【 虚拟电厂行业情况详细总结与梳理 】
联系人： 【 国金电新 】 姚遥、王炳宣18766317127
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*藏西**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GreenMountain Power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Next Kraftwerke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1 3000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，调动资源迅速拉升低谷用电负荷， 最大调节电力20.4万千瓦 。
（十）冀北虚拟电厂——全国首个建立参与市场机制与商业模式、首次实现了调节资源纳入调度闭环运行
五、虚拟电厂关键技术、当前难点
（一）虚拟电厂关键技术
① 建立 全国统一“身份证”
② 进行 分时分类建模
③ 数据采集和监测
④ 能量管理和调度技术
⑤ 通讯接入技术
⑥ 安全保障和监管技术
⑦ 区块链技术
（二）虚拟电厂当前难点
① 虚拟电厂聚合及准入问题 （主体身份认定）
② 电网对于虚拟电厂需求量评估
③ 虚拟电厂成本疏导问题 （投资回报）
④ 虚拟电厂公平性竞争性问题