虚拟电厂收益机制拓展加速成长新时代

虚拟电厂:收益机制拓展ÿ加速成在电力系统转型升级的关键时期ÿ虚拟电厂作为新型灵活性资源聚合平台ÿ正迎来前所未有的发展机遇2随着电力市场化改革深入推进、需求侧响应机制不断完善ÿ虚拟电厂的市场地位和盈利模式日益明晰ÿ成为助力电网稳定运行、促进新能源消纳的重要力量2电网面临新挑战:用电结构与分时电价双重变化L-LJL-LJ第三产业用电高速增长2023年第三产业用电量同比增长12.35%ÿ对总用电增速贡献率达37.3%ÿ远超其用电量占比ÿ成为推动负荷增长的主要动力分时电价机制完善峰谷价差不断扩大ÿ22个省份超过0.5元/kWhÿ为需求侧响应创造更大经济激励空间尖峰负荷持续攀升充换电服务业、数据中心等新型负荷快速增长ÿ加剧电网峰谷差ÿ对电网稳定性提出更高要求用电结构变化:第三产业成为新增长极产业用电占比变化2023年全社会用电量同比增长6.8%ÿ但产业结构呈现显著分化:第一产业:占比1.39%ÿ基数较小第二产业:占比65.85%ÿ仍是用电主体第三产业:占比18.1%ÿ增速最快城乡居民:占比14.66%ÿ保持稳定第三产业虽然占比不到20%ÿ但其12.35%的高增速使其对总用电增长的贡献率高达37.3%ÿ远超其他产业ÿ成为拉动电力需求增长的核心力量。新型负荷快速崛起以江苏省为例ÿ2023年用电量增速超50%的细分行业中:充换电服务业:+89.98%电气化铁路:+58.36%数据中心持续高增长这些新型负荷具有明显的尖峰特征ÿ集中在用电高峰时段ÿ进/步加剧电网负荷峰谷差ÿ对电网稳定运行形成挑战。区域电网负荷持续攀升ÿ灵活性需求迫切全国范围内ÿ各区域电网最高负荷呈现逐年增长态势ÿ且增幅显著22023年华北、东北、华东、华中、南方电网、西北区域当年负荷最高值分别达南方电网增幅相较2018年增长最快西北电网增幅增长潜力巨大华北电网增幅负荷规模持续扩大2024年预计新增负荷增长压力显著华东电网和南方电网作为经济发达、电力需求旺盛的区域ÿ负荷增幅尤为明显2这种持续的负荷增长趋势ÿ对电网的灵活性调节能力提出了更高要求ÿ迫切需要虚拟电厂等新型灵活性资源参与电网调节2分时电价持续完善:峰谷价差创造套利空间用电侧:峰谷价差显著扩大根据2024年6月各省电网代购电数据统计ÿ分时电价机制日益完善:22个省份峰谷价差超过0.5元/kWh广东、海南峰谷价差超过1.0元/kWhÿ分别达到1.307和1.254元/kWh吉林、江苏、浙江、山东峰谷价差在0.9-1.0元/kWh区间这种显著的峰谷价差为用户侧储能、需求响应等灵活性资源创造了可观的经济套利空间ÿ成为虚拟电厂盈利的重要基发电侧:现货市场价差波动明显2023年全年日前市场价差分析显示ÿ价差高于0.76元/kWh的天数占比达66.1%ÿ平均价差水平较高22024年上半年现货市场价差平均值为0.868元/kWhÿ同比增长0.052元/kWh22023年价差高于0.7元/kWh的天数占比为26.9%ÿ价差分布相对较低但仍有可观套利空间22024年上半年现货市场价差平均值为0.502元/kWhÿ同比增长0.019元/kWh2两地现货市场价差同比均有增长ÿ反映出电力时间价值逐渐显现ÿ为虚拟电厂参与现货市场交易提供了经济基础2虚拟电厂:低成本高效率的灵活性解决方案虚拟电厂通过先进的控制、计量、通信技术ÿ将分布式电源、可调节负荷、储能、电动汽车等分散资源聚合成/个整体ÿ既可作为"正电厂"向系统供电ÿ也可作为"负电厂"消纳冗余电量ÿ是实现电网灵活性调节的创新模式2分布式电源聚合整合分布式光伏、风电、冷热电联供等清洁能源ÿ提高新能源消纳能力可调节负荷管理协调工商业可控负荷ÿ实现削峰填谷ÿ优化