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虚拟电厂：分布式资源聚沙成塔，市场化盈利未来可期 新能源消纳系列报告（一） [Table_ReportDate] 2023年8月24日 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 2 证券研究报告 行业研究 [Table_ReportType] 行业深度报告 电 电力行业 投资评级 看好 上次评级 看好 [Table_Author] 左前明 能源行业首席分析师 执业编号：S1500518070001 联系电话：010-83326712 邮 箱：zuoqianming@cindasc.com 李春驰 电力公用行业联席首席分析师 执业编号：S1500522070001 联系电话：010-83326723 邮 箱： lichunchi@cindasc.com 信达证券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼 邮编：100031 [Table_Title] 虚拟电厂：分布式资源聚沙成塔，市场化盈 利未来可期 [Table_ReportDate] 2023年8月24日 本期内容提要: [Table_Summary] [Table_Summary] ➢ 虚拟电厂：配网层级的“微型调度”。虚拟电厂是聚合分布式能源资 源，统一管理协调优化的控制系统。虚拟电厂是一种运用先进通信、 计算、调度、市场等手段，聚合大量分散的分布式能源资源，并实现 统一管理与协调优化的控制系统。其可为系统运营商提供高效安全、 快速爬坡的灵活性，同时也为海量的分布式能源资源创造参与系统调 节或市场交易的机会，使其获得一定收益。从可参与虚拟电厂的资源 来看，大多身处配网层级、可以灵活调节自身出力及负荷的资源可参 与虚拟电厂。以其自身特性划分，可分为“源、荷、储”三类。面向 市场交易、调度指令分解和分布式资源控制监测是虚拟电厂的三大运 行要素。从整个运行环节来看，虚拟电厂首先以自身聚合的分布式能 源资源的特性得出虚拟电厂的响应能力。在面向市场的交易完成，调 度机构下达调节功率曲线后，虚拟电厂需要基于调用成本最优原则将 调度下达功率曲线分解至各个分布式资源，通过远程终端监测或直接 控制资源，形成资源出力/用电负荷调节，达到整个虚拟电厂完成下 达功率曲线的效果。 ➢ 构成：“系统+通信+终端”，虚拟电厂紧扣轻资产运行特点，把控运 行核心和控制要点。从构成要素来看，虚拟电厂包括中央系统、通信 网络和远程终端三部分。中央系统即虚拟电厂主站，其中包含虚拟电 厂运行的四大功能模块：用户数据采集与分析，电力市场预测估计， 资源建模及聚合，以及市场优化交易决策。通信网络即虚拟电厂面向 调度机构/市场机构和面向远程终端的信息交互和控制调度通道。当 前阶段，采用的主要信息通信方式为光纤+无线公网。远程终端作为 虚拟电厂控制终端资源的手段，一般以“边端结合”的形式，既设置 即插即用的边缘智能网关，实现边缘计算等功能，也实现可调节资源 的状态监测和柔性控制。 ➢ 应用场景：依托电力市场环境，多方位综合获益。目前，虚拟电厂商 业化运营的应用场景以调峰为主，在无现货市场的地区参与调峰辅助 服务市场，提升系统灵活调节能力。对于部分开展现货市场并允许虚 拟电厂进入市场的地区，虚拟电厂可以选择参与现货市场，调峰及调 频辅助服务市场。除参与市场交易和响应获取收益外，虚拟电厂还需 要考虑所得收益与调度分布式资源的成本之间的优化问题。 ➢ 新能源消纳和新型电力系统发展亟需灵活资源助力，政策鼓励下虚拟 电厂发展可期。新型电力系统面临“双高”，源荷波动性亟需资源平 抑。从本质来看，新能源电力具有强不确定性和低保障性，新能源高 比例渗透叠加居民和三产负荷快速增长，源荷两端波动性增大，电力 系统面临缺电和弃电并存的局面，尖峰时刻电力系统供需不平衡矛盾 凸显。新型电力系统的源荷波动仅靠传统煤电调节难以满足需求，抽 oPwPoMtQpOnPrMnPtPnPyRbR8Q9PnPpPoMsRkPpPwOeRnPsPbRqRnRwMsQqMNZnRsQ 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 3 蓄和电化学储能调节性能优越，但仍存在建设周期长和运行成本高等 问题。需求侧响应调节性能较好，提升系统灵活性性价比较高。考虑 推广费用和相关智能设备以及管理平台成本，其单位投资为 200~400 元/千瓦，提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低。