电力设备与新能源行业深度报告：虚拟电厂具有经济性的灵活性资源建设蓝海市场蓄势待发

风险因素：原材料价格波动风险、虚拟电厂建设不及预期、市场发展不及预期、国内外相关政策风险等目录投资逻辑 5一、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 6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 6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 9虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设 12二、顶层政策推动虚拟电厂示范运行，虚拟电厂远期空间广阔 14中央政策方向明确，虚拟电厂的建设有望加速 14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 18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 21虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发 23三、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 253.1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 25四、投资建议 27五、风险因素 28表目录表1：电力时间错配的解决措施 8表2：虚拟电厂和微电网的区别 8表3：根据山西省能源局的实施方案划分的虚拟电厂类型 10表4：虚拟电厂商业模式 表5：各类资源提升灵活性的成本构成 12表6：虚拟电厂国家政策 14表7：各省电力需求响应补贴政策汇总 15表8：灵活性资源及电力市场建设政策 189：以分布式光伏配储+.19表10：国外主要虚拟电厂项目 21表虚拟电厂试点示范项目 21表12：日本虚拟电厂盈利模总结 22表13：德国虚拟电厂项目情以及其盈利模式情况 23表14：我国虚拟电厂空间测算 23表14：虚拟电厂建设壁垒及势 26表16：虚拟电厂相关标的估值 27图目录图1：中国发电量结构（亿千瓦时） 6图2：中国发电累计装机结构（万千瓦） 6图3：风电光伏占比提升增加电力系统灵活性调节需求 7图4：虚拟电厂模式示意图 9图5：虚拟电厂发展阶段 10图6：2022年上海市主要类建筑分项用电占比情况 19图7：2017-2023年我国新源车保有量（辆）及渗透率 20图8：2023年7月高峰-低谷价差 24图9：虚拟电厂产业图谱 25投资逻辑风光装机提升带来发用电时间错配矛盾，虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设。虚拟电厂前期投入为200-400元/KW，建设/运营/激励等环节投资为853元/KW，相比于其他的灵活性资源建设更具有经济性。2025695.2244.52030917.0建设约322.5亿元。因此我们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。电时间错配问题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2022276.1576240增长至42760.8%增长至13.7%22.5%。202015.28GW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87.41GW21.0%。2022图1：中国发电量结构（亿千瓦时） 图2：中国发电累计装机结构（万千瓦）80,000.0070,000.0060,000.0050,000.0040,000.0030,000.0020,000.0010,000.00

发电量:太阳能发电 电量:风电发电量:核电 电量:火电发电量:水电 风光占比

16.0%14.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%2009201020092010201120122013201420152016201720182019202020212022

3000002500002000001500001000000

水电 火电核电 风电太阳能发电 风光装机占比

35%30%25%20%15%10%5%0%资料来源：， 资料来源：中电联，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/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。图3：风电光伏占比提升增加电力系统灵活性调节需求资料来源：自然资源保护协会中国电力圆桌项目，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。表1：电力时间错配的解决措施解决角度 解决措施发电侧进行火电灵活性改造，提高火电机组适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力；独立储能，建设电力“蓄水池”，缓解高峰用电压力，存储低谷溢出电力；特高压输给其他省份，通过电网将各省电力市场汇入全国，宏观调控电力适配情况。负荷侧 建设微网，现自控制保和管理降低荷波。负荷管理，采取适当措施对用电负荷有计划地进行限制和调整,以保证电力供需之间的平衡；需求侧响应，通过市场机制让用户侧主动调节负荷，达到削峰填谷的效果等；资料来源：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。表2：虚拟电厂和微电网的区别虚拟电厂 微电网运行特性参照常规电厂指示：有功/无功负载能力、处理计划、爬 孤岛运时：电网身运特坡速度备用量、应特、行成本等其辖域配电的运特性由电系统作员行衡量 并网运时：外部统的互用运行模式始终与网连接 单一的控单元并网模式 并网模+岛模式参与 自下而上设计理念