电网运行曲线储能系统调度利用电化学储能快速响应特性ÿ提供调频调峰等辅助服务将电动汽车作为移动储能单元ÿ参与电网互动响应成本优势显著:虚拟电厂投资回报更优与其他灵活性资源对比200-400200-400虚拟电厂元/kW单位投资6300-…抽水蓄能元/kW建设成本600-700600-700煤电灵活性改造元/kW固定成本虚拟电厂在提升电力系统灵活性方面具有明显的成本优势:建设成本低:单位投资仅200-400元/kWÿ包含推广费用、智能设备和管理运维平台成本无需新建电厂:利用存量资源ÿ避免大规模基建投资响应速度快:数字化控制系统可实现秒级、分钟级快速响应性价比高:相较煤电灵活性改造成本降低50%以上ÿ相较抽水蓄能成本降低95%以上需求响应为主的虚拟电厂项目ÿ在提升系统灵活性方面的综合成本远低于传统电源侧和电网侧灵活性资源ÿ是实现"双碳"目标背景下经济高效的解决方案2电改新机遇:虚拟电厂市场地位明确《电力市场运行基本规则》正式执行ÿ明确虚拟电厂作为新型经营主体的市场地位过去模式主要处于邀约型试点和探索阶段ÿ参与范围有限ÿ盈利模式单/转型变化市场经营主体地位正式确立ÿ可参与多种市场交易未来前景全面参与电能量市场、辅助服务市场ÿ盈利模式多元化政策突破:虚拟电厂与发电企业、售电企业、电力用户并列为电力市场经营主体ÿ享有平等的市场准入和交易权利ÿ这是虚拟电厂行业发展的重要里程碑2当前盈利基础:需求侧响应补贴机制各地需求响应政策陆续出台目前虚拟电厂主要通过参与需求侧响应获取收益。在供电负荷高峰时段ÿ虚拟电厂自动发起响应指令ÿ引导用户调节负荷ÿ根据实际响应情况获得补贴。各地补贴标准存在差异但总体呈上升趋势。:日前4元/kWh;小时级固定4元/kWhÿ容量补贴旺季0.25元/kW·月;分钟级固定4元/kWhÿ容量补贴旺季1元/kW·月:容量补贴谷时段5元/kW·日ÿ平时段8元/kW·日:日前邀约申报价格上限3500元/MWh;可中断负荷价格上限5000元/MWh:保底价格1.5元/kWh;虚拟电厂申报可响应容量下限0.3MW:日前2.4元/kWhÿ提前4小时3元/kWh:快上快下响应3.6-4.8元/kWh;填谷响应0.6元/kWh河北南网:实时需求响应8元/kW·月:日前按出清价;日内提前4小时1.3倍出清价ÿ提前2小时2倍出清价;需求响应市场机制:邀约型模式占主导邀约型响应流程01需求发布运营机构提前/天向虚拟电厂、负荷集成商发布响应需求02容量申报虚拟电厂结合代理用户资源条件ÿ申报各时段应邀容量和价格03出清确认市场出清后确定中标主体和价格ÿ签订响应协议04执行响应响应日按照约定时段执行负荷调节ÿ平台实时监控05结算补偿根据实际响应效果和出清价格进行费用结算典型城市实践江苏:区分约定响应和实时响应ÿ约定响应提前24小时或4小时邀约ÿ实时响应由具有自动响应能力的资源参与天津:约定型响应提前24小时邀约ÿ响应时长1-4小时ÿ补偿标准4元/kW上海:采用避峰需求响应和可中断响应计划相结合ÿ隔日或当日通知ÿ补偿0.3-2元/kWh不等佛山:实施自动需求响应ÿ给予/次性130元/kW的经济补贴ÿ鼓励智能化响应未来增长点:拓展电能量与辅助服务市场随着电力市场化改革深入ÿ虚拟电厂可作为独立市场主体ÿ全面参与电力市场各类交易ÿ盈利模式从单/的需求响应向多元化方向发展2中长期合约交易中长期合约交易:签订年度、月度电量合约ÿ锁定基础收益现货市场交易:参与日前、日内市场ÿ利用峰谷价差套利2以报量报价方式申报调节电力、时间、速率ÿ接受实时出清价格典型案例:山西、山东等省份虚拟电厂已开始试点参与现货市场ÿ通过聚合分布式光伏、储能等资源进行交易辅助服务市场调峰服务辅助服务市场调峰服务:在系统高峰时段减少用电或增加供电ÿ帮助电网削峰填谷调频服务:利用储能等快速响应资源ÿ提供秒级、分钟级频率调节备用服务:保持/定备用容量ÿ在系统需要时快速投入市场机制:采用"日前出清+日内调整"模式ÿ按容量和电量双重补偿2如南方区域跨省备用市场、上海实时辅助服务市场、重庆调频市场等辅助服务市场参与机制日前辅助服务市场交易流程虚拟电厂上报次日预测用电数据和可调节容量ÿ申报服务价格 