国外虚拟电 厂运行较为成熟，国内虚拟电厂仍处于探索初期。国外虚拟电厂起步 较早，发展特点各有侧重，市场环境下运营模式较为成熟。国内虚拟 电厂目前仍以示范项目为主，仍处于前期聚合控制技术验证和参与系 统响应的阶段。少数项目实际接入调度，多数项目成为需求侧响应。 我们认为，虽然虚拟电厂具有优越的调节性能和性价比，当前时点虚 拟电厂仍缺乏政策端顶层设计，且调用端调度部门未形成调度负荷侧 资源习惯，虚拟电厂的运行和商业模式仍需探索发展。 ➢ 缺电与弃电现象并存，虚拟电厂应用空间广阔。虚拟电厂可参与交易 范围逐步丰富。短期内国内虚拟电厂主要参加电网购买的辅助服务， 远期有望进入市场开展多层次交易与互动。虚拟电厂盈利空间测算： 系统投资千万级，收益率有望达10%以上。根据我们对虚拟电厂盈利 空间的测算，假设某虚拟电厂项目地处浙江，聚合电化学储能、可调 节工业负荷和可中断负荷，同时参与浙江工商业用户电价峰谷套利、 需求侧响应和作为独立第三方主体参与调峰辅助服务，并获得相应收 益。以1:9的比例进行分成，虚拟电厂运营商可实现年收益118.36万 元。项目静态回收期约 8.45年，项目投资静态收益率约 10.10%。虚 拟电厂市场空间测算：短期迅速发展，“十四五”末有望形成百亿级 别市场。根据我们对虚拟电厂市场空间的测算，以“到 2025 年，电 力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%～5%”的国家层面要求确定需 求侧响应的市场空间，预计虚拟电厂理论市场空间为 219.83/414.08/663.62/1052.65 亿元，虚拟电厂运营商市场空间为 32.98/74.53/146/263.16亿元。 ➢ 投资建议：虚拟电厂产业链全景：承上启下，设备服务提供与资源聚 合运营两条主线。从产业链参与的角度看，由于当前虚拟电厂仍处于 示范项目起步阶段，目前已参与产业链的企业主要以提供通信/自动 化控制系统、预测及优化等软件模块，和提供远程终端和智能电表等 设备/服务提供商。部分有能力投资且有意愿尝试虚拟电厂项目的企 业，也会基于其已有的优化能力或自建/控制资源，成为资源聚合商 开展虚拟电厂业务。 ➢ 风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革 推进不及预期、辅助服务需求增长不及预期。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 4 目 录 虚拟电厂：配网层级的“微型调度” 5 1、定义：聚合分布式能源资源，统一管理协调优化的控制系统 . 5 2、构成：“系统+通信+终端”，虚拟电厂紧扣轻资产运行特点，把控运行核心和控制要点6 3、应用场景：依托电力市场环境，多方位综合获益 . 8 新能源消纳和新型电力系统发展亟需灵活资源助力，政策鼓励下虚拟电厂发展可期 9 1、新型电力系统面临“双高”，源荷波动性亟需资源平抑 . 9 2、电力市场化改革加速推进，政策鼓励助推虚拟电厂发展 . 13 3、国外虚拟电厂运行较为成熟，国内虚拟电厂仍处于探索初期 . 14 4、当前时点虚拟电厂发展瓶颈所在 . 16 缺电与弃电现象并存，虚拟电厂应用空间广阔 . 17 1、虚拟电厂可参与交易范围逐步丰富 . 17 2、虚拟电厂盈利空间测算：系统投资千万级，收益率有望达10%以上 . 18 3、虚拟电厂市场空间测算：短期迅速发展，“十四五”末有望形成百亿级别市场 20 投资建议 21 1、虚拟电厂产业链全景：承上启下，设备服务提供与资源聚合运营两条主线 21 2、虚拟电厂产业链相关企业 . 22 风险因素 23 表 目 录 表1：虚拟电厂可调节资源主要类型、物理特性与核心参数 5 表2：虚拟电厂主站核心功能模块介绍 7 表3：虚拟电厂可参与的电力市场类型及其优质资源 9 表4：2021-2023电力供需形势 . 11 表5：灵活性资源特性比较 12 表6：灵活性资源成本比较 13 表7：国家级虚拟电厂相关政策 . 14 表8：虚拟电厂分阶段参与电力市场交易品种 . 17 表9：虚拟电厂项目核心假设 18 表10：浙江省2021年需求响应补贴价格方案 19 表11：浙江独立第三方主体参与电力辅助服务市场价格限制（元/MWh） . 20 表12：虚拟电厂项目财务指标汇总 20 表13：虚拟电厂市场空间测算 . 