主要控制目标：吸引并聚合各种DERDER

主要控制目标强调对呈现功能效果 强调自治构成条件依赖于件和术 依赖于件资料来源：泰安市能源局公众号，华夏气候公众号，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。图4：虚拟电厂模式示意图资料来源：钟永洁等《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》，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。类型“负荷类”虚拟电厂“源网荷储一体化”虚拟电厂定义类型“负荷类”虚拟电厂“源网荷储一体化”虚拟电厂定义指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户(包括电动汽车、可调节负荷、可中断负荷等)，作为一个整体(呈现为负荷状态)组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务。指列入“源网荷储一体化”试点项目，建成后新能源、用户及配套储能项目通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。运营管理运营商具有山西电力市场交易资格的售电公司或电力用户“一体化”项目主体或者授权代理商，并具有山西电力市场售电资格参与市场参与中长期、现货及辅助服务市场参与现货及辅助服务市场调节精度以每15分钟为一个时段计算偏差率并进行考核要求“负荷类”虚拟电厂不超过±15%要求“一体化”虚拟电厂不超过±10%资料来源：山西省能源局，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。图5：虚拟电厂发展阶段资料来源：《虚拟电厂基础特征内涵与发展现状概述》钟永洁等，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。表4：虚拟电厂商业模式虚拟电厂商业模式 主要内容需求侧响应 需求侧响应 虚拟电根据同要按时容切负荷保障网供平衡并取补贴入。电力现货交易贴收入。电力现货交易贴收入。虚拟电厂帮助新能源发电厂、售电公司、配售电公司等电力市场主体优化发电出力或用电负荷，进行峰谷套利或避免偏差考核，并获取分成收入。

虚拟电厂通过调配可控资源提供发电容量，参与电网调峰、调频、备用，保证电网稳定运行，并获取补激励补贴 通过政政策贴，低成，得补贴益。获取电网调节收益，降低运营成本的同时，该平台也因能给资源业主带来额外价值而获得充电站、光伏获取电网调节收益，降低运营成本的同时，该平台也因能给资源业主带来额外价值而获得充电站、光伏电站运营商的青睐，迅速占据并扩大了市场份额。参与电网调节资料来源：朗新研究院公众号，虚拟电厂是具有经济性的灵活性资源建设200-400元/KW，建设运营激励等环节投资为853元。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。5%500-600202212.95%550853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。表5：各类资源提升灵活性的成本构成资源 灵活性成本构成固定成本投入1成本增量机会成本电源侧灵活性改造煤电常规煤电灵活性改造投资成本2600-700元/千瓦低负载运行产生的可变成本机组的加速折旧和部件磨损、更换成损失部分发电收益增量14-20克/本增量千瓦时燃煤热电联产灵活性改造投资成本300-500元/千瓦2低负载运行产生的可变成本增量机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃气电厂建设投资成本运行维护成本无新建气电：2630-3546元/千瓦；低负载运行时高于0.56-0.58元/千瓦时气电置换煤电：7013-9457元/千瓦3常规水电常规水电通常发挥基础频繁变水流量造成的水轮机叶片损失部分发电功能寿命损耗发电收益核电无燃料循环成本 设备维护更换成本损失部分增量 增量发电收益储能抽水蓄能投资建设成本6300-7200元/千瓦运行维护成本电化学储能投资建设成本1.5元/·运行维护成本退役处置成本绿氢投资建设成本1.71/Nm3生产成本19.5-65/克运输成本3.9-13元/千克损失部分发电收益产生其余储能投资建设成本生产成本运行维护成本损失部分发电收益需求侧需求响应前期平台建设、设备更换等投入200~400元/千瓦运行维护成本中断、转移生产的机会成本微电网微电网与主网连接的平台建设、设备更换等投入运行维护成本中断、转移生产的机会成本电动汽车前期平台建设、设备更换等投入充电桩2000-6000元其他成本约70元/m2运行维护成本无电网 互联互济 建设投资成本侧 1.56元/千米·

