虛擬電廠行業(yè)市場分析說明

配問題長至最高7624億千瓦時；光伏發(fā)電量從0增長至4276億千瓦時，風(fēng)光發(fā)電量占比從0.8%增長至13.7%,年度復(fù)合增長率約為22.5%。長至最高72.11GW,年度復(fù)合增長率約為16.8%;2013至2022十年間，光伏裝機容量從12.92GW增長至87.41GW,年度復(fù)合增長三種：1)火電靈活性改造；2)獨立共享儲能或新能源配儲；3)特高壓遠距離輸電。需求側(cè)的解決方式主要為三種：1)負荷管理；2)需求側(cè)相應(yīng)；3)虛擬電廠。其中，虛擬電廠便是負荷側(cè)中解決時間圖1:中國發(fā)電量結(jié)構(gòu)(億千瓦時)三級的電網(wǎng)系統(tǒng)(主網(wǎng)、配網(wǎng)、微網(wǎng))。而虛擬電廠相比于微網(wǎng)，組類型“貴荷類”虛擬電廠“源網(wǎng)荷儲一體化”虛描虛相電廠運營商聚合其綁定的具備負荷調(diào)節(jié)能力的市場成后新能源、用戶及配賣儲能項目通過出化電力用戶(包括電動汽車、可調(diào)節(jié)負符、可中斷負荷擬電廠一體化聚合，作為獨正事場主體參等),作為一個整體(里現(xiàn)為員荷狀態(tài))擔(dān)建成虛擬電廠，對與電力市場，原則具有山西電力市場交易資格的售電公司或電力用戶“一體化”項目主體發(fā)者授權(quán)代理商，并參與中長期，現(xiàn)貨及輔助服務(wù)市場參與現(xiàn)貨及捕動服務(wù)市場以每15分鐘為一要求“負衍類”虛擬電廠不超過±15%要術(shù)“一體化”虛擬電廠不超過±10%些資源的組合形態(tài)(如微電網(wǎng)、區(qū)域能源互聯(lián)網(wǎng)等),收益模式也更億元。我們按照2022年的最大負荷12.9億千瓦的5%,虛擬電廠建的準(zhǔn)入門檻多數(shù)為1000KW,部分地區(qū)如山東(5MW以上)、陜西 (2MW以上)、安徽(5MW以上)、福建(2.5MW以上)要求更高。收益模式來看，補償基準(zhǔn)價格基本上為4元/kWh,如福建、浙逐步深化，現(xiàn)貨市場、中長期市場、輔助服2022年1月國家發(fā)改委、國家能源局出臺《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》,明確指出到2025年初步全國統(tǒng)一電力于以下假設(shè)：1)存量、新增分布式光伏配套儲能滲透率不斷提升，23年分別至1%、20%。2)配儲比例逐步提升至15%。3)參考觀研天下數(shù)據(jù)，獨立工商業(yè)儲能新增裝機逐步提升至2023年的來首次形成厄爾尼諾條件，未來5年內(nèi)大概率出司消息，北京電網(wǎng)負荷增長明顯，較去年同期增長約30%,其中空調(diào)等降溫負荷占到了總負荷的35%,空調(diào)節(jié)能改造能夠有效助力電力削峰。2021年，廣州國際銀行中心通過中央空調(diào)系統(tǒng)高效冷站節(jié)能改造服務(wù)項目，達到改造后年節(jié)能146.4萬kWh,顯著降低空調(diào)%%h22222電動汽車充電站聚合為虛擬電廠，參與需求側(cè)響應(yīng)進行電力填谷。截至2023年6月，我國新能源汽車保有量達1620萬輛，占汽車總量的77.8%。作為全球最大的電動汽車市場，推動電動汽車和電網(wǎng)協(xié)同電動汽車作為高度靈活的移動儲能單元，在調(diào)整用電負荷、參與需求側(cè)響應(yīng)進行電力填谷，消納可再生能源方面具備較大潛力。2023年1月20日至25日，山東電網(wǎng)連續(xù)6天組織開展緊急型填谷電力需求響應(yīng)，需求響應(yīng)參與用戶2572戶次，最大填谷響應(yīng)負荷93.92萬千瓦，增加清潔能源消納2344.08萬千瓦時。將試點低壓分布式光伏和電動汽車充電站可控負荷聚合為虛擬電廠，參與需求側(cè)響應(yīng)進行填谷，在試點分布式光伏參與填谷需求響應(yīng)的同時，圍繞“區(qū)塊鏈+需求側(cè)響2.3我國虛擬電廠示范項目大幅增加，海外虛擬電廠商業(yè)模式趨于完善相比歐美國家，我國虛擬電廠仍處于起步階段。從2000年以來，歐美國家已經(jīng)在探索虛擬電廠在電力市場的應(yīng)用，不同國家在虛擬電廠的發(fā)展方向上有所不同，歐洲虛擬電廠以聚合分布式電源為主；美國虛擬電廠則以負荷型的靈活性資源為主，美國許多州都在嘗試家庭虛擬電廠，在加利福尼亞，用戶每向電網(wǎng)輸送1度電，可以獲得2美元獎勵；日本以聚合用戶側(cè)儲能和分布式電源為主；澳大利亞以聚合用我國虛擬電廠以試點示范為主，項目實際收益亟待提高。