21 表14：重点上市公司估值表 22 图 目 录 图 1：虚拟电厂架构示意图 .5 图 2：虚拟电厂聚合外特性 .6 图3：虚拟电厂典型日运行情况 6 图 4：虚拟电厂系统核心构成要素 .6 图 5：虚拟电厂通信交互架构 8 图6：虚拟电厂总体技术架构.8 图 7：虚拟电厂聚合资源的动态响应特性 .9 图8：虚拟电厂市场运行模式.9 图 9：1990-2022年中美欧发电量（亿千瓦时） 10 图10：各国/地区新能源发电量占比 10 图 11：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理） . 10 图12：2011-2022年风光装机占比、三产生活用电占比、火电利用小时数对比 . 10 图 13：顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦） . 11 图 14：Next Kraftwerk虚拟电厂架构 . 15 图 15：冀北虚拟电厂架构 16 图16：冀北虚拟电厂典型日负荷曲线 . 16 图 17：虚拟电厂“电厂模式”下经营模式和成本收益 17 图18：虚拟电厂“负荷模式”下经营模式和成本收益 17 图 19：浙江8月代理购电大工业电价（1-10kV，元/kWh） 19 图20：浙江8月代理购电一般工商业电价（1-10kV，元/kWh） . 19 图 21：虚拟电厂全产业链图景 . 21 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 5 虚拟电厂：配网层级的“微型调度” 1、定义：聚合分布式能源资源，统一管理协调优化的控制系统 虚拟电厂是一种运用先进通信、计算、调度、市场等手段，聚合大量分散的分布式能源资 源，并实现统一管理与协调优化的控制系统。据王宣元、刘敦楠、刘蓁等著《泛在电力物 联网下虚拟电厂运营机制及关键技术》，虚拟电厂对下可以实现包括分布式电源、可控负荷、 电动汽车充电桩、工商业储能等在内的配网层级分布式能源资源的监测与控制，对上则可 以实现接受电网调度指令，或面向电力市场参与电能量及电力辅助服务交易。其价值也对 应上述两点：1）为系统运营商提供高效安全、快速爬坡的灵活性；2）为海量、分散、多 元、异构的分布式能源资源创造参与系统调节或市场交易的机会，使其获得一定收益。 图 1：虚拟电厂架构示意图 资料来源：国网上海经研院，36氪研究院，信达证券研发中心 源荷储协调互动，共同支撑系统灵活。从可参与虚拟电厂的资源来看，一切在配网层级、 可以灵活调节自身出力及负荷的资源均可参与虚拟电厂。以其自身特性划分，可分为“源、 荷、储”三类。其中，源类资源包括分布式光伏、风电、小型水电及小型火电机组（三联 供、燃气轮机、自备电厂等）；荷类资源包括商业楼宇空调负荷、工业园区生产及冷热负荷； 储类资源包括常规的工商业储能、独立储能以及其他形式的能量储能（蓄热罐，储气罐等） 和电动汽车充电桩等。 表1：虚拟电厂可调节资源主要类型、物理特性与核心参数 资源类型 物理特征 核心参数 源 分布式光伏 间歇性 额定出力、预测出力曲线、历史出力曲线 分布式风电 额定出力、预测出力曲线、历史出力曲线 分布式水电 连续性 额定出力、水库库容、出力爬坡上下限 冷热电三联供 额定出力、出力上下限、出力爬坡上下限、最小开机/停机时间 储 分布式储能 可平移 充放电状态、额定功率、额定容量、荷电状态上下限、充放电响应时间及效率 电动汽车 充放电状态、充放电功率、可调用容量、充放电响应时间及效率 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 6 铁塔基站 充放电状态、额定功率、额定容量、历史运行曲线、最小备用容量、充放电响应时间及效率 荷 数据中心 可平移 可平移容量、可平移时间、不间断储能荷电状态上下限及最小备用容量 工业园区 可平移容量、可平移时间 商业楼宇 可平移/可中断 可中断/平移容量、可中断/平移时间 居民负荷 额定出力、预测出力曲线、历史出力曲线 资料来源：《新型电力系统规模化灵活资源虚拟电厂科学问题与研究框架》（康重庆、陈启鑫、苏剑等著），信达证券研发中心 面向市场交易、调度指令分解和分布式资源控制监测是虚拟电厂的三大运行要素。虚拟电 厂作为需求侧管理的市场化商业应用模式，在电力市场交易的背景下以盈利为目的运行。 从整个运行环节来看，虚拟电厂首先以自身聚合的分布式能源资源的特性，包括分布式电 源的出力与爬坡曲线，储能部分的充放电功率及电量水平，负荷侧调节/中断的容量和相应 的响应时间等进行数学建模刻画，得出虚拟电厂的响应能力。