虛擬電廠+工商業儲能是新型電力系統必然選擇

　　目前整體情況來看，工商業儲能盈利的空間，一方面峰谷價差收益，另一方面還包括需量電費管理和需求側響應服務獲取的收益。從這個角度來說，儲能商業模式的可行，除去外在峰谷電價的變化、企業運營情況的波動外，從儲能系統解決方案出發來看，更優的方案如何詮釋和理解呢?一方面體現在儲能系統對于電量的吞吐能力，這包括了電量吞吐深度(DOD)，是90%，95%還是100%。另一方面體現在吞吐效率(交流側充放電效率)，吞吐效率可以理解為充進去100度電能不能放出去85度電甚至90度電。還有循環次數下的真實電芯容量衰減情況。

　　另外系統解決方案的優劣，也不僅僅體現在系統造價的差別，雖然成本控制很重要，但是還要綜合的關注多個維度的因素，比如安全策略、比如售后服務、比如資產利用率，儲能實際運行效果是否可以與財務模型相匹配，我們還需要關注資產利用率，平均故障恢復時間，運營更好的系統，是否可以幫助投資商降低保險費率，這些都是儲能系統解決方案供應商應該主動去思考的事情。#開始謀劃我的2024#

　　虛擬電廠是什么：

　　1. 分布式資源的聚合與優化

　　虛擬電廠(virtual power plant，簡稱VPP)是通過先進信息通信技術和軟件系統，實現分布式電源、儲能系統、可控負荷、電動汽車、充電樁等分布式能源的聚合和協調優化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網運行的電源協調管理系統。虛擬電廠并不是真實存在的電廠，而是一種智能電網技術，應用分布式電力管理系統參與電網運行調度，實現“源-荷-網”聚合優化。

　　2. 結構——可調節性是資源層的核心

　　資源層的調節能力和質量決定虛擬電廠完成調度指令的能力，工商業儲能作為優質的調節資源之一，是虛擬電廠大發展的重要前提條件。

　　源：目前接入資源以分布式光伏為代表，自身不具備調節能力，可和工商業負荷視為整體，構成一個可調節負荷。

　　荷：可調節負荷各有自身能力限制，工業負荷往往受生產計劃強制約，且響應速度慢;空調負荷在時間維度不可平移，基本沒有填谷能力，且受用戶體驗和天氣等因素限制，可調節范圍有限;充電樁作為直接面向C端的負荷，其調節能力不可預測性較強。

　　儲 ：可調節能力、響應速度和可靠性都較為優質的調節資源，同時具備削峰和填谷能力，虛擬電廠進行高頻次大幅度響應的必備資源。

　　為什么需要虛擬電廠：

　　1. 風光快速增加帶來的填谷需求

　　風光裝機快速增長，加劇電力系統不可控性。新能源出力主要受來風、來光影響，人為干預作用小。因此，當新能源出力與負荷用電特性不吻合時，便存在新能源電力消納問題，處理不當會引發電力系統安全事故，且造成投資的浪費。

　　光伏建設速度遠超風電，分布式光伏成為主力。分布式建設、選址簡單，項目周期短，裝機提升快。由于其出力時間高度集中，受電網調度管控程度相對低，消納問題正在顯現，山東、河南等分布式裝機大省已出臺分布式配儲文件。

　　“鴨子曲線”變“峽谷曲線”，光伏增加帶來填谷需求。“鴨子曲線”最初由美國加州電網運營商CAISO提出，即在光伏出力高峰的中午，凈負荷曲線下降，隨后在晚上光伏發電量下降時凈負荷急劇上升。隨著光伏裝機增加，CAISO的凈負荷曲線出現了向“峽谷曲線”的轉變，即中午凈需求更低，跌至零值甚至負值;傍晚負荷增加更加陡峭，其他電源必須快速爬坡出力以適應負荷的急劇攀升。