运行维护成本 -更短时调度策略、更灵活的运行方式和市场机制有助于降低灵活性成本更短时调度策略、更灵活的运行方式和市场机制有助于降低灵活性成本优化运行市场机制资料来源：自然资源保护协会中国电力圆桌，。注：1：区别于单位装机容量的投资，此处为单位千瓦灵活性提升对应固定成本投入2：为单位千瓦灵活性提升规模的成本，区别于电源装机容量单位造价3：指通过气电(最小出力为额定的20%)替换煤电(最小出力为额定的50%)提升供给向下灵活性二、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--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。表6：虚拟电厂国家政策时间 发布单位 政策名称 主要内容依托示范工程开展电动汽车智能充电服务、可再生能源发电与储能协调运行、依托示范工程开展电动汽车智能充电服务、可再生能源发电与储能协调运行、智能用电一站式服务。虚拟电厂等重点领域的商业模式创新《关于促进智能电网发展的指导意见》([2015]1518号)国家发展改革委国家能源局2015.72021.3.5 国家能源局国家发展改革委

《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》(发改能源规[2021]280号)《关于加快推动新型储能发

充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过康拟电厂等一体化聚合模式，种与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大2021.7.25

国家能源局

展的指导意见》(发改能源规[2021]1051号)《2023年前碳达峰行动方

数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传2021.10.26 国务院 案》

统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，建设坚强智能电网，提升电网安全保障水平。国家发国家发改革委 《关于加快建设全国统一电 引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补2022.1.28 国家能局 力市场体系的指导意见》 偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力(发改体[2022]118号） 供应安。鼓抽水能，能虚拟电等调电源投资设2022.2.10 国家能源局

《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源[2022]206号）

拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。2022.3.17 国家能局 《2022年能源工作指导见》

健全峰时电价、峰谷电价，支持用户侧储能多元化发展，充分挖掘需求侧潜力，引导电力用户参与虚拟电厂、移峰填谷、需求响应。国家能国家能局 规划》（发改能源[2022]210 汽车与网（V2G）量互等类资源合的拟电示范。号）2022.8科技部 《科技支撑碳达峰碳中和实 建立一适用分布能的“源-网-荷-储-数”综虚拟施方案》2022.11.1国家能局 《电力现货市场基本规则 推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主(征求意见稿》 体参与易2023.3《国家能源局关于加快推进 推动柔性负荷智能管理、虚拟电厂优化运营、分层分区精准匹配需求响应资源国家能局 能源数字化智能化发展的若 等，提绿色能多道智互水平。干意见》2023.5《电力需求侧管理办法(征求 建立和完善需求侧资源与电力运行调节的街接机制，逐步将需求侧资源以虚拟国家发改革委 意见稿)》 电厂等方式纳入电力平衡，提高电力系统的灵活性。重点推进新型储能、虚拟

国家发展改革委

《“十四五”现代能源体系

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、新能源电厂、车网互动、微电网等技术的创新和应用。2023.5 国家发改革委 《电力负荷管理办法(征求见稿)》《关于深化电力体制改革加

各级电力运行主管部门应指导电网企业统筹推进本地区新型电力负荷管理系统1020253%-5%40%5%2030年.要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有2023.7.11

快构建新型电力系统的指导意见》

计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。资料来源：国家各部委网站，新华社，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1000KW（5MW、陕西（2MW（5MW（2.5MW收益模式来看4元/kWh0-5/kWh2022-2023表7：各省电力需求响应补贴政策汇总省份 时间 政策 准入条件 内容贵州 2023.07.10

《贵州省电力需求响参与交易:应实施方案(试行)》《厦门市电力需求响

虚拟电厂响应能力≥1000kW100kW，响应时长≥1h电力用户：响应负荷能

响应时长:原则上响应时长不低于1小时。响应价格:响应价格上限为1.5元/千瓦时。用户需求响应补贴=实际响应负荷量x响应时间X补贴价格系数x福建-厦门

2023.06.09

应实施方案(2023-2025)》《福建省电力需求响

力≥200kW；负荷聚合商：聚合响应负荷能力≥1000kW电力用户:响应负荷能力≥200kW；

响应速度系数x补偿基准价格补偿基准价格:4元/kwh补贴价格系数和响应速度系数分别为0~1、1~3申报价格上限=资金来源预算/(电力调控中心提供的年度预计负荷缺x缺口预计持续时间)用户需求响应补贴金额=该用户实际响应负荷x响应市场补贴价格福建 2022.05.24浙江瑞 安