在面向市场的交易完成，调 度机构下达调节功率曲线，虚拟电厂需要基于调用成本最优原则将调度下达功率曲线分解 至各个分布式资源，通过远程终端监测或直接控制资源，形成资源出力/用电负荷调节，达 到整个虚拟电厂完成下达功率曲线的效果。 图 2：虚拟电厂聚合外特性 图3：虚拟电厂典型日运行情况 资料来源：《虚拟电厂对分布式能源的管理和互动机制研究综述》（田立 亭、程林、郭剑波等著），信达证券研发中心 资料来源：《泛在电力物联网下虚拟电厂运营机制及关键技术》（王宣 元、刘敦楠、刘蓁等著），信达证券研发中心 2、构成：“系统+通信+终端”，虚拟电厂紧扣轻资产运行特点，把控运行核心 和控制要点 “系统+通信+终端”构成虚拟电厂全系统。从构成要素来看，虚拟电厂包括中央系统、通 信网络和远程终端三部分。虚拟电厂是一种轻资产模式的协调管理系统，仅利用软件系统 平台及通讯技术整合分布式能源资源，把控运行核心和控制要点，无需自有或投资分布式 资源。 图 4：虚拟电厂系统核心构成要素 资料来源：日立能源，电力建设，信达证券研发中心 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 7 中央系统即虚拟电厂主站，其中包含虚拟电厂运行的四大功能模块：用户数据采集与分析， 电力市场预测估计，资源建模及聚合，以及市场优化交易决策。虚拟电厂主站汇集远程控 制终端采集的用户用电数据，结合内置电力市场预测模块的预测结果，基于运行效益最优 原则开展优化计算，参与市场交易或执行调度指令，是虚拟电厂的“大脑”。 表2：虚拟电厂主站核心功能模块介绍 功能模块 相关介绍 数据采集与分析  数据采集与分析是根据虚拟电厂接入资源的社会属性、生活习惯和用能行为等信息抽象出的标签化过程。标签化 是高度精炼的特征标识，是把数据形象化的一种方法，是电力客户画像技术的基础。  典型的电力标签主要包括资源的负荷电量、调节能力、用电习惯、风险偏好等，反映了电力客户的基本属性以及 行为倾向。 电力市场预测估计  电力市场预测估计包括市场电价预测、市场出力及需求预测、自身可调容量估计三部分内容。  市场电价的准确预测是虚拟电厂 在市场交易过程中进行精准投标报价、实现利润最大化的基础与前提。  虚拟电厂 可参与中长期市场与现货市场进行交易，在此过程中，需要准确的中长期、短期、实时市场电力电量供 需预测，作为其参与市场交易的重要支撑。  自身调节容量估计直接关系虚拟电厂投标策略的制定。通常分为理论响应容量、技术响应容量、经济响应容量和 可用响应容量4 类，容量大小依次递减。 资源建模及聚合  资源建模需综合考虑各类可调节资源的调节能力、可调节时段、调节不确定性以及调控成本等因素，以数学参数 或公式刻画其调节能力与偏好。  资源聚合是在分布式能源资源特性建模的基础上，依据不同目标（如不同的电网调控需求、不同市场参与需 求），匹配并汇聚具有时域互补性、功能互补性的虚拟电厂调度序列的过程。聚合是优化决策的过程，最终将在 资源能力和容量范围内达到决策经济性最优的帕累托结果。 市场优化交易决策  市场交易与优化决策包括市场侧的优化投标策略、用户侧的优化定价策略以及资源优化调度策略三部分。  在市场侧进行交易的过程中，VPP 基于资源状态感知与信息预测的结果，考虑市场价格、用户响应行为等在内的 多重不确定性因素影响，进行市场侧投标方案的优化决策。  虚拟电厂基于系统运营商所设定的需求响应补偿价格制定用户侧激励价格以价格信号激励用户参与响应。  市场出清完成后，虚拟电厂依据中标结果，优化决策管控资源的优化调控次序与策略，保证实际执行效果。 资料来源：《面向新型电力系统的虚拟电厂商业模式与关键技术》（葛鑫鑫、付志扬、徐飞等著），信达证券研发中心 通信网络即虚拟电厂面向调度机构/市场机构和面向远程终端的信息交互和控制调度通道。 如果虚拟电厂全面采用传统光纤接入的方式，虽然能够保证信息通信的实时性和安全性， 但面对海量资源的接入，其通信成本将会较高。据王宣元、刘蓁所著《虚拟电厂参与电网 调控与市场运营的发展与实践》内容，国内虚拟电厂通信的主要方式是： 1）对上采用光纤接入调度控制系统：省调控中心-切负荷中心站-大用户就近变电站-大用 户10 kV 配电房/智能负荷控制终端。 2）对下采用无线公网接入交易平台和营销需求响应平台和分布式资源：电力交易平台-虚 拟电厂平台-无线公网-分布式资源计量点。 在虚拟电厂发展的当前阶段，采用的主要信息通信方式为光纤+无线公网。其中，光纤通信 主要用于紧急调度与切负荷；无线公网通信主要用于需求侧管理，调控中心不直接向虚拟 电厂下发实时调控指令。