　　國內以山東為代表的部分省份同樣有明顯的填谷需求。山東裝機結構與CAISO相似，截至22年底，光伏裝機占比達到22.5%。在2023年五一假期期間，山東省內用電負荷下降約15%，引發連續負電價現象。值得注意的是，4月29日-5月1日現貨價格曲線形狀類似鴨子曲線，期間10時-15時負電價出現尤為頻繁，而該時段為光伏發電高峰。

　　結合此前山東將中午時段劃分為電價深谷時段，新能源裝機增加改變了原有的負荷曲線，使得新能源集中大發時段，電網凈負荷出現了一個深谷，需要對負荷進行時間上的轉移(填谷)以平滑變化、促進新能源消納。

　　2. 負荷峰值屢創新高帶來的削峰需求

　　第三產業和居民用電增速快于工業，負荷峰值增速大于用電量增速。近十年以來，我國第二產業增速相對較低，在用電結構占比明顯降低，從2013年的73%下降至2022年的66%，第三產業和城鄉居民生活用電占比之和則由2013年的25%提高至2022年的33%。

　　用電結構變化帶來負荷新變化：

　　1)日負荷峰谷差更大;

　　2)受極端天氣和消費能力等因素影響，年負荷曲線呈現夏、冬雙高峰特征 ;

　　3)第二產業用電負荷穩定、持續，第三產業和居民用電波動性較強且時段集中效應明顯，對于固定時段最大負荷的拉動效果強于對全時段用電量的拉動效果，因此用電結構變化下，全社會最大負荷增速將顯著高于用電量增速，需要負荷進行時間上的轉移(削峰)以保障電力供應。中電聯預計2023年正常氣候情況下，夏季全國最高用電負荷為13.7億千瓦左右，同比增加8000萬千瓦，如果出現長時段大范圍極端高溫天氣，全國最高用電負荷可能同比增加近1億千瓦。

　　3. 充電樁等新型負荷使得負荷側復雜程度提升

　　充電樁保有量隨新能源汽車快速提升，改變配電網形態。截至2023H1，我國公共充電樁保有量為214.86萬臺，同比+40.63%。2023H1，新能源汽車銷量同比+44.13%，保持快速增長，可以預見未來隨新能源汽車銷量繼續快速提升，充電樁保有量將持續增加。充電樁的大量增加將對配電網產生沖擊，相比于常規交流充電樁，快充直流樁由于功率更大、充電時間更短，產生沖擊更大。

　　充電樁加劇居民生活用電負荷峰值提升。充電樁對配電網的影響主要包括：

　　(1)充電樁用電高峰同樣是居民原有用電高峰，會導致原有負荷峰值繼續提升，產生時間短、量級高的尖峰負荷;

　　(2)按尖峰負荷配置變壓器容量，導致其余時間資源閑置;

　　(3)充電負荷波動帶來網絡損耗等。

　　因此，充電樁的發展導致了削峰填谷需求的增加，但同時充電樁和新能源汽車本身是良好的可調節負荷，如能通過虛擬電廠進行聚合和優化，是降低充電成本和降低電網投資的雙贏之選。

　　4. 實現用戶側和電力系統高度靈活互動的遠期目標

　　2023年6月，國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書》，標志著新型電力系統建設進入全面啟動和加速推進的重要階段。

　　藍皮書提出新型電力系統轉型加速期(當前-2030年)用戶側目標之一為電力消費新模式不斷涌現，分散化需求響應資源進一步整合，用戶側靈活調節和響應能力提升至 5% 以上，促進新能源就近就地開發利用和高效消納。遠期，將實現用戶側與電力系統高度靈活互動。

　　5. 需求側響應能力力爭達到最大負荷的3%-5%

　　需求側響應能力建設目標明確。十四五前，虛擬電廠停留在個別地區、項目試點階段，一是新能源裝機占比不高，電力系統對靈活性資源需求不強;二是缺乏量化目標。2022年，《“十四五”現代能源體系規劃》提出，力爭到 2025 年，電力需求側響應能力達到最大負荷的 3%～5%，其中華東、華中、南方等地區達到最大負荷的5%左右。