应实施方案(试行)》《2023年瑞安市有序用电和电力需求响应工作方案》《衢州市本级2022

负荷聚合商：聚合响应负荷能力≥2500kW/有效参与响应目拥有独

系数x补贴单价补贴价格系数:实际响应容量占申报响应量的比例:<50%，补贴价格系数为0:50%-80%，补贴价格系数头0.6:>80%，补贴价格系数为1日前需求响应：电量补贴单价竞价出清价格，不超过4元/kWh；小时级别需求响应:电量补贴单价：年度固定单价4元/kwh；容量补贴力度:旺季1元/kw、次旺季:0.25元/kw；秒级需求响应：电量补贴单价年度固定单价4元/kwh；量补贴力度旺季:0.5元/kW:0.1元/kW；:4元/kWh;4/kW1元/kw。市本级(含柯域、衢江)有效参与需求响应的电力用户在获得省级浙江-衢州

2022.10.27

年电力需求响应补贴实施办法》《关于开展2021年

立用电户号、满足计量采集要求的工商业用电主体电力用户:响应时间≥30分钟；

响应补贴金额基础上给予补贴，补足至4元kwh。一个自然年内市本级(含柯城、衢江)补贴总额上限为500万元。如年度内应补贴总额超过上限的，则实际补贴金额同比例下降日前削峰:电量补贴:4元/kwh封顶小时级:电量补贴:固定4元/kWh;容量补贴:旺季0.25元/kW·月浙江 2021.06.08广东 2023.05.19

度电力需求响应工作的通知》《关于广东省市场化需求响应相关事项的通知》

负荷聚合商:聚合总响应能力≥1000kW，响应时间≥30分钟/

分钟级::4元/kWh:1元月秒级::4/kwh;:0.1元月填谷5元/(kw日)灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格1.5元/kWh执行广东 云南 甘肃

《广东省市场化需求行)》《甘肃电力需求响应行)》《甘肃电力需求响应行)》《关于四川电网试行

电力用户:大用户年电500负荷聚合商:非直控虚拟电厂调节能力为所聚合响应资源的响应能力之和且≥0.3MW，单次响应持续时间≥2h;直控虚拟电厂上下调节能力应分别≥10MW，调节速率不低于出力上限*2%)/分钟，对调度1m，单次响应持续时间≥2h。电力用户:响应能力≥1000kW负荷聚合商:响应能力≥1000kW储能运营商:储能资源总充放电功率≥5000kW，持续时长≥2h，4h内响应能力电力用户:响应能力≥1000kW，响应时间≥1h;负荷聚合商：响应能力≥5000kW，响应时间≥1h

日前邀约：申报价格上限3500元/MWh；虚拟电厂申报可响应容量下限0.3MW可中断负荷：申报价格上限为5000元/MWh；虚拟电厂申报可响应容量下限为0.3MW实时响应补贴：全年统一2.5元/kMh，每天不多于3次，每次不超过3小时；邀约型响应：削峰类：0-5元/kWh；填谷类：0-1元/kWh需求响应补偿费用结算以小时为单位，由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应收益折算系数进行结算。:80%<90%0.8；90%≤实际响应负荷<100%，折算系数0.9:；100%≤实际响应负荷≤120%，折算系数1>120%1120%；实际响应负荷未达考核费用结算:实际响应负荷低于中标容量80%的部分出清价格乘以考核系数0.5。四川 2023.04.19

需求侧市场化响应电:个政策有关事项的通知》

/ :0-3元/kWh电力用户:具有电网企河北 2023.04.06河北

《河北省发展和改革委员会关于进一步做好河北南部电网电力需求响应市场运营工作的通知》《河北省电力需求响应市场运营规则》《天津市2023年春

业独立用户:编号的高压用户；负荷聚合商:单户运行容量在1000千伏安及以下，聚合削峰能力≥5000kW电力用户:10千伏及以上工商业用户负荷聚合商:聚合削峰能力≥3000kW

实时需求响应容量补偿:8元/kW·月电量补偿:日前响应电量补偿:按照出清价格进行补偿；日内响应电量补偿:提前4小时响应按照出清及价格1.3倍进行补22:3.采用“给予响应负荷的阶梯式”补贴方案，根据用户响应负荷与应约负荷的比值(负荷响应率)，按照出清价格和有效响应电量核算。<80%80%-120%;>120%，120%-150%0.5150%天津 2023.01.11