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 8 图 5：虚拟电厂通信交互架构 图6：虚拟电厂总体技术架构 资料来源：《虚拟电厂参与电网调控与市场运营的发展与实践》（王宣 元、刘蓁著），信达证券研发中心 资料来源：《虚拟电厂参与电网调控与市场运营的发展与实践》（王宣 元、刘蓁著），信达证券研发中心 远程终端作为虚拟电厂控制终端资源的手段，一般以“边端结合”的形式，既设置即插即 用的边缘智能网关，实现边缘计算等功能，也实现可调节资源的状态监测和柔性控制。 从技术架构的角度来看，整个虚拟电厂架构可分为3 级。第 1 级为可调节资源层级，采集、 监控并与上层通信实时的运行信息，自动接收响应第 2 级下发的调控指令和价格激励，并 通过用户侧终端/用户侧管理平台实现；第 2 级为虚拟电厂级，负责动态聚合各类可调节资 源，在线接收电网调控中心下发的调控指令并分解至虚拟电厂内各类可调节资源，以及接 收电力市场价格信号，同时向电网调控中心、电力交易中心上报相关数据信息，可通过虚 拟电厂智能管控平台实现；第 3 级为电网与交易级，虚拟电厂根据预测的相关信息和可控 资源的调度能力，与电网调控中心、电力交易中心进行信息决策互动和市场交易互动。 3、应用场景：依托电力市场环境，多方位综合获益 从应用场景来看，虚拟电厂作为需求侧管理在电力市场中的商业模式，可根据市场化改革 推进情况参与不同市场，多方位获得收益。目前，虚拟电厂商业化运营的应用场景以需求 侧响应和调峰辅助服务为主，在无现货市场的地区参与调峰辅助服务市场，提升系统灵活 调节能力。对于部分开展现货市场并允许虚拟电厂进入市场的地区，虚拟电厂可以选择参 与现货市场，调峰及调频辅助服务市场。 需求侧响应：严格意义上，需求侧响应实际不属于电力市场化机制，其补偿价格通常为事 前锚定的行政性补偿价格，执行部门也为电网公司的营销部门。但相比于先前传统的“拉 闸限电”手段，需求侧响应仍是以经济激励为主的措施，邀约具有负荷调节能力的用电客 户，并在约定的特定时段主动调减（或增加）虚拟电厂的出力和用电负荷，实现电力系统 削峰填谷，缓解电力供需矛盾。 调峰辅助服务市场：虚拟电厂可根据当地调峰辅助服务市场相关规定，在日前聚合计算并 申报自身调峰能力，并在日内按照调度机构的指令，在日前中标的调峰范围内实时主动调 减（或增加）虚拟电厂的出力和用电负荷，完成调峰相关调度指令，并根据调峰市场分时 出清价格和调节电量获得相应收益。 调频辅助服务市场：虚拟电厂可根据当地调频辅助服务市场相关规定，在日前聚合计算并 申报自身调频能力，并在日内按照调度机构的指令，在日前中标的调频范围内实时跟随电 网 AGC（自动发电量控制）指令，完成频率调节动作，并根据调频市场分时出清价格和调 节电量获得相应收益。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 9 电能量现货市场：虚拟电厂可根据当地电能量现货市场相关规定，在日前聚合计算并申报 自身出力（调节）能力，并根据日前现货市场中标情况，在日内/实时电力市场中根据更新 的调度指令实时主动调减（或增加）分布式发电资源的出力和用电负荷，并根据电能量市 场结算规则获得相应收益。 我们认为，随着全国统一电力市场体系建设提速，现货、辅助服务、容量等市场建设不断 深化，虚拟电厂参与电力市场的运营体系有望得到进一步完善。 表3：虚拟电厂可参与的电力市场类型及其优质资源 市场类型 优质资源 现货市场 源网荷储各环节可以控制出力的资源 调峰辅助服务 源网荷储各环节可以控制出力的资源 调频辅助服务 分布式电源、储能等具备调频能力的资源。 备用、无功等辅助服务 分布式电源、储能等可以提供相应辅助服务的资源 中长期双边、集中交易 大工业、工商业等用电曲线和电量较为稳定的资源 容量 大工业、工商业等用电曲线和电量较为稳定的资源 绿证交易、金融交易等 分布式电源、电化学储能、大数据中心等有相关交易需求的资源 资料来源：《虚拟电厂参与电网调控与市场运营的发展与实践》（王宣元、刘蓁著），信达证券研发中心 除参与市场交易和响应获取收益外，虚拟电厂还需要考虑所得收益与调度分布式资源的成 本之间的优化问题。目前，虚拟电厂运营商多采用与可调节资源签订代理合同，并与可调 节资源约定价值分配比例的“分成模式”。后续，虚拟电厂还可基于聚合可调节资源类型和 参与市场机制的不同，探索开展“代理购售电折扣式”、咨询/管理/运维/能源金融等一揽子 增值服务模式的合作模式，实现虚拟电厂的盈利与商业模式多维度拓展。 