　　虛擬電廠政策密集發布，成為新型電力系統建設的重要一環，政策力度有望持續加大。

　　虛擬電廠如何創造收益：

　　1. 需求側響應

　　虛擬電廠的三個收益來源：需求側響應、輔助服務市場、電力現貨市場

　　當前我國虛擬電廠處于邀約型向市場型過渡階段。邀約型階段主要由政府部門或調度機構牽頭組織，發出邀約信號，虛擬電廠組織資源進行響應，并獲得容量/電量補貼。我國多個省份出臺了需求響應細則，其中以江蘇、上海、廣東等省市開展得較好。

　　需求側響應補貼單價高但頻率低，市場化程度低。需求響應以削峰為主，主要發生在迎峰度夏期間，主要目的在于保供。以廣東省為例，2022年全年開展9次日前邀約型市場化需求響應(均發生在7月和8月);最大削峰負荷277萬千瓦，最大響應申報量609萬千瓦;有效響應調用收益1.63億元。可以看到，雖然補貼最高達到5元/千瓦時(可中斷負荷)，但需求響應并非常態化進行，發生頻率較低，有很強的計劃色彩。因此隨著我國電力市場體制建設逐漸完善，虛擬電廠也正從邀約型階段向市場型階段過渡。

　　2. 輔助服務市場

　　新型電力系統持續催生對輔助服務的需求。傳統電源(火電、水電等)具備一定的調節能力，而新能源存在出力波動、無功缺失等特性，導致高比例新能源裝機電力系統對電力輔助服務的需求提升。

　　虛擬電廠主要發揮調峰、調頻作用。2021年12月，國家能源局修訂發布《電力輔助服務管理辦法》，確指出電力用戶可通過委托虛擬電廠代理的形式參與電力輔助服務市場，此后多地在電力輔助服務細則中對虛擬電廠/負荷聚合商參與輔助服務的條件、補償方式予以明確。當前，虛擬電廠主要功能是電能量的時間轉移，對應調峰服務;未來隨著工商業儲能滲透率提升，虛擬電廠有望在調頻服務取得更大突破。從2023H1全國輔助服務運行數據看，調峰、調頻是輔助服務費用的主體，費用合計占比達到80%。

　　3. 電力現貨市場

　　現貨試點不斷推進，全國推行大勢所趨。2017年，南方、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區成為第一批現貨試點地區，目前首批試點地區均已完成長周期結算試運行;2022年，第二批6個試點地區啟動試運行;此外，寧夏、陜西、河北南網等非試點地區也出臺現貨方案，推動現貨市場建設。目前，國家電網公司經營區已有20個省級電網開展現貨市場試運行，南方區域電力現貨市場也已進入五省區全模型試運行。

　　現貨模式下收益波動性更強，對虛擬電廠交易能力提出要求?，F貨市場全天96個報價時點，報價上下限幅度相對較寬，價格波動頻次高、幅度大，較難進行預測。從山東省2022年2月-2023年1月共1年的現貨價格情況看，連續四小時區間內，最低價和最高價出現最多的分別是10-13時和17-20時，但最低價和最高價落在這兩個區間外的概率分別為46%和45%，即如果采用固定的4小時區間調峰策略，有近半的概率無法獲得完整價差套利。因此，虛擬電廠參與現貨套利獲得收益，需要有較強的計算能力、預測能力和交易能力。

　　虛擬電廠案例：

　　1. 冀北虛擬電廠——國內首個市場型項目

　　冀北虛擬電廠系國內首個虛擬電廠市場化交易落地項目，該項目由國網冀北電力有限公司建設，2019年12月正式投運。冀北虛擬電廠累計聚合蓄熱式電采暖、智慧樓宇、可調節工商業等11類可調節資源，總容量 358MW，最大調節能力204MW。

　　目前冀北虛擬電廠商業運營主要參與華北調峰輔助服務市場，截至2022年11月初，冀北虛擬電廠已在線連續提供調峰服務超過4800小時，累計增發新能源電量3701萬千瓦時;虛擬電廠運營商和用戶總收益達673.70萬元，平均度電收益182元/兆瓦時。

