800亿市场的“虚拟电厂”新风口来了！三类企业或受益

准确来说，虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂，因为没有厂房。

今年入夏以来，全国多个省份持续的高温天气带动用电量攀升。国家能源局发布的数据显示，1-7月，全社会用电量累计49303亿千瓦时，同比增长3.4%。其中，7月，全社会用电量8324亿千瓦时，同比增长6.3%。分析人士称，随着电网用电峰值负荷连创新高，电力供需“平时充裕、尖峰紧张”矛盾日益凸显，虚拟电厂或为经济性最优解决方案。东北证券研报预测，我国虚拟电厂市场空间近800亿元。随着电力交易市场化的推进，我国虚拟电厂将向以现货交易为主要获益方式的交易型“虚拟电厂”转变。什么是“虚拟电厂”？

虚拟电厂是一套能源管理系统，把分布式电源、储能、电动汽车等多种可调节资源有机结合，通过通信技术与控制技术，对可调节资源进行调控和优化。

虚拟电厂可以理解为一个无形的、作用范围极广的、能够节能降碳的“能源充电宝”，其技术可应用于企业、园区、区县、地市、省等不同层面，助力区域稳定用电和节能降碳。

通俗来说，虚拟电厂好比“看不见的电厂”，它没有厂房也没有机组，不烧煤不烧气，但能像常规电厂一样可以参与电力平衡，甚至远超实体电厂。

虚拟电厂的主要功能在于大幅提升能源生产消费效益及大幅提高可再生能源利用率。当面临电网中绿电比例升高、用电价格降低、用电负荷较少等情况时，虚拟电厂会自动调节企业扩大生产、储能系统开始充电，反之则调节企业减少生产、储能系统进行放电。

在双碳目标下，风电、太阳能等新能源将逐渐占据未来我国电力系统的主导地位。风电、光伏电力的间歇性和波动性导致新能源电力在并网时会给电网造成冲击，将影响到电力系统的稳定性维护。

而虚拟电厂具备资源聚合的能力，有望在以清洁能源为主体的新型电力系统中发挥重要作用。如在电力供应紧张时段，虚拟电厂平台可直接调度海量分散的充电桩、空调、储能等用电资源，降低用电功率。

可以说，虚拟电厂是新能源发展成熟的必要条件。东北证券研报认为，我国虚拟电厂市场空间近800亿元；中金公司预测，我国虚拟电厂行业有望在2030年触达1320亿元的理论市场空间。

多个相关政策陆续出台

近两年，多个国家政策也提及支持虚拟电厂的发展。去年7月发改委、能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，提出要积极探索智慧能源、虚拟电厂等商业模式。今年2月，发改委、能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中，则提出支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。

地方政策方面，我国不少地区陆续出台了“虚拟电厂”的行动方案。浙江、山西、广东等地不断探索通过虚拟电厂项目积极响应削峰填谷需求，提高电力系统运营效率。浙江出台了“十四五”期间具体行动方案，规划了下一步的建设目标：到2025年，浙江省试点建设10个左右虚拟电厂项目，提升最大可控负荷储备，具备日调峰能力20万千瓦以上。山西省能源局发布的《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，明确了虚拟电厂的类型、技术要求、参与市场、建设及入市流程等。

国家与地方政策的陆续出台，为虚拟电厂建设与发展提供了良好的政策环境。

此外，早在“十三五”时期，我国就已开展虚拟电厂的试点工作，部署多个虚拟电厂项目，取得很多经验和数据。比如，上海于2017年建成黄浦区商业建筑虚拟电厂示范工程。2019年，国家电网冀北电力公司优化创新虚拟电厂运营模式，并服务北京冬奥会。

“虚拟电厂”前景如何？

虚拟电厂火了，其市场前景也成了业界关注的焦点。

天风证券发布研报表示，虚拟电厂是解决用电峰值负荷的经济性最优解决方案。

根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元；而通过“虚拟电厂”，在建设、运营、激励等环节投资仅需500亿-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7。

虽然具有一定的性价比，但投入成本绝对值并不低，虚拟电厂的复制推广需盈利支撑。

国海证券发布研报表示，国家电投深圳能源作为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例，2022年5月平均度电收益0.274元。据中电联预计，2025年全社会用电量达9.5万亿千瓦时，而最大负荷将达到16.3亿千瓦，假设可调节能力为5%、投资成本为1000元/千瓦，预计到2025年虚拟电厂投资规模有望达815亿元。