节期间电力需求响应实施细则》

/ 邀约型1元/kwh。电力用户:工业用户≥500kW，非工业用户≥100kW，响应持续时间天津 2022.01.21江苏

《天津市2022年电力需求响应实施细则》《江苏省电力需求响应实施细则（修订征求意见稿）》

≥30分钟；负荷集成商:1000kW≥聚合总响应能力≤20万kW，响应持续时间≥30分钟；1000kW应能力≤20kW应持续时间≥30钟。电力用户、负荷集成商、拥有储能、充电桩设施、数据中心、基站等其他具备可中断负荷的用户和运营商可参与

邀约型：填谷需求响应1.2元/kWh；削峰需求响应2元/kW紧急型：削峰需求响应5元/kW（虚拟电厂优先，其余用户按照“容量优先”边际出清）补贴系数：实际响应率低于50%，不予补贴；实际响应率在50%（含）-120%（含）之间，按有效响应量乘以出清价格进行补贴；超过120%的部分，不予补贴。削峰:调控时间s2h，10元/kw;2h<调控时间<4h，12元/kW；调控时间＞4h，15元/kW填谷:谷时段:5元/kW:平时段:8元/kwv《宁夏回族自治区电 削峰:2/kWh，补费用=效应量(千瓦)x补贴数x偿价宁夏2022.06.14力需求响应管理办 电力用、负聚合商 格(元/瓦时)x应时长小时)；法》 填谷:0.35元/kwh，补偿用=效响应量(千瓦)x补系数x补偿价格(元/千瓦时)x响应时长(小时)独立用户:工业用户>1000kW，非工业用户>400kW；具备单独控制和计量条件的电动汽车充电桩（站）、用户侧储能设施和中央空调可参与；负荷聚合:属于当年 紧急型求响:容补偿:第不超过2元/kW·月；二档3《2022年全省电力 度山东场交用户； 元/kW·；第三档4/kW·；电能补偿根据际响量山东2022.06.07可中断负荷需求响应 虚拟电:总调节能力 和现货产价计工作方》 ≥5MW，单日持续响经济性需求响应：无容量补偿；电能量补偿；根据实际响应量和应时间≤2h，可在接收现货市价格计电网通知后4h内响应。储能运营商:总充放电功率≥5MW，单日持续响应时间≥2h，可在接收电网通知后4h内响应。削峰经济型非居民:调控时间32h，10元/kW·次，调控时间＞《2021年陕西省电 电力用户:响应能力≥ 2h，15元/kW·次陕西2021.05.21力需求响应工作方 200kW； 削峰经型居:控时间s2h，5元/kW·:调时间＞2h，8元案》 负荷聚合:响应能力 /kW·次≥2000kW 调控时间s1h，25元/kW·:1h，35元/kW·次重庆 2022.04.30

《2022年重庆电网票求响应实施方案(试行)》

电力用户:工业用户负荷响应量≥1000kW，商业用户负荷响应量≥100kW；移动通信基站、用户侧备用电源、数据中心、电动汽车充换电站、冻库等具备负荷自动调节能力也可参与；负荷聚合商:响应能力≥5000kW。

10元/kW/次元次；填谷相应：1元/kW/次响应补偿响应补偿:约时削峰响应:8元/kW/次，实时削峰响应:12元/kW/次；填谷响应:3元/kW/次；容量补偿:约时备用容量:旺季1元/kW·月，淡季0.5元/kW·月；实时备用容量:旺季2元，淡季1元/kW·月200kW；负荷聚合商:响应能力≥5000kW。应实施方案(试行)》电力用户:工业用户负荷响应量≥1000kW，《安徽省电力需求响 商业用户负荷响应量安徽 2022.01.19广西 2021.12.30