图 7：虚拟电厂聚合资源的动态响应特性 图8：虚拟电厂市场运行模式 资料来源：《虚拟电厂参与电网调控与市场运营的发展与实践》（王 宣元、刘蓁著），信达证券研发中心 资料来源：《虚拟电厂参与电网调控与市场运营的发展与实践》（王 宣元、刘蓁著），信达证券研发中心 新能源消纳和新型电力系统发展亟需灵活资源助力，政策鼓励 下虚拟电厂发展可期 1、新型电力系统面临“双高”，源荷波动性亟需资源平抑 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 10 我国新能源发电在过去的数十年内发展势头较好，已在短时间内实现新能源高比例渗透电 力系统。从电力消费的角度看，相较于欧洲和美国等发达地区，我国仍处于用电量水平仍 处于快速提升的阶段，且电力消费需求体量已经大大超过了美国欧洲等发达国家和地区。 在电力需求增速仍然较高的局面下，风光电量占比已经实现快速提升。截至2022年，我国 新能源风光发电量占比已达 13.7%，与美国（14.9%）水平相当。虽然与欧盟（22.3%）、 德国（31.7%）尚存差距，但以电力消费体量情况来看，欧洲各个国家电力消费量与我国 分省用电量体量大致相同。分省来看，我国部分新能源大省也达到了高比例新能源发展阶 段，其中青海的新能源风光发电量已达 41.5%，为新能源渗透率最高的省份。其他省份包 括河北（31.1%）、甘肃（26.8%）、宁夏（23.3%）、吉林（25.6%）、黑龙江（25.5%）等 也跨越20%的新能源渗透率门槛。 图 9：1990-2022年中美欧发电量（亿千瓦时） 图10：2022年各国/地区新能源发电量占比 资料来源：Energy Institute，信达证券研发中心 资料来源：中电联，Energy Institute，信达证券研发中心 由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性，以及通过电力电子装置并入电网的特 征，以新能源为主体的新型电力系统将呈现“双高”的特点，即高比例新能源与高比例电 力电子装备并存的情况。从本质来看，新能源电力具有强不确定性和低保障性，超出社会 与能源系统协同发展节奏将会对能源安全带来挑战，推高能源成本。据郭剑波院士在《新 型电力系统面临的挑战以及有关机制思考》中预测，2030 年新能源出力占总负荷之比的波 动范围为 5%~61%，2060 年新能源出力占系统总负荷的比重为 11%~187%。大范围的新 能源出力贡献波动，叠加其出力“极热无风、晚峰无光”特性，将导致极端天气下新能源出 力的负相关性特征更为明显，其长时间低出力将带来保供应挑战。而在新能源高出力时段， 系统消纳、安全和储能等技术亟待实现高速发展。 图 11：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处 理） 图12：2011-2022年风光装机占比、三产生活用电占比、火电利 用小时数对比 资料来源：《大规模新能源发电基地出力特性研究》（郑可轲、牛 玉广著），信达证券研发中心 资料来源：中电联，信达证券研发中心 美国, 2022, 45477 欧洲, 2022, 39009 中国, 2022, 88487 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 美国 欧洲 中国 8.8% 10.1% 15.0% 21.6% 13.3% 11.1% 16.6% 19.8% 19.4% 11.5% 0.8% 17.7% 15.7% 13.0% 4.9% 4.7% 7.3% 10.1% 17.8% 5.2% 6.0% 5.8% 6.0% 6.2% 15.0% 9.1% 25.8% 10.4% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 中国 美国 欧盟 德国 河北 山西 内蒙古 吉林 黑龙江 河南 西藏 甘肃 青海 宁夏 风电 光伏 风光装机占比, 4.6% 29.6% 三产生活用电占 比, 22.8% 32.7%火电利用小时数, 5305 4379 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 0.0% 5.0% 10.0% 15.0% 20.0% 25.0% 30.0% 35.0% 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 风光装机占比 三产生活用电占比 火电利用小时数 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 11 新能源高比例渗透叠加居民和三产负荷快速增长，源荷两端波动性增大，电力系统面临缺 电和弃电并存的局面，尖峰时刻电力系统供需不平衡矛盾凸显，电力系统灵活性调节资源 需求凸显。