除市场规模外，36氪研究院发布的《2022年中国虚拟电厂行业洞察报告》（简称《洞察报告》）提出了虚拟电厂更完整的盈利模式，我国虚拟电厂一方面向可控资源收取服务费来帮助其参与市场交易；另一方面也可以获得需求响应补偿费用差价。其分析认为，当前，我国在虚拟电厂交易运行规则、资源聚合范围和新能源协调控制策略、调度算法等方面尚未构建统一标准，存在较大发展空间。

尽管如此，虚拟电厂仍有建设需要。《洞察报告》显示，在需求侧，我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小时，亟须可靠的解决方案来应对。在供给侧，技术日渐成熟促使虚拟电厂成本不断下降。

三类企业或受益

虚拟电厂产业链可分为上游、中游、下游。上游基础资源为可调负荷、分布式电源和储能设备；中游资源聚合商主要是依靠互联网整合优化供给和需求的信息，增强虚拟电厂的协调控制能力；下游为电力需求方由电网公司、售电公司和大用户构成。

东北证券认为，中游资源聚合商是虚拟电厂产业链的关键环节。

据媒体分析，三类企业将在虚拟电厂发展的过程中受益：

1、发电端信息化企业，有望参与发电端聚合优化进程：国能日新，核心产品新能源发电功率预测、新能源智能管理等是发电侧数字化的关键，目前公司已推出虚拟电厂智慧运营管理系统。

2、用电端信息化企业，深度参与电力交易，接通买卖双方：朗新科技，基于充电桩聚合充电业务在电力市场中开展预购电、虚拟电厂实现削峰填谷；恒实科技，虚拟电厂设计、建设及运营的先行者，曾全程参与国内首个虚拟电厂国网冀北电力公司虚拟电厂建设；东方电子，依托数字化技术重点培育调度、储能、综合能源等产业建设，落地城市级、园区级等三级负荷类虚拟电厂项目。

3、综合能源优化系统，全方位服务能源运作：远光软件，公司与国网数科协同不断加深，综合能源服务平台有望成为虚拟电厂的雏形。

目前，据不完全统计，已有国能日新、朗新科技、国网信通、远光软件、恒实科技、国电南瑞等多家公司明确表示对虚拟电厂领域进行了不同程度的参与。

业内人士介绍，虚拟电厂将通过信息通信技术对多元电力市场主体进行协调优化，促进新能源发电消纳，作为一个特殊电厂参与到整个电网运营管理系统中。

对于成本问题，业内人士表示，目前虚拟电厂平台、终端成本还是很高的，自控、信息设备都很花钱，如何优化成本，对于案例的市场化复制，也是至关重要的。

虚拟电厂发展尚处早期阶段

实际上，虚拟电厂并不是一个新概念。早在2001年，欧洲各国就开始开展以集成中小型分布式发电单元为主要目标的虚拟发电厂研究项目，发展已较为成熟。

按照国家电投中电国际政研室分类，虚拟电厂的发展阶段主要可以按外部环境分为邀约型、市场型及虚拟电厂三个阶段。

当前，我国的虚拟电厂的运营处在邀约型阶段，主要由政府机构或国家机关参与进行激励与拉动。现在国内布局“虚拟电厂”的企业主要有电力系统下属的产业公司、电网公司成立的各级综合能源公司以及开展综合能源业务、售电业务的企业市场参与度较低。

此外，目前虚拟电厂市场集中度不高，且各省开展的虚拟电厂项目以试点为主，尚未形成一套成熟的解决技术方案。

由于虚拟电厂为资源的聚合体，需要打通区域内部的分布式光伏、风电厂、主网、家庭、工业企业、充电站场站、储能装置、电动汽车等多元化的资源，同时“虚拟电厂”控制系统需要建立起虚拟电厂内部的协同机制，因此“虚拟电厂”对厂商的资源整合能力具有较高的要求。

现阶段新能源并网的关键是电网消纳能力，其中核心在于调度调节能力以及大规模超远距离输电能力，这两点均离不开数字化手段的辅助，例如“虚拟电厂”技术、特高压线路智能化巡检等。

虽然我国虚拟电厂尚处于初期发展阶段，但参考国外的行业发展情况来看，虚拟电厂未来发展前景十分广阔。从能源结构和市场机制的特征来看，中国有望结合欧洲、美国两种模式，探索出兼顾分布式电源、可控负荷以及储能资源的模式。