從2016年上海虛擬電廠試點開始，我國虛擬電廠正式走向公眾視野。近兩年各地虛擬電廠試點明顯加速，江浙滬廣東等地區(qū)示范項目陸續(xù)建設(shè)，虛擬電廠的類型也從需求響應(yīng)向綜合性、發(fā)電側(cè)、需求響應(yīng)多元化資源發(fā)展。從收益水平來看，我們可以根據(jù)深圳公開的虛擬電廠測算實際的收益情況，國電投深圳能源發(fā)展有限公司虛擬電廠平臺由國家電投集團上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計研究院牽頭研發(fā)，目前參與廣東現(xiàn)貨市場仍然處于較低水平，商業(yè)模式亟需拓展。我國的具體項目中，從聚合的資源來看，主要包括儲能、負荷、分布式電源。比如深圳的項目主要的調(diào)節(jié)性資源為儲能、充電站以及用戶側(cè)負荷比如數(shù)據(jù)中心、寫字樓、工廠等；冀北的項目聚合資源相比深圳的項目多了如分布式光伏、空氣源熱泵等；江蘇的項目主要資源為空調(diào)等負荷，也包括充電樁、儲能等；浙江麗水項目的資源除用戶側(cè)的資源還包括小水電。從規(guī)模上看，示范項目的規(guī)?；驹?00MW以上。深圳的總規(guī)模約367MW,冀北總規(guī)模約160MW,江蘇單次削峰4020MW,最大填谷規(guī)模2570MW,上?？傄?guī)模1000MW,華北用戶側(cè)資源達204MW,浙江麗水超過400MW。收益模式逐步多元化，未來有望隨電力市場建設(shè)進一步豐富。虛擬電廠的盈利模式總結(jié)起來：1.電網(wǎng)輔助服務(wù)，提高電網(wǎng)的彈性和調(diào)節(jié)能力，比如深圳、冀北、華北國網(wǎng)VPP示范項目；2.需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)，特質(zhì)電網(wǎng)調(diào)動的需求側(cè)響應(yīng)從而獲得服務(wù)收益，這種模式最為普遍，實際上是其中一種輔助服務(wù)；3.參與電力市場，通過市場交易而獲得收益；4.能效幫助用戶決策可調(diào)負荷的用電行為，代理購電業(yè)務(wù)，提供智能用電方案，并從客戶獲取分成收入，比如深圳、冀北項目。我們認(rèn)為，現(xiàn)有項目的盈利處于拓展階段，盈利模式逐步多樣化，未來的盈利模式有望隨電力市場的建設(shè)和完善進一步豐富。日本來看，豐富的電力市場品類帶動虛擬電廠盈利模式豐富。相比于我國的虛擬電廠，日本的項目的收益模式種類更多。輸配電可以穩(wěn)定系統(tǒng)，包括調(diào)頻、調(diào)壓、供需平衡，而我國主要以削峰填谷為主。售電側(cè)可以彌補電量不足產(chǎn)生的費用差額，我國的虛擬電廠暫時無此種收益。用戶側(cè)收益模式增加設(shè)備利用最大收益化(將電源、儲能的富余空間通過負荷側(cè)市場進行交易)、參與激勵協(xié)議。優(yōu)化我責(zé)利用蓄額負荷集成商及本售電商將已調(diào)肥的電力通過負荷側(cè)市場、期賞市場，小時前市場進行間接交易減少電費支出設(shè)備利用最大收益化將分?jǐn)?shù)式電源和儲能裝置的富余空間通BCP遇災(zāi)害時利用分布式電源和儲達1GW以上。從收益模式上看，主要包括電網(wǎng)平衡服務(wù)(其中包括求側(cè)管理辦法(征求意見稿)》,2025年的我國各省目標(biāo)的需求響大負荷按照每年3%的增速增長，我們測算得到2030年的最大負荷為1890GW,若虛擬電廠調(diào)節(jié)能力占比10%,以類似的邏輯我們測算得到2030年產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)袌隹臻g有望達917.0億元，其中平臺建設(shè)約化的進度來看，2017年我國敲定南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、年上述8個市場全面模擬試運行。2021年4月第二批現(xiàn)貨市場公布，比如變頻器、開關(guān)電源等)的大量并網(wǎng)，對于10kV及以下的用戶配內(nèi)容虛擬電廠主要包括發(fā)電系統(tǒng)、儲能設(shè)備和通信系統(tǒng)三部分構(gòu)成技術(shù)壁至虛擬電廠的核心。虛擬電廠的三部分中，電力