《广西电力市场化需求响应实施方案(试行)》

电力用户:最响应能力≥200kW，响应时长≥1h；负荷集成商:响应能力≥1000kW，响应时长≥1h

响应价格暂定为上限2.5元/kwh资料来源：能源电力说公众号，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》，2025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，表8：灵活性资源及电力市场建设政策分类 时间 发布单位 政策名称 主要内容灵活性资源2016.2.29国家发展改革委、能源局、工信部《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源[2016]392号）逐步培育虚拟电厂、负荷集成商等新型市场主体，增加灵活性资源供应。鼓励用户自主提供能量响应、调频、调峰等灵活的能源服务，以互联网平台为依托进行动态、实时的交易。进一步完善相关市场机制，兼容用户以直接、间接等多种方式自主参与灵活性资源市场交易的渠道。建立合理的灵活性资源补偿定价机制，保障灵活性资源投资拥有合理的收益回报。许市场主体自主协商或通过交易平台集中竞价等多种方式开展能源商品及灵活性资源等能源衍生品服务交易，最大限度地激发市场活力。2022.2.10国家发改委国家能源局政策措施的意见》（发改能源[2022]206号）拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应。2022.3.22国家发改委国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源[2022]210号）在用电与灵活性资源方面，加强电力需求侧响应能力建设，整合分散需求响应资源。2023.4.10河南省发展和改革委员会《河南省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》结合新型用电领域、电力需求侧响应、综合能源服务等用能新模式新业态，加快探索虚拟电厂技术，充分利用需求侧灵活性资源。电力市场建设2023.5国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》通过实现输配电价和“购销价差”的脱钩，进一步理顺输配电价结构，明晰输配电价构成并加强数据披露等措施，从多方面进一步健全了输配电价监管体系，为电力市场建设发展铺平了道路，对推进加快构建新型电力系统具有重要意义。2023.5国家发展改革委《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》各地应扩大需求响应试点实施范围，结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场。支持、激励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，提供有偿调峰、调频等服务，逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡2023.5国家发展改革委《电力负荷管理办法(征求意见稿)》电力运行主管部门应推动需求响应与电力市场有序衔接、高效协同，逐步以更多市场化方式实现需求响应，推动需求侧资源进入电力市场，逐步将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施。2015国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场2022.1.30国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发2030成。资料来源：国家各部委官网，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。表9：以分布式光伏配储+独立工商业储能为逻辑测算工商业储能装机规模及市场空间预测单位202120222023E2024E2025E累计工商业光伏装机量65.791.56133.56183.56240.56存量渗透率%0.15%0.30%1.00%2.00%3%新增工商业光伏装机量GW7.425.86425057新增渗透率%4%8%20%40%60%配储比例%5%10%15%17%20%配储时长h22222存量工商业光伏配套储能装机量GWh0.200.050.401.252.41新增工商业光伏配套储能装机量GWh0.520.412.526.8013.68光伏配套工商业储能新增装机量GWh0.720.472.928.0516.09独立工商业储能新增装机功率GW0.200.621.091.191.31独立工商业储能新增装机量GWh0.401.242.182.382.62工商业储能新增装机量GWh1.121.715.1010.4318.71资料来源：国家能源局，观研天下，《中国工商业储能行业发展趋势分析与投资前景预测报告(2023-2030年)》，《2022中国分布式光伏行业发展白皮书》，测算厄尔尼诺现象频发，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。75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35%2021146.4万kWh图6：2022年上海市主要类型建筑分项用电占比情况100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%国家机关办公建筑 办公建筑 旅游饭店建筑 商场建筑 综合建筑 医疗卫生建筑 教育建筑照明与插座 空调 动力 特殊资料来源：上海住房城乡建设管理公众号，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16204.9%1259.4万辆,占新能源汽车总量的77.8%图7：2017-2023年我国新能源车保有量（辆）及渗透率16,000,0005.0%16,000,0005.0%14,000,00012,000,0004.0%10,000,0003.0%8,000,0006,000,0002.0%4,000,0001.0%2,000,00000.0%中国:保有量:新能源汽车 中国新能源车保有量渗透率资料来源：wind，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，。2023120256257293.922344.08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。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2000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。表10：国外主要虚拟电厂项目项目 时间 国家 运营商 内容虚拟电厂示范项 2019年7月 澳大利亚 AEMO目

澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，目前主要是参与紧急频率控制辅助服务市场和电能量市场，主要提供调频服务。德国的虚拟电厂运营商组建了欧洲最大的虚拟电厂，资源电厂Sunverge电厂

