报告行业投资评级 - 报告未明确给出具体的行业投资评级 [2] 报告核心观点 - 虚拟电厂作为能源数字化转型的典型和新型电力系统不可或缺的组成部分，其发展需要技术突破、政策支持、商业模式创新和市场机制完善 [2] - 在政府与市场协同发力下，虚拟电厂将推动“源网荷储”深度协同，为能源转型和“双碳”目标提供支撑 [2] - 随着技术成熟和市场完善，虚拟电厂运营商有望在提升能源利用效率、保障电力系统安全、促进清洁能源消纳过程中获得可观投资回报 [2] 一、 什么是虚拟电厂 1. 虚拟电厂的定义 - 虚拟电厂是一种智能化的电力运行组织模式，而非实体电厂 [4] - 官方定义为：基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式 [4] - 分布式资源包括分布式光伏、分散式风电、用户侧储能系统、电动汽车充电设施、可调节工业负荷及商业楼宇空调系统等 [4] - 通过先进的控制和通信技术，虚拟电厂运营商能实时监测、预测并优化调控这些资源，在电网需要时提供灵活调节服务，实现与传统电厂等效的系统功能 [4] 2. 虚拟电厂发展历程 - 探索与起步期（2015-2020年）：2015年启动商业模式初步探索，2016年提出培育虚拟电厂等新型市场主体 [6] - 政策构建与规模化探索期（2021-2024年）：2021年明确虚拟电厂可参与电力辅助服务，各地陆续出台政策并开展试点 [6][7] - 市场化发展新阶段（2025年以来）：2025年4月发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》设定了明确发展目标，即到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上 [7] - 产业发展基础：截至2024年底，中国新能源累计装机容量达14.1亿千瓦，较上年底增长33.9%，占总装机比重达42%，超越煤电成为第一大电源 [9] - 其中分布式光伏装机达3.7亿千瓦，占光伏总装机的42% [9] - 截至2025年9月底，中国新型储能装机规模已突破1亿千瓦，占全球比重超40% [9] - 新能源占比提升加剧电网波动性，亟需虚拟电厂这类灵活调节资源 [9] - 当前中国虚拟电厂建设正从政策试点向市场化、规模化发展阶段迈进，呈现地域特色 [10] - 超大型城市（如深圳、上海）聚焦聚合充电桩、智慧楼宇、储能等资源，服务尖峰负荷调峰 [10] - 新能源富集区（如冀北）侧重聚合蓄热式电锅炉、电动重卡等资源，促进夜间低谷时段新能源消纳 [10] - 工业负荷集中区（如苏州）深度挖掘工业园区内柔性负荷调节潜力 [10] - 列举了苏州、烟台、冀北、深圳、上海等代表性虚拟电厂项目的调节能力、资源类型和盈利模式 [12] 3. 虚拟电厂的核心价值 - 以低成本增强系统稳定性：根据国家电网测算，满足5%峰值负荷，新建/改造火电机组需投资约4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500600亿元，成本优势显著 [13] - 提升新能源消纳水平：通过优化用电时序和协同储能系统，减少“弃风弃光”现象 [13] - 完善电力市场体系，增强参与主体盈利性：推动市场从“供给侧调节主导”向“供需双侧互动”转型，丰富交易品种与收益模式 [13] - 以技术手段助力“双碳”目标：作为数字与能源融合载体，通过精准数据监测、负荷预测和调度控制，实现资源优化配置与能效提升，从供需双侧推动碳减排 [13] 二、 虚拟电厂运营模式对比 1. 海外电力市场与虚拟电厂运营模式 - 德国市场：以发电侧为主导的电能交易模式 - 电力市场成熟，建立“中长期+现货+平衡市场”三阶段交易时序体系 [15] - 虚拟电厂起步于电力供给侧，发电侧资源占比较高，主要聚焦电能交易模式获利 [16] - 以Next Kraftwerke为例，截至2023年底接入总容量超12GW，通过提供软件技术服务、参与市场交易、优化资产运营、参与辅助服务等获利 [16] - 美国市场：以用电侧为主导的需求响应模式 - 电力系统结构复杂，无全国统一市场，采用“中长期+现货”基础模式及双结算机制 [17] - 虚拟电厂中用电侧资源占比较高，主要聚焦可控负荷的需求响应模式 [18] 2. 