电源侧，在日电力平衡上，新能源的日波动性大，存在反调峰特性及光伏“鸭型 曲线”问题；用户侧，居民和三产用电负荷快速增长，多元、互动、灵活的用能设备大量接 入，终端无序用电增长将会增加系统净负荷峰谷差，功率波动问题更加突出。尖峰负荷增 速高于用电量增速，顶峰装机不及预期，顶峰容量裕度逐渐萎缩的情况下，电力系统缺电 问题频发。因此，构建新型电力系统的关键在于对灵活性资源的挖掘。随着新能源持续渗 透电力系统，系统对于灵活性资源的功能需求和内涵定义也在逐步外延。 图 13：顶峰容量及全国尖峰负荷情况（万千瓦） 资料来源：Wind，中电联，信达证券研发中心 表4：2021-2023电力供需形势 年份 2021迎峰度冬 2021迎峰度夏 2022迎峰度冬 2022迎峰度夏 2023迎峰度冬 2023迎峰度夏 华中 湖南、江西有序用电 湖南、江西、 河南、湖北有 序用电 江西、湖南紧 平衡 湖北有序用电 供需形势偏紧 供需形势偏紧 华南 - 广东、广西有序用电 - - 供需形势偏紧 供需形势偏紧 西南 四川有序用电 贵州、云南、重庆有序用电 四川、重庆、贵州紧平衡 四川重庆有序用电 - 华北 蒙西有序用电 蒙西有序用电 - - 供需紧平衡 - 华东 江苏、浙江、安徽有序用电 浙江有序用电 上海紧平衡 浙江、安徽、江苏有序用电 供需形势偏紧 供需形势偏紧 东北 - - - - - 西北 新疆有序用电 陕西有序用电 - - 供需形势偏紧 - 资料来源：中电联，北极星售电网，信达证券研发中心 新型电力系统的源荷波动仅靠传统煤电调节难以满足需求。风光出力波动性对短时电力平 衡的影响愈加显著，电力系统短时间尺度灵活性需求增强，要求系统能够更快速、频繁地 匹配供需平衡。而据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》表明，煤电 灵活性改造方式不适宜提供短时间尺度（15 分钟颗粒度）的灵活性。此外，频繁的出力调 节和启停还会导致煤电机组设备受损、寿命缩短。因此我们认为，单纯依赖煤电灵活性改 造并不合理，电力系统需要更优质的快速调节资源来满足短时灵活性需求。 -1000 4000 9000 14000 19000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023E 剩余顶峰容量裕度（右轴） 顶峰容量情况（左轴） 全国主要电网最高用电负荷（含备用）（左轴） 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 12 抽蓄和电化学储能调节性能优越，但仍存在建设周期长和运行成本高等问题。抽水蓄能电 站是具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能的灵活性资源。电化学储能 响应速度较快，充放电灵活，可响应秒级/分钟级的调度指令。但抽水蓄能限于其工期较长 （5~8 年），自然条件要求较高（要求有河流有落差），建设情况较为复杂（涉及移民拆迁 等社会问题），短期内或难以实现大幅超预期的增量发展。而目前电化学储能度电调峰成本 仍在0.5元/kWh以上，相比于火电灵活性改造0.1元/kWh和抽水蓄能0.2元/kWh的调峰 成本仍有较大差距。长期而言，电化学储能的发展仍需要持续降本带来经济性提升，以及 相关市场化机制实现成本的疏导转移。 表5：灵活性资源特性比较 资源类型 资源特性 灵活性提升特点 运行范围 (%) 爬坡速率 (Pn/min) 启停时 间(h) 调节方向 调节时间尺度 供/需 向上/下 供/需 向下/ 上 供/需 向上/ 下速 率 供/需 向下/上 速率 短时 中时 长时 电源侧 常规煤电 未改造 50-100 1-2% 6-10 - - - - ★ ★★ ★★★ 已改造 30-100 3-6% 4-5 - √ √ √ ★ ★★★ ★★★ 燃煤热电联产 未改造 80-100 1-2% 6-10 - - - - ★ ★ ★★ 已改造 50-100 3-6% 4-5 - √ √ √ ★ ★★ ★★★ 气电 20-100 8% 2 √ √ √ √ ★★ ★★★ ★★ 常规可调节水电 0-100 20% 1 √ √ √ √ ★★★ ★★ ★ 核电 30-100 2.5-5% - √ √ √ √ ★ ★ ★ 储能 抽水蓄能 -100-100 10-50% 0.1 √ √ √ √ ★★★ ★★★ ★ 电化学储能 -100-100 100% 0.1 √ √ √ √ ★★★ ★★ - 绿氢 - - - - √ - √ - ★★ ★★★ 需求侧 需求响应 用电负荷的3-5% 瞬时 0 √ √ √ √ - ★★★ ★ 微电网 - - - √ √ √ √ ★ ★★ - 电动汽车 - - - √ √ √ √ ★★ ★★ - 资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌项目课题组著），信达证券研发中心 需求侧响应提升系统灵活性性价比较高。