市场交易的分布式能源聚合商。
参与厂商方面，由于我国储能发展尚未成熟，现试点城市虚拟电厂运营商和负荷聚合商 并未产生较大差异。以广州市所披露的 2021 年广州市参与虚拟电厂的电力用户和负荷 聚合商名单为例分析，负荷聚合商一般由具备能源资源优势的售电企业、能源及能源设 备企业、电力施工企业和具备能源管理优势的软件服务企业组成。软件服务企业目前的盈利模式大致分为两类，一是为虚拟电厂运营商和负荷聚合商提供 IT 服务，另一种是 凭借自身技术优势成为运营商参与市场活动。
精选报告来源：【未来智库】。