中国电力市场与虚拟电厂运营模式 - 中国电力市场形成“省级+省间”双层架构，中长期交易仍为主体，现货市场建设提速 [19] - 虚拟电厂运营模式日趋多元，主要包括 [19]： - 需求响应聚合商模式：当前最主要模式，运营商作为负荷聚合商参与市场出清获得补贴，但收益与电网调用频次强相关，稳定性不足 - 辅助服务模式：为电网提供调频、调峰、备用、爬坡等服务并获取补偿 - 现货市场模式：作为独立主体参与日前与日内电能量市场，通过价差获利，目前多来源于峰谷价差套利 - 容量补偿模式：对具备可靠备用容量的资源给予固定补偿，仍在探索阶段 - 综合能源服务模式：为园区、楼宇等提供能源托管、节能咨询等一站式服务，结合市场交易与增值服务拓宽收入 - 在全国统一电力现货市场完全建成前，虚拟电厂收入仍高度依赖政策性需求响应补贴，未来将逐步向电能交易模式转型 [20] 3. 中国虚拟电厂盈利性测算 - 基于行业预估平均水平，对100MW规模虚拟电厂项目进行简化收益测算 [22] - 项目结构假设：发电侧资源25MW，储能15MW/30MWh，用电侧可调节负荷60MW [23] - 投资成本：建设成本约0.6亿元，按10年期直线折旧 [23] - 运维成本：年运维成本约占初始投资3%，即180万元/年 [23] - 收益来源与频次假设：年需求响应调用40次（单次2.5小时），辅助服务调用200次（单次1.5小时），现货交易300次 [23] - 补贴与价格假设：需求响应补贴约3元/KWh，辅助服务约0.5元/KWh，现货价差约0.5元/KWh [23] - 收益分成：负荷侧响应收益运营商获30%，储能侧收益全归运营商 [23] - 年收入计算：需求响应补贴1800万元 + 辅助服务费用225万元 + 储能现货价差450万元 = 2475万元 [22][23] - 运营商实际收入：（1800万元×30%）+ 225万元 + 450万元 = 1215万元 [23] - 利润与回报：扣除运维与折旧后，预计年毛利润约435万元，测算投资回收期约68年，内部收益率约9%~11% [23] - 实际收益受区域政策、市场价格、调用频次等因素影响巨大，存在较大不确定性 [24] - 在价格保障良好、市场调度灵活条件下，虚拟电厂方可实现预期收益 [24] - 小型附资产投资项目单位成本更高，整体收益偏低，更适用于仅聚焦软件平台和接入系统投资的项目 [24] 三、 虚拟电厂面临挑战与政策建议 1. 技术层面 - 技术创新是推动虚拟电厂规模化发展的关键动力，需开展资源聚合、调节能力、智慧调控、交易辅助决策、安全稳定及评估检测等领域关键技术攻关 [25] - 实时监测、精准预测、自主优化等核心技术能力是落地前提 [25] - 标准体系不统一制约了分散资源的互联互通与规模化发展 [25] - 建议：持续推进关键技术攻关，加快制定并统一智能量测、数据交互、安全防护等技术标准，强化事后监管 [25] 2. 市场机制层面 - 虚拟电厂盈利模式单一，过度依赖季节性需求响应补贴 [26] - 现货市场与辅助服务市场机制不健全，补偿标准不明，用户侧资源价值难以充分量化变现 [26] - 建议：政策层面，积极落实“两新”等政策给予资金支持，持续完善虚拟电厂参与电力市场的机制，明确其参与各市场的具体路径，完善考核政策，培育运营商 [26] - 市场层面，随着电力现货市场建设推进，提升实时电价信号精准度，实现电价时间、空间维度精细化，丰富电力市场交易品种，创造多元化收益渠道 [26] 四、 结论 - 虚拟电厂作为能源数字化转型的关键载体，凭借灵活调节能力，已成为新型电力系统中不可或缺的一环 [27] - 未来，随着技术持续突破、市场机制不断完善以及商业模式多元化创新，虚拟电厂将在提升能源效率、保障系统安全、促进清洁能源消纳等方面扮演更重要角色，并为参与者带来可观投资回报，为“双碳”目标达成提供坚实支撑 [27]