根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性 与政策建议》研究，经过灵活性改造的煤电机组最小出力能够降至额定容量的 30%，其成 本主要包括单位调节容量改造投入成本 600-700 元/千瓦，以及低负载运行增加煤耗 14-20 克/千瓦时对应的运行成本；储能和抽水蓄能能够在 1-2 分钟内完成从零至满出力的调整， 调节范围为额定容量的-100%~100%，其建设投入成本分别为1.5元/瓦·时和6300-7200元 /千瓦，运行成本基本为常规运营维护费用和人工费用，与建设成本相比几可忽略；需求响 应规模一般可达到最大负荷的3-5%，考虑推广费用和相关智能设备以及管理运维平台成本 后，单位投资为 200~400 元/千瓦。因此，综合考虑灵活性资源建设/改造投入成本和运行 维护成本后，需求响应提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低，性价比更高。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 13 表6：灵活性资源成本比较 资源类型 灵活性成本构成 固定成本投入 成本增量 机会成本 电源侧 灵活性改造煤 电 常规煤电 灵活性改造投资成本 600-700元/千瓦 低负载运行产生的可变成本 增量 14-20克/千瓦时 机组的加速折旧和部件 磨损、更换成本增量 损失部分发电收 益 燃煤热电联产 灵活性改造投资成本 300-500元/千瓦 低负载运行产生的可变成本 增量 机组的加速折旧和部件 磨损、更换成本增量 损失部分发电收 益 燃气电厂 建设投资成本 气电置换煤电7013- 9457元/千瓦 运行维护成本 低负载运行时高于0.56-0.58元/千瓦时 - 常规水电 - 频繁变水流量导致水轮机叶片寿命损耗 损失部分发电收益 核电 无 燃料循环成本增量 设备维护更换成本增量 损失部分发电收益 储能 抽水蓄能 投资建设成本 6300-7200元/千瓦 运行维护成本 - 电化学储能 投资建设成本 1.5元/瓦·时 运行维护成本 退役处置成本 - 绿氢 投资建设成本 1.71元/Nm3 生产成本 20~65元/千克 运输成本 3.9~13元/千克 损失部分发电收 益产生 需求侧 需求响应 前期平台建设、设备更 换等投入 200~400元/千瓦 运行维护成本 中断、转移生产的机会成本 微电网 主、微网连接的平台建设、设备更换投入 运行维护成本 中断、转移生产的机会成本 电动汽车 平台建设和设备更换投 入 充电桩2000-6000元 其他成本约70元/m2 运行维护成本 资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（中国电力圆桌项目课题组著），信达证券研发中心 2、电力市场化改革加速推进，政策鼓励助推虚拟电厂发展 国家发改委、能源局各级政策开始鼓励各地探索虚拟电厂商业模式，虚拟电厂肩负 3%~5% 的 顶峰作用。2022年3月，国家发改委能源局发布《“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”，是在国家级能源规划层面首次提出需求侧响应的发展 体量目标。2023年5月，国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，其中新 增需求响应章节，加码需求侧响应的体量至“到2025年，全国需求侧响应将有望达到最大 用电负荷的 3%~5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过 40%的省份达到 5%或以上”， 并且要求“全面推进需求侧资源参与电力市场常态化运行”，代表以价格手段鼓励需求侧资 源提供服务的机制得以有效保障，虚拟电厂作为需求侧响应主体有望从电能量、辅助服务 和容量等多个维度获得收益。各省区市同样积极推进虚拟电厂相关政策制定，鼓励虚拟电厂 参与现有市场。广州、山西、浙