虚拟电厂+工商业储能是新型电力系统必然选择

　　目前整体情况来看，工商业储能盈利的空间，一方面峰谷价差收益，另一方面还包括需量电费管理和需求侧响应服务获取的收益。从这个角度来说，储能商业模式的可行，除去外在峰谷电价的变化、企业运营情况的波动外，从储能系统解决方案出发来看，更优的方案如何诠释和理解呢?一方面体现在储能系统对于电量的吞吐能力，这包括了电量吞吐深度(DOD)，是90%，95%还是100%。另一方面体现在吞吐效率(交流侧充放电效率)，吞吐效率可以理解为充进去100度电能不能放出去85度电甚至90度电。还有循环次数下的真实电芯容量衰减情况。

　　另外系统解决方案的优劣，也不仅仅体现在系统造价的差别，虽然成本控制很重要，但是还要综合的关注多个维度的因素，比如安全策略、比如售后服务、比如资产利用率，储能实际运行效果是否可以与财务模型相匹配，我们还需要关注资产利用率，平均故障恢复时间，运营更好的系统，是否可以帮助投资商降低保险费率，这些都是储能系统解决方案供应商应该主动去思考的事情。#开始谋划我的2024#

　　虚拟电厂是什么：

　　1. 分布式资源的聚合与优化

　　虚拟电厂(virtual power plant，简称VPP)是通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车、充电桩等分布式能源的聚合和协调优化，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。虚拟电厂并不是真实存在的电厂，而是一种智能电网技术，应用分布式电力管理系统参与电网运行调度，实现“源-荷-网”聚合优化。

　　2. 结构——可调节性是资源层的核心

　　资源层的调节能力和质量决定虚拟电厂完成调度指令的能力，工商业储能作为优质的调节资源之一，是虚拟电厂大发展的重要前提条件。

　　源：目前接入资源以分布式光伏为代表，自身不具备调节能力，可和工商业负荷视为整体，构成一个可调节负荷。

　　荷：可调节负荷各有自身能力限制，工业负荷往往受生产计划强制约，且响应速度慢;空调负荷在时间维度不可平移，基本没有填谷能力，且受用户体验和天气等因素限制，可调节范围有限;充电桩作为直接面向C端的负荷，其调节能力不可预测性较强。

　　储 ：可调节能力、响应速度和可靠性都较为优质的调节资源，同时具备削峰和填谷能力，虚拟电厂进行高频次大幅度响应的必备资源。

　　为什么需要虚拟电厂：

　　1. 风光快速增加带来的填谷需求

　　风光装机快速增长，加剧电力系统不可控性。新能源出力主要受来风、来光影响，人为干预作用小。因此，当新能源出力与负荷用电特性不吻合时，便存在新能源电力消纳问题，处理不当会引发电力系统安全事故，且造成投资的浪费。

　　光伏建设速度远超风电，分布式光伏成为主力。分布式建设、选址简单，项目周期短，装机提升快。由于其出力时间高度集中，受电网调度管控程度相对低，消纳问题正在显现，山东、河南等分布式装机大省已出台分布式配储文件。

　　“鸭子曲线”变“峡谷曲线”，光伏增加带来填谷需求。“鸭子曲线”最初由美国加州电网运营商CAISO提出，即在光伏出力高峰的中午，净负荷曲线下降，随后在晚上光伏发电量下降时净负荷急剧上升。随着光伏装机增加，CAISO的净负荷曲线出现了向“峡谷曲线”的转变，即中午净需求更低，跌至零值甚至负值;傍晚负荷增加更加陡峭，其他电源必须快速爬坡出力以适应负荷的急剧攀升。

　　国内以山东为代表的部分省份同样有明显的填谷需求。山东装机结构与CAISO相似，截至22年底，光伏装机占比达到22.5%。在2023年五一假期期间，山东省内用电负荷下降约15%，引发连续负电价现象。值得注意的是，4月29日-5月1日现货价格曲线形状类似鸭子曲线，期间10时-15时负电价出现尤为频繁，而该时段为光伏发电高峰。

　　结合此前山东将中午时段划分为电价深谷时段，新能源装机增加改变了原有的负荷曲线，使得新能源集中大发时段，电网净负荷出现了一个深谷，需要对负荷进行时间上的转移(填谷)以平滑变化、促进新能源消纳。

　　2. 负荷峰值屡创新高带来的削峰需求

　　第三产业和居民用电增速快于工业，负荷峰值增速大于用电量增速。近十年以来，我国第二产业增速相对较低，在用电结构占比明显降低，从2013年的73%下降至2022年的66%，第三产业和城乡居民生活用电占比之和则由2013年的25%提高至2022年的33%。

　　用电结构变化带来负荷新变化：

　　1)日负荷峰谷差更大;

　　2)受极端天气和消费能力等因素影响，年负荷曲线呈现夏、冬双高峰特征 ;

