虛擬電廠發展驅動因素、產業鏈、現狀及市場空間如何？

國內外側重點有所不同，國內仍然處于初級階段。

1.多種因素推動虛擬電廠發展

虛擬電廠是一套以物聯網為基礎，高度智能的能源管理系統。虛擬電廠通過將不 同空間的可調負荷、儲能、微電網、電動汽車、分布式電源等一種或多種可控資源聚 合起來，實現自主協調優化控制，參與電力系統運行和電力市場交易的智慧能源系統。 它既可作為“正電廠”向系統供電或控制可調負荷調峰，又可作為“負電廠”加大負 荷消納，配合填谷，是我國解決能源變革的重要手段。

目前虛擬電廠在國內發展不斷加速有如下原因：（一）全國電力系統調節需求增加。 （1）電力供給不穩定對電力系統運行提出挑戰。隨著風光發電裝機容量占比越 來越高，風光發電不穩定、波動性大問題凸顯。其中，風電受季節影響較大，光伏受 光照時長影響，風光發電出力曲線與負荷曲線不匹配，這就導致了我國用電尖峰時段 保供難，低谷時段消納難的問題，電網需要采取必要措施調節負荷實現“削峰填谷”， 以保證電力系統穩定和運行效率。

（2）極端天氣頻發對國內用電負荷提出挑戰。中電聯數據，2024 年盛夏全國大 部地區氣溫偏高，拉動夏季全國用電負荷增加至 4.2 億千瓦至 4.5 億千瓦。與此同時， 全國平均高溫日數也呈現增加的趨勢。

（二）國家的支持政策出臺，虛擬電廠發展得到有力保障。2021 年以來我國不 斷發布支持虛擬電廠建設各項政策，2023 年 5 月，國家發改委發布《電力需求側管 理辦法（征求意見稿）》，提出“重點推進新型儲能、虛擬電廠、車網互動、微電網等 技術的創新和應用”。根據該政策，到 2025 年，各省需求響應能力達到最大用電負荷 的 3%-5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過 40%的省份達到5%或以上；到 2030年，形成規模化的實時需求響應能力，結合輔助服務市場、電能量市場交易可實現電 網區域內可調節資源共享互濟。

（三）調節負荷方面虛擬電廠更具有經濟性。由于電力系統需要更快速、頻繁地 匹配供需平衡。而煤電靈活性改造方式不適宜提供短時間尺度（15 分鐘）的靈活性， 頻繁的出力調節和啟停還會導致煤電機組設備受損、壽命縮短；抽水蓄能和電化學儲 能調節存在建設周期長和運行成本高等問題。因此電力系統需要更優質的快速調節資 源來滿足短時靈活性需求。同時根據國家電網推算，通過火電廠滿足經營區內 5%的 峰值負荷，需要投資 4000 億元，并且尖峰負荷一年內可能僅會遇到有限的幾次，為 滿足幾次尖峰而建設的煤電機組實際上利用率會比較低，而通過虛擬電廠的建設、運 營與激勵，大約僅需煤電投資的 1/10，優勢明顯。

虛擬電廠產業鏈由上游基礎資源、中游系統平臺、下游電力需求方構成。上游基 礎資源主要包括可調負荷、分布式電源和儲能設備。中游資源聚合商主要依靠物聯網、 大數據等技術，整合、優化、調度、決策來自各層面的數據信息，實現虛擬電廠協調 控制的核心功能，是虛擬電廠產業鏈的關鍵環節，也是目前大量公司布局的關鍵環節。 下游電力需求方由電網公司、售電公司和大用戶構成。

2.發展情況對比：國內外側重點有所不同，國內仍然處于初級階段

以內部資源形態組成來分類，虛擬電廠主要分為需求側資源型（發電企業主導模 式，可控負荷以及用戶側儲能、DDG 等資源為主）、供給側資源型（電網企業主導模 式，PDG、電網側和發電側儲能等資源為主）、混合資源型（分布式發電、儲能和可 控負荷等資源共同組成）。 以發展階段/應用模式來分類，虛擬電廠主要分為合約型（通過專項資金、特定 合同、激勵政策等引導）、市場型（建立電量現貨、輔助服務市場，VPP 參與市場獲 得收益）、自主型（ 虛擬電力系統，將能實現跨空間自主調度）。

各國的項目不同、應用場景不同，因此對虛擬電廠的研究側重點也不一樣。由于 歐洲發電資源較為分散，歐洲虛擬電廠以聚合分布式發電資源為主要目標，這些虛擬 電廠主要通過參與電力交易來獲取收益。在這種模式下，虛擬電廠主要通過提供技術 支持，優化發電成本，降低不必要損失，從而收取傭金；或是輔助發電單位接入電網， 完成電力交易，獲取服務費及溢價部分分成。 其中德國的虛擬電廠已經完全實現了商業化。以 Next Kraftwerke 虛擬電廠為例： Next Kraftwerke 成立于 2009 年，專注虛擬電廠平臺運營和技術開發，提供虛擬電 廠全套解決方案。截至 2022 年底，Next Kraftwerke 共聚合 15346 臺機組，管理容 量達 12294 兆瓦，是歐洲最大的虛擬電廠運營商之一。 Next Kraftwerke 虛擬電廠有三類盈利模式： （1）向可再生能源發電企業提供服務。由于德國《可再生能源法》明確規定， 所有 100 千瓦以上可再生能源發電項目必須參與電力市場交易銷售，因此很多分布 式新能源發電項目傾向于選擇交由虛擬電廠運營參與電力市場交易。公司將隨機波動 不可控的發電資源整合，提供參與電力市場交易的服務并獲得一定的利潤分成。 （2）參與電力交易套利。即利用每 15minー次，每天 96 次的電力市場價格波 動，調節虛擬電廠出力。實現低谷用電、高峰發電，獲取最大利潤。 （3）參與電網輔助服務獲利。即通過控制需求側的用電量來服務電網側，根據 電網狀況調整用電側的需求，收取輔助費用。