2市场出清调度机构根据系统需求进行出清ÿ确定中标主体和价格D日执行3虚拟电厂按照调度指令执行调节ÿ平台实时监测响应情况 4效果评估调度机构评估实际调节情况和有效电量ÿ核定服务质量费用结算5按日前出清价和有效调节电量对虚拟电厂予以补偿补偿标准示例南方区域跨省备用:日前分24个时段申报10分钟备用容量和价格ÿ日内可调整上海实时市场:申报容量单位0.01MWÿ时间单位15分钟ÿ最短持续30分钟ÿ报价上限400元/MWh重庆调频市场:市场初期暂定调频容量价格日前3元/MWÿ日内10元/MW辅助服务市场为虚拟电厂提供了新的盈利渠道ÿ特别是调频服务由于响应速度要求高、价值大ÿ成为储能等快速响应资源的重要收益来源2现货市场套利:工商业储能收益分析收益率测算模型收益来源峰谷价差套利:利用分时电价差价收益来源峰谷价差套利:利用分时电价差价ÿ低谷时段充电、高峰时段放电计算公式:年收益=储能容量×放电深度×转化效率×日均峰谷价差×年利用天数-运维成本回收期:总投资成本÷年净收益模型假设建设成本:1.1元/Wh运维成本:15元/kWh·年放电时长:2小时放电深度:90%循环次数:3500次年利用天数:350天每日充放电:1次转化效率:88%2024年6月主要省份收益率测算结果广东峰谷价差1.307元/kWh浙江峰谷价差0.961元/kWh海南峰谷价差1.254元/kWh江苏峰谷价差0.936元/kWh湖南峰谷价差0.874元/kWh根据测算ÿ22个省份峰谷价差超过0.5元/kWhÿ其中6个省份工商业储能收益率超过10%ÿ多数省份收益率在5%-15%之间ÿ展现出良好的经济性2广东、海南、湖南等峰谷价差较大的省份ÿ储能投资回报更为可观2需求激增:政策要求与盈利能力双驱动经济驱动:虚拟电厂盈利能力初显经济驱动:虚拟电厂盈利能力初显:200万千瓦虚拟电厂投资回报分析投资回收期:投资回收期:负荷增长:2023年全国电网最高负荷13.4亿千瓦ÿ同比增长3.84%2024年预测:按照5%的需求响应能力要求ÿ2024年需要响应能力达7250万千瓦ÿ为虚拟电厂发展提供巨大市场投资回收期虚拟电厂通过需求响应补贴、调峰调频服务等多元化收益ÿ展现出良好的经济性ÿ投资回收期在3.6-5.08年之间ÿ对社会资本具有较强吸引力2200万千瓦虚拟电厂成本与收益详解建设成本构成日前级资源接入0.01万元日前级资源接入0.01万元/kW×150万kW小时级资源接入0.02万元/kW×30万kW=0.6亿元平台建设500万元/套×1套=0.05亿元储能建设0.18储能建设0.18万元/kWh×13.69万kWh分钟级资源接入0.05万元/kW×15万kW总建设成本:5.36亿元(年运行维护成本0.2亿元)年收益构成日前级需求响应150万kW×4元/kWh×4小时×10次×20%=0.48亿元小时级需求响应30万kW×8元/kWh×2小时×10次×20%=0.096亿元分钟级需求响应调峰辅助服务60万kW×0.2元/kWh×8小时×200天×20%=0.384亿元调频服务5万kW×0.5元/kWh×1000小时×100%=0.25亿元年总收益:1.255亿元(扣除运维成本0.2亿元后净收益1.055亿元)投资回收期:含储能5.08年ÿ不含储能3.6年。