　　3)第二产业用电负荷稳定、持续，第三产业和居民用电波动性较强且时段集中效应明显，对于固定时段最大负荷的拉动效果强于对全时段用电量的拉动效果，因此用电结构变化下，全社会最大负荷增速将显著高于用电量增速，需要负荷进行时间上的转移(削峰)以保障电力供应。中电联预计2023年正常气候情况下，夏季全国最高用电负荷为13.7亿千瓦左右，同比增加8000万千瓦，如果出现长时段大范围极端高温天气，全国最高用电负荷可能同比增加近1亿千瓦。

　　3. 充电桩等新型负荷使得负荷侧复杂程度提升

　　充电桩保有量随新能源汽车快速提升，改变配电网形态。截至2023H1，我国公共充电桩保有量为214.86万台，同比+40.63%。2023H1，新能源汽车销量同比+44.13%，保持快速增长，可以预见未来随新能源汽车销量继续快速提升，充电桩保有量将持续增加。充电桩的大量增加将对配电网产生冲击，相比于常规交流充电桩，快充直流桩由于功率更大、充电时间更短，产生冲击更大。

　　充电桩加剧居民生活用电负荷峰值提升。充电桩对配电网的影响主要包括：

　　(1)充电桩用电高峰同样是居民原有用电高峰，会导致原有负荷峰值继续提升，产生时间短、量级高的尖峰负荷;

　　(2)按尖峰负荷配置变压器容量，导致其余时间资源闲置;

　　(3)充电负荷波动带来网络损耗等。

　　因此，充电桩的发展导致了削峰填谷需求的增加，但同时充电桩和新能源汽车本身是良好的可调节负荷，如能通过虚拟电厂进行聚合和优化，是降低充电成本和降低电网投资的双赢之选。

　　4. 实现用户侧和电力系统高度灵活互动的远期目标

　　2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，标志着新型电力系统建设进入全面启动和加速推进的重要阶段。

　　蓝皮书提出新型电力系统转型加速期(当前-2030年)用户侧目标之一为电力消费新模式不断涌现，分散化需求响应资源进一步整合，用户侧灵活调节和响应能力提升至 5% 以上，促进新能源就近就地开发利用和高效消纳。远期，将实现用户侧与电力系统高度灵活互动。

　　5. 需求侧响应能力力争达到最大负荷的3%-5%

　　需求侧响应能力建设目标明确。十四五前，虚拟电厂停留在个别地区、项目试点阶段，一是新能源装机占比不高，电力系统对灵活性资源需求不强;二是缺乏量化目标。2022年，《“十四五”现代能源体系规划》提出，力争到 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。

　　虚拟电厂政策密集发布，成为新型电力系统建设的重要一环，政策力度有望持续加大。

　　虚拟电厂如何创造收益：

　　1. 需求侧响应

　　虚拟电厂的三个收益来源：需求侧响应、辅助服务市场、电力现货市场

　　当前我国虚拟电厂处于邀约型向市场型过渡阶段。邀约型阶段主要由政府部门或调度机构牵头组织，发出邀约信号，虚拟电厂组织资源进行响应，并获得容量/电量补贴。我国多个省份出台了需求响应细则，其中以江苏、上海、广东等省市开展得较好。

　　需求侧响应补贴单价高但频率低，市场化程度低。需求响应以削峰为主，主要发生在迎峰度夏期间，主要目的在于保供。以广东省为例，2022年全年开展9次日前邀约型市场化需求响应(均发生在7月和8月);最大削峰负荷277万千瓦，最大响应申报量609万千瓦;有效响应调用收益1.63亿元。可以看到，虽然补贴最高达到5元/千瓦时(可中断负荷)，但需求响应并非常态化进行，发生频率较低，有很强的计划色彩。因此随着我国电力市场体制建设逐渐完善，虚拟电厂也正从邀约型阶段向市场型阶段过渡。

　　2. 辅助服务市场

　　新型电力系统持续催生对辅助服务的需求。传统电源(火电、水电等)具备一定的调节能力，而新能源存在出力波动、无功缺失等特性，导致高比例新能源装机电力系统对电力辅助服务的需求提升。

　　虚拟电厂主要发挥调峰、调频作用。2021年12月，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》，确指出电力用户可通过委托虚拟电厂代理的形式参与电力辅助服务市场，此后多地在电力辅助服务细则中对虚拟电厂/负荷聚合商参与辅助服务的条件、补偿方式予以明确。当前，虚拟电厂主要功能是电能量的时间转移，对应调峰服务;未来随着工商业储能渗透率提升，虚拟电厂有望在调频服务取得更大突破。从2023H1全国辅助服务运行数据看，调峰、调频是辅助服务费用的主体，费用合计占比达到80%。

　　3. 电力现货市场

　　现货试点不断推进，全国推行大势所趋。2017年，南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区成为第一批现货试点地区，目前首批试点地区均已完成长周期结算试运行;2022年，第二批6个试点地区启动试运行;此外，宁夏、陕西、河北南网等非试点地区也出台现货方案，推动现货市场建设。目前，国家电网公司经营区已有20个省级电网开展现货市场试运行，南方区域电力现货市场也已进入五省区全模型试运行。