我國的虛擬電廠以負荷側資源調節為主，正處于第一代邀約型向第二代市場型 轉型階段，盈利模式主要依靠政府補貼。國內虛擬電廠從 2009 年開始試點，各省開 展的虛擬電廠項目以試點為主，引導用戶通過開展需求響應，實現削峰填谷，測試需求響應能力。江蘇、冀北、上海、浙江等地結合區域特點開展了虛擬電廠的試點應用。 目前國內較為成熟的是 2019 年投運的冀北虛擬電廠。該項目已在線連續提供調 峰服務超過 3200 h，累計增發新能源電量 4191 萬 kW·h（數據發布時間：2022 年 10 月），實現了可調節資源的感知、聚合、優化、調控與運營，為電力系統提供連續 柔性的調節能力，有效促進了新能源消納。

從對比上來看，國內與國外虛擬電廠差距主要體現在以下幾個方面： （1）聚合資源類型不同，國外聚合資源類型豐富，包括源、荷、儲等各類資源， 而國內以負荷側資源為主，類型較為單一。 （2）市場成熟度不同，國外輔助服務市場和電力現貨市場已經較為成熟，相關 配套機制較為健全，而國內仍未形成穩定的電力市場機制，配套機制仍不完善。 （3）核心技術發展程度不同，國外核心技術更加成熟，尤其是虛擬電廠中核心 的協調控制技術，已經可以實現大規模資源的協調優化控制，而國內對發電側分布式 能源尚不可控，協調控制技術有待完善。 （4）商業模式成熟度不同，國外虛擬電廠商業化已較成熟，通過電力市場交易、 參與調峰調頻、配置儲能等獲得收益，而國內虛擬電廠的商業模式不清晰，仍處于探 索階段。 我們認為：雖然冀北虛擬電廠提供了一個可以參考的范例，但對比歐洲來看，我 國虛擬電廠目前仍有較大的發展空間。國外提供了兩種較為成熟的虛擬電廠商業模 式，其一是側重于分布式發電單位，通過參與電力交易來獲取收益；另一種則是側重 于用戶端的電力資源，通過提供輔助服務來獲取收益。國內虛擬電廠的未來發展如果 想參考這些模式需要達到如下條件：首先，在聚合資源方面，需要未來的分布式光伏 的大量使用以及用戶側配儲的比例提高，也需要一些提前布局該領域的公司將這些資 源聚合；其次，需要全國統一電力交易市場的落地給虛擬電廠提供參與電力交易的機 會，以此推動虛擬電廠商業模式重心轉向參與電力市場交易。

3.虛擬電廠未來市場空間廣闊

滿足同等峰值負荷的前提下，虛擬電廠能有效降低資金投入規模。在需求側，我 國東西部電力供需關系趨緊，電力峰谷差矛盾仍亟待解決。在供給側，技術日漸成熟 促使虛擬電廠成本不斷下降。根據國家電網測算，通過火電廠實現電力系統削峰填谷， 滿足 5%的峰值負荷需要投資 4000 億元；而通過虛擬電廠，在建設、運營、激勵等 環節投資僅需 500-600 億元。

虛擬電廠市場規模發展態勢良好，經濟價值得到市場印證。根據《2023 中國虛 擬電廠產業發展白皮書》數據，全球虛擬電廠項目累計裝機容量在 2022 年達到 21.2GW，同年新增裝機 9.9GW，投資規模約 99 億元（約 14.1 億美元）。全球電力 需求為 26,779TWh，虛擬電廠參與交易電量約 32.6TWh，雖然只占全球電力需求量 的 1.2‰，但其交易金額約為 128 億元（約 18.3 億美元），顯示了其可觀的市場潛力。 該報告預測，到 2025 年，全球虛擬電廠裝機累計規模將達到 58-60GW，到 2030 年更將達到 135-145GW。按照 800 元/千瓦的投資成本測算，2030 年全球虛擬電廠 累計投資規模將接近 1,000 億元。 國內方面，該報告顯示，2022 年，中國發電裝機總量 2,564GW，其中可再生能 源發電裝機總量達到 1,176GW，占比高達 45.9%。同年，中國虛擬電廠項目累計裝 機容量約為 3.7GW，占全球虛擬電廠裝機總量的 17.5%。中國虛擬電廠產業展現出 良好發展前景。該報告預測，到 2025 年和 2030 年，中國虛擬電廠累計裝機總容量 預計將分別達到 39GW 和 55GW。預計到 2025 年，中國虛擬電廠的投資規模將達 到 300 億元，到 2030 年，這一數字將提升至 425 億元。同時，預計 2025 年和 2030 年，中國虛擬電廠參與平抑的用電量將分別達到 37TWh 和 51TWh。