项目展现出良好的经济性ÿ为虚拟电厂规模化发展提供了商业可行性验证。市场空间测算:迎来建设高增长期基于满足需求响应能力政策要求ÿ我们对虚拟电厂市场空间进行测算。考虑到市场发展的不确定性ÿ设定悲观和乐观两种情境。供给侧假设供给侧假设虚拟电厂单位造价:300元/kW(2024-2025年)ÿ250元/kW(2030年)乐观情境渗透率:10%→20%→30%→60%需求侧假设2024年电网最高负荷:14.5亿kW2025年电网最高负荷:16.3亿kW2030年电网最高负荷:20.1亿kW需求响应能力要求:5%市场空间测算结果悲观情境2024悲观情境2024年:虚拟电厂需求943万kWÿ市场空间28亿元ÿ同比增长40.8%2025年:虚拟电厂需求1467万kWÿ市场空间44亿元ÿ同比增长55.6%2030年:虚拟电厂需求3015万kWÿ市场空间75亿元ÿ年均复合增长率15.3%乐观情境乐观情境2024年:虚拟电厂需求1450万kWÿ市场空间44亿元ÿ同比增长116.6%2025年:虚拟电厂需求2445万kWÿ市场空间73亿元ÿ同比增长68.6%2030年:虚拟电厂需求6030万kWÿ市场空间151亿元ÿ年均复合增长率19.9%重要说明重要说明:以上测算仅考虑满足需求响应能力政策要求所需的虚拟电厂规模2随着现货市场、辅助服务市场建设完善ÿ虚拟电厂盈利方式将进/步拓宽ÿ经济效益提升将驱动建设规模加速增长ÿ实际市场空间有望超出测算值2市场空间增长驱动因素负荷持续增长电网尖峰负荷逐年攀升负荷持续增长电网尖峰负荷逐年攀升ÿ2024年预计新增1亿kW经济性提升峰谷价差扩大ÿ多元盈利模式提升投资回报市场机制完善现货市场、辅助服务市场陆续开放各省需达到3%-5%需求响应能力ÿ形成刚性分布式光伏、储能、充电桩等可聚合资源快速增长技术进步物联网、AI等技术降低建设运维成本虚拟电厂市场正处于从政策驱动向政策与市场双轮驱动转变的关键阶段2未来随着电力市场化改革深入、新能源大规模并网、灵活性需求持续增长ÿ虚拟电厂将迎来黄金发展期2投资建议:聚焦电网信息化领军企业重点关注领域虚拟电厂平台建设具备电网调度系统、能量管理系统开发能力的企业虚拟电厂平台建设具备电网调度系统、能量管理系统开发能力的企业电网信息化提供配网自动化、用电信息采集等解决方案的企业智能终端设备生产智能电表、负荷控制终端等关键设备的企业投资逻辑1.需求确定性强:政策刚性要求+负荷持续增长2.盈利模式清晰:多元化收益渠道逐步打开3.市场空间广阔:未来5年年均增速15%-20%4.技术壁垒较高:需要电网调度、信息化等核心能力推荐标的国电南瑞许继电气电网自动化龙头ÿ具备从主站系统到终端设备的全产业链能力ÿ虚拟电厂平台技术领先ÿ多地项目落地经验丰富电力装备制造领军企业ÿ在配网自动化、用电信息采集、储能变流器等领域具有深厚积累ÿ受益虚拟电厂建设需求释放投资评级:强于大市(维持)基本面情况:用电侧尖峰负荷快速增长+分布式资源加速建设ÿ虚拟电厂作为低成本高效率的灵活性解决方案优势显著2电改政策持续推进ÿ虚拟电厂市场地位明确、盈利模式丰富ÿ经济效益驱动建设规模持续提升2国电南瑞:虚拟电厂平台建设领军者虚拟电厂业务布局01虚拟电厂聚合管理平台、能量管理系统、负荷预测与优0203智能电表、负荷控制终端、储能变流器、充电桩:作为电网信息化领军企业ÿ国电南瑞将深度受益于虚拟电厂建设浪潮ÿ平台软件、通信设备、智能终端等全产业链布局确保充分分享行业增长红利2核心竞争优势:国内电网自动化龙头ÿ掌握调度自动化、配网自动化、用电信息采集等核心技术全产业链布局:从主站系统、通信网络到终端设备ÿ提供虚拟电厂/站式解决方案客户资源优势:与国家电网、南方电网保持长期战略合作关系:参与江苏、浙江、上海等多地虚拟电厂试点建设许继电气:配网自动化与储能技术双轮驱动核心竞争优势配网自动化优势:国内配网自动化主流供应商ÿ终端产品市场占有率领先储能技术积累:储能变流器、能量管理系统技术成熟ÿ多个示范项目运行良好央企背景:国家电网旗下企业ÿ在电网项目招标中具有先天优势研发实力强:持续高强度研发投入ÿ保持技术领先地位虚拟电厂相关产品1.