2009年 德国 Next/ 美国 SolarEdge

1000MW20298600MW20个，分布在14个联邦州。主要包括居民社区、工商业园区、分布式光伏、储能设施和电动汽车。主要基于需求响应计划发展，兼顾考虑可再生能源的利用，解决了小规模分布式电源不能参与电力市场的问题，目前已经成为负荷响应和分布式电源管理的一种新型解决方案。资料来源：CESA储能大会公众号，中国电力科学研究院，2016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。表11：虚拟电厂试点示范项目地区项目时间收益详情资源接入广东深圳虚拟电厂/一是广东省市场化的需求响应补贴，二是深圳市政府建立的本地补贴，三是通过南方区域两个细则规定的辅助服务的补贴。148721万千瓦。河北 冀北虚电厂 2019年上海 上海虚电厂 2018年8

2019320034120.183624.2395.95资源收益228.25万元。20181200200170

358240MW11195060MW。资料来源：CESA储能大会公众号，中国电力科学研究院，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。100MW以上。367MW160MW4020MW2570MW1000MW204MW400MW。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.VPP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3.4.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。表12：日本虚拟电厂盈利模式总结受益方 主要功能 基本概要输配电侧稳定系统 调频 集成用侧的布式电、能置、负控制需求约,过实市场为配电企调压 业提供类服。供需平衡优化投资 利用蓄池,少系或变所的造和增容零售电侧 电力调，弥电量足产的用差 负荷集商及售电将已配电力通负荷市场期货场小时前场进行额 间接交易用户侧 减少电支出 削峰协、优购用时段设备利用最大收益化设备利用最大收益化将分散式电源和储能装置的富余空间通过负荷侧市场进行交易BCP 激励协型DR 用户与DR获激励酬发电侧 减少可生能弃电 利用储装置调配,最大度利可再生源资料来源：《虚拟电厂市场发展前景及实践思考》封红丽，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3.3MWENTELIOS1GW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。表13：德国虚拟电厂项目情况以及其盈利模式情况国家类型项目代表介绍收益德国发电侧、需求侧、储能测NEXTWERKE2021年建设，规模9016MW，独立虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、电力公司白标解决方案、需求响应（工商业）德国发电侧、需求E2M2021年建设，规模3.260MW，独立虚拟收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销侧、储能测电厂售、电力公司白标解决方案、需求响应（工商业）德国需求侧ENTELIOS2018年建设，规模1GW以上，独立虚拟收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销电厂售、电力公司白标解决方案、需求响应（工商业）德国发电侧、需求侧GETEC-ENER-GIE规模3000MW以上，独立虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、需求响应（工商业）德国发电侧、需求侧MVVENERGIE2015年建设，规模500MW，电力公司虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销售、向消费者供电德国发电侧BAYWA.RE2019年建设，规模3.3MW，电力公司虚收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、直接销拟电厂售、向消费者供电德国储能SONNEN新型市场参与者虚拟电厂收益模式包括资源管理与优化、平衡服务、需求响应（工商业）、需求响应（家庭）、向消费者供电资料来源：《虚拟电厂市场发展前景及实践思考》（封红丽），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。虚拟电厂空间广阔，蓝海赛道蓄势待发2025695.2亿元，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。（》，20253-5%202516.35%82GW853元/KW，其中平台费用假设为300元/KW，因此我们得到2025695.2244.5亿元。3%20301890GW，若虚拟电厂调节能力占比10%，以类似的逻辑我们测算得到2030917.0亿元，其中平台建设约322.5亿元。指标单位2025E2030E指标单位2025E2030E最大负荷GW16301890虚拟电厂负荷调节能力占比5%10%虚拟电厂累计调节负荷GW81.5189虚拟电厂新增调节负荷GW81.5107.5虚拟电厂总体单位投资（包括运营、激励）元/KW853853虚拟电厂前期平台建设元/KW300300虚拟电厂产业链总市场空间（包括运营、激励等）亿元695.2917.0虚拟电厂平台建设、设备投入等总市场空间亿元244.5322.5资料来源：测算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市场化的进度来看，2017（）820198202146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、四川等地图8：2023年7月高峰-低谷电价差1.41.210.80.60.40.2广东（珠三角五市广东（珠三角五市广东（江门市广东（惠州）广东（东西两翼地区广东（粤北山区）陕西（陕西电网）陕西（榆林电网）辽宁广西冀北福建内蒙古东2023年7月高峰-低谷电价差资料来源：储能与电力市场公众号，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。图9：虚拟