　　现货模式下收益波动性更强，对虚拟电厂交易能力提出要求。现货市场全天96个报价时点，报价上下限幅度相对较宽，价格波动频次高、幅度大，较难进行预测。从山东省2022年2月-2023年1月共1年的现货价格情况看，连续四小时区间内，最低价和最高价出现最多的分别是10-13时和17-20时，但最低价和最高价落在这两个区间外的概率分别为46%和45%，即如果采用固定的4小时区间调峰策略，有近半的概率无法获得完整价差套利。因此，虚拟电厂参与现货套利获得收益，需要有较强的计算能力、预测能力和交易能力。

　　虚拟电厂案例：

　　1. 冀北虚拟电厂——国内首个市场型项目

　　冀北虚拟电厂系国内首个虚拟电厂市场化交易落地项目，该项目由国网冀北电力有限公司建设，2019年12月正式投运。冀北虚拟电厂累计聚合蓄热式电采暖、智慧楼宇、可调节工商业等11类可调节资源，总容量 358MW，最大调节能力204MW。

　　目前冀北虚拟电厂商业运营主要参与华北调峰辅助服务市场，截至2022年11月初，冀北虚拟电厂已在线连续提供调峰服务超过4800小时，累计增发新能源电量3701万千瓦时;虚拟电厂运营商和用户总收益达673.70万元，平均度电收益182元/兆瓦时。

　　2. 南方区域虚拟电厂——首个跨省区域级项目

　　近日，南方电网公司分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。

　　南方电网虚拟电厂由“粤能投”虚拟电厂升级而来：

　　“粤能投”虚拟电厂管理平台于2022年4月开放上线，是作为南方电网第一个实用化负荷聚合虚拟电厂和广东首个虚拟电厂商业性运转平台。该平台聚合光伏、储能、充换电站、空调、工商业负荷等各类用户侧资源，参与广东省交易中心市场化需求响应市场。

　　升级后的南方电网分布式源荷聚合服务平台，现已聚合广东、广西区域内新型储能、电动汽车充换电设施、分布式光伏、非生产性空调、风光储充微电网等各类分布式资源，聚合分布式资源规模10751MW，其中可调节能力1532MW。

　　虚拟电厂市场空间测算：预计2025年运营规模在百亿元级别

　　从运营端看虚拟电厂规模：

　　1. 辅助服务市场下：

　　(1)根据中电联预测，到2025年全社会用电量为9.5亿千瓦时;

　　(2)假设平均用电价格为0.65元/千瓦时;

　　(3)根据中国能源报，我国近两年辅助服务费用占全社会用电费比重上升至2.5%，假设该比例未来随新能源装机增加进一步提高，到2025年提升到3.5%;

　　(4)假设虚拟电厂收入占辅助服务市场的10%;

　　(5)虚拟电厂运营商分成比例取20%-80%。

　　测算得到，通过辅助服务市场获利模式下，当虚拟电厂运营商分成比例为50%时，虚拟电厂2025年运营市场规模为108亿元。

　　2. 电力现货市场下：

　　(1)根据中电联预测，到2025年全社会用电量为9.5亿千瓦时;

　　(2)假设现货交易电量占全社会用电量的10%;

　　(3)现货市场并非时时存在价差，假设虚拟电厂单日可进行4小时电量的套利(参考工商业2h储能系统两充两放策略)，参考近期代理购电峰谷价差，假设平均峰谷价差为0.7元/千瓦时;

　　(4)假设虚拟电厂套利电量占现货市场可套利电量的20%;

　　(5)假设虚拟电厂运营商分成比例取20%-80%。

　　测算得到，通过电力现货市场获利模式下，当虚拟电厂运营商分成比例为50%时，虚拟电厂2025年运营市场规模为111亿元。

　　辅助服务和电力现货两种获利途径存在部分重合关系，电力现货基本对最大的辅助服务品种——调峰服务形成替代。无论通过哪种途径获得收益，我们测算当运营商分成比例为50%时，2025年虚拟电厂运营市场规模均在百亿元级别。

　　谁从虚拟电厂建设中受益

　　我们把虚拟电厂相关企业分为三类：

　　1)电网信息化类有望率先受益：该类公司面向电网长期从事电力信息化业务，对电力调度、交易、营销有较为深刻的理解，在站控层面的和【聚合调控设计】和【打通大电网】上较有优势。此外，该类公司有望直接受益于电网虚拟电厂试点项目建设和虚拟电厂调度平台建设，预计电网侧虚拟电厂业务推进相对更快，但该类业务往往为项目制，有一定波动性。

　　2)用电解决方案类形态有望进一步演变：该类公司作为用电解决方案供应商，深耕用电侧，有一定的技术实力和丰富的工商企业资源，其优势在控制层面的【智能终端】和资源层面的【用户侧资源】。

　　3)聚合运营类长坡厚雪：该类公司原为用户侧分布式能源运营商(分布式光伏、工商业储能、充电桩等)，向前可围绕已有的工商业客户资源拓展运营品种和服务类型，并在技术实力加持下进行跨用户聚合，形成虚拟电厂运营商。该类企业优势主要在资源层面的【用户侧资源】和【运维能力】