　　2. 南方區域虛擬電廠——首個跨省區域級項目

　　近日，南方電網公司分布式源荷聚合服務平臺在廣東廣州、廣東深圳、廣西柳州三地同步開展虛擬電廠多功能聯合調控，在多省區同步實現了調頻、直控等快速響應，標志著我國首個區域級虛擬電廠投入運行。

　　南方電網虛擬電廠由“粵能投”虛擬電廠升級而來：

　　“粵能投”虛擬電廠管理平臺于2022年4月開放上線，是作為南方電網第一個實用化負荷聚合虛擬電廠和廣東首個虛擬電廠商業性運轉平臺。該平臺聚合光伏、儲能、充換電站、空調、工商業負荷等各類用戶側資源，參與廣東省交易中心市場化需求響應市場。

　　升級后的南方電網分布式源荷聚合服務平臺，現已聚合廣東、廣西區域內新型儲能、電動汽車充換電設施、分布式光伏、非生產性空調、風光儲充微電網等各類分布式資源，聚合分布式資源規模10751MW，其中可調節能力1532MW。

　　虛擬電廠市場空間測算：預計2025年運營規模在百億元級別

　　從運營端看虛擬電廠規模：

　　1. 輔助服務市場下：

　　(1)根據中電聯預測，到2025年全社會用電量為9.5億千瓦時;

　　(2)假設平均用電價格為0.65元/千瓦時;

　　(3)根據中國能源報，我國近兩年輔助服務費用占全社會用電費比重上升至2.5%，假設該比例未來隨新能源裝機增加進一步提高，到2025年提升到3.5%;

　　(4)假設虛擬電廠收入占輔助服務市場的10%;

　　(5)虛擬電廠運營商分成比例取20%-80%。

　　測算得到，通過輔助服務市場獲利模式下，當虛擬電廠運營商分成比例為50%時，虛擬電廠2025年運營市場規模為108億元。

　　2. 電力現貨市場下：

　　(1)根據中電聯預測，到2025年全社會用電量為9.5億千瓦時;

　　(2)假設現貨交易電量占全社會用電量的10%;

　　(3)現貨市場并非時時存在價差，假設虛擬電廠單日可進行4小時電量的套利(參考工商業2h儲能系統兩充兩放策略)，參考近期代理購電峰谷價差，假設平均峰谷價差為0.7元/千瓦時;

　　(4)假設虛擬電廠套利電量占現貨市場可套利電量的20%;

　　(5)假設虛擬電廠運營商分成比例取20%-80%。

　　測算得到，通過電力現貨市場獲利模式下，當虛擬電廠運營商分成比例為50%時，虛擬電廠2025年運營市場規模為111億元。

　　輔助服務和電力現貨兩種獲利途徑存在部分重合關系，電力現貨基本對最大的輔助服務品種——調峰服務形成替代。無論通過哪種途徑獲得收益，我們測算當運營商分成比例為50%時，2025年虛擬電廠運營市場規模均在百億元級別。

　　誰從虛擬電廠建設中受益

　　我們把虛擬電廠相關企業分為三類：

　　1)電網信息化類有望率先受益：該類公司面向電網長期從事電力信息化業務，對電力調度、交易、營銷有較為深刻的理解，在站控層面的和【聚合調控設計】和【打通大電網】上較有優勢。此外，該類公司有望直接受益于電網虛擬電廠試點項目建設和虛擬電廠調度平臺建設，預計電網側虛擬電廠業務推進相對更快，但該類業務往往為項目制，有一定波動性。

　　2)用電解決方案類形態有望進一步演變：該類公司作為用電解決方案供應商，深耕用電側，有一定的技術實力和豐富的工商企業資源，其優勢在控制層面的【智能終端】和資源層面的【用戶側資源】。

　　3)聚合運營類長坡厚雪：該類公司原為用戶側分布式能源運營商(分布式光伏、工商業儲能、充電樁等)，向前可圍繞已有的工商業客戶資源拓展運營品種和服務類型，并在技術實力加持下進行跨用戶聚合，形成虛擬電廠運營商。該類企業優勢主要在資源層面的【用戶側資源】和【運維能力】

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