配网自动化系统:配网主站系统、配电终端、故障指示器2.用电信息采集:采集主站、专变采集终端、集中器3.储能系统:储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)4.充电设施:充电桩、充电站运营管理平台增长驱动因素配网升级改造虚拟电厂建设需要配网侧大量安装智能终端和自动化设备ÿ配网自动化覆盖率提升带来订单增长储能市场爆发用户侧储能、电网侧储能快速增长ÿ储能变流器等核心设备需求旺盛充电桩建设电动汽车渗透率提升ÿ充电桩作为虚拟电厂重要可调资源ÿ建设需求持续增长受益逻辑:虚拟电厂建设涉及配网改造、储能接入、充电桩整合等多个环节ÿ许继电气全方位产品布局将充分受益于虚拟电厂产业链景气度提升2行业催化剂与投资时点 《电力市场运行基本规则》正式执行ÿ虚拟电厂市场地位明确ÿ政策红利持续释放 22025年更多省份出台虚拟电厂建设规划和补贴政策ÿ市场空间加速释放ÿ行业进入快速成长期 32026-2030年现货市场、辅助服务市场全面建设完成ÿ虚拟电厂盈利模式丰富ÿ经济性提升驱动规模化发展关键催化事件政策层面国家能源局发布虚拟电厂建设指导意见ÿ明确发展目标和路径更多省份出台需求响应补贴政策ÿ提高补贴标准现货市场、辅助服务市场建设提速ÿ交易品种丰富市场层面大型虚拟电厂项目招标落地ÿ订单规模超预期龙头企业发布虚拟电厂业务收入和利润数据ÿ商业模式得到验证成功案例效应带动其他省份加快建设进度技术层面5G、物联网、人工智能等技术在虚拟电厂中广泛应用平台成本下降、响应速度提升ÿ经济性进/步改善区块链技术应用于电力交易结算ÿ提高透明度和效率政策推进不及预期各省需求侧响应补贴政策如果调整或取消政策推进不及预期各省需求侧响应补贴政策如果调整或取消ÿ将影响虚拟电厂运营商收益电力市场化改革进度慢于预期ÿ现货市场、辅助服务市场建设滞后虚拟电厂市场准入标准提高ÿ部分中小运营商面临退出风险建设进度不及预期各地虚拟电厂处于试点阶段ÿ如建设进度低于预期将影响行业整体盈利用户侧资源接入困难ÿ聚合规模达不到预期目标技术成熟度不足ÿ平台稳定性和响应精度有待提升市场竞争加剧导致补贴价格下降ÿ影响投资回报率测算相关风险报告中虚拟电厂建设单位造价基于当前市场情况估算ÿ实际成本可能存在波动渗透率假设基于政策要求和行业发展趋势判断ÿ与实际情况可能存在偏差收益测算基于现有补贴标准和价差水平ÿ未来政策调整将影响经济性负荷增长预测存在不确定性ÿ实际需求可能高于或低于预期风险管理建议风险管理建议:投资者应密切关注政策动向、试点项目进展、龙头企业订单情况等关键指标ÿ及时评估行业发展趋势变化2建议采取分散投资策略ÿ重点关注产业链布局完善、技术实力强、客户资源优质的龙头企业2国际经验借鉴:虚拟电厂成熟市场案例美国:市场化程度最高发展特点:PJM等区域电力市场机制成熟ÿ虚拟电厂可自由参与能量市场、容量市场、辅助服务市场代表企业:EnerNOC、CPower等虚拟电厂运营商管理聚合容量超过数GW盈利模式:以容量补偿和辅助服务收益为主ÿ收益稳定可预期欧洲:新能源整合典范发展特点:可再生能源